Cтраница 2
Дополнительная добыча нефти в скважинах оборудованных под одновременно-раздельный отбор, ранее совместно эксплуатировавших два и более горизонтов ( пластов) определяется, исходя из разности дебитов до и после применения одновременно-раздельного отбора с учетом коэффициента изменения дебита и коэффициента эксплуатации. [16]
Дополнительная добыча нефти определяется исходя из динамики дебита нефти по скважине до и после обработки с учетом коэффициента месячного изменения дебита. Коэффициент месячного изменения дебита вычисляется в варианте без обработки по фактическим данным работы скважины до проведения мероприятия за время не менее трех месяцев, а в варианте после обработки - по данным работы скважины на повышенном дебите за рассматриваемый период. [17]
Дополнительная добыча нефти в таком случае будет определяться по разности дебитов до и после перевода скважин на одновременно-раздельную эксплуатацию, с учетом темпов обводнения продукции из пластов и коэффициента эксплуатации. [18]
Дополнительная добыча нефти определяется как разница добычи нефти фактической в базовом варианте на тот же объем добычи воды. [19]
Дополнительная добыча нефти в целом по объединению Краснодарнефтегаз росла с 1955 по 1962 г. Начиная с 1962 г. она начала снижаться, хотя по сравнению с 1955 г. объем прироста g добыче нефти в 1975 г. был выше. [20]
Дополнительная добыча нефти за счет гидроразрыва-рассчитывалась нами по каждой скважине в отдельности, при этом в расчет включалось только то время, когда скважина работала на увеличенном дебите. Расчет проводится на основании промысловых данных. [21]
Дополнительная добыча нефти составила 700 тыс. т, В - пласт закачано 2500 тыс. т пара и для продвижения тепловой оторочки 174 тыс. т воды. Нагнетание пара привело к значительному росту среднесуточных дебитов нефти по реагирующим скважинам и восстановлению средневзвешенного пластового давления практически до первоначального. [22]
Дополнительная добыча нефти за счет форсированного отбора жидкости по девонским скважинам приведена в табл. 8.3. Анализ данных показывает, что эффективность метода со временем снижается. [23]
Дополнительная добыча нефти, вызванная закачкой полимерного раствора, составила около 2 5 - 3 тыс. т на 1 т 100 % - ного реагента. [24]
Дополнительная добыча нефти за счет биообработки в скважинах была выражена в долях о г суммарно добытой нефти за период закачки активного ила. Реагирующие скважины были разделены на малоэффективные и высокоэффективные. Малоэффективными считаются скважины, в которых доля дополнительно добытой нефти составляет менее 0 3, а свыше 0 3 - относятся к высокоэффективным. [25]
Дополнительная добыча нефти за счет закачки активного ила Гремключевского участка по состоянию на 1.01.92 г. составила 75 тыс. тонн нефти, что составляет 0 8 % от извлекаемых запасов. [26]
Дополнительная добыча нефти, определенная по характеристикам вытеснения комплексным отделом СибНИИНП, составила 51 4 тыс. т, т.е. 1350 т дополнительно добытой нефти на одну скважино-обработку при средней длительности эффекта 11 месяцев, что для условий пласта ЮК-10 были оценены как высокие показатели. [27]
Дополнительная добыча нефти за весь период но технологии составила 66 12 тыс. т и на одну обработку приходится 2 1 тыс.т. Учитывая, что эффект от внедрения технологии продолжается удельные показатели будут значительно выше. [28]
Дополнительная добыча нефти от форсирования на рассмотренных месторождениях была сравнительно высока. [29]
Дополнительная добыча нефти на 1 т геля ПАА определена в 230 т на северном и 56 т на южном куполе. Разницу в эффективности метода на разных куполах авторы работы [86] объясняют тем, что на северном куполе раствор закачивали на ранней стадии разработки. [30]