Годовая добыча - нефть
Cтраница 2
Методика УкргипроНИИнефти воспроизводит годовую добычу нефти и жидкости с заметными отклонениями на всем 11 -летнем отрезке времени. [16]
 |
Динамика добычи нефти, воды, жидкости Андреевского месторождения.| Динамика КНО, обводненности, количества скважин Андреевского месторождения. [17] |
Примечание: QH - годовая добыча нефти; QB - годовая добыча воды; Сж - годовая добыча жидкости; QHBK. [18]
Для возможности сравнения кривых годовая добыча нефти показана в процентах к начальным извлекаемым запасам. [19]
А и А2 - годовая добыча нефти соответственно без применения и с использованием новой техники, т; Н - специальный норматив удельных приведенных затрат на 1 т прироста добычи нефти, руб. Он устанавливается исходя из затрат по худшим месторождениям, вводящимся в тот или иной плановый период. [20]
Производительность труда определяют делением годовой добычи нефти на данном месторождении на общее число рабочих ( основных и вспомогательных), занятых в добыче нефти. [21]
Данные табл. 1.6 о годовой добыче нефти на душу населения свидетельствуют о том, что уровень его благосостояния определяется все-таки действующим в государстве механизмом распределения нефтедолларов. В таблице 1.7 приведены данные о крупнейших нефтедобывающих компаниях мира. [22]
В целом по Бобровскому месторождению годовая добыча нефти составляет 797 7 тыс. т, накопленная - 49030 0 тыс. т, или 78 7 % от начальных извлекаемых запасов. [23]
В целом по Ибряевскому месторождению годовая добыча нефти составляет 173 9 тыс. т, накопленная - 3603 2 тыс. т, или 85 3 % от начальных извлекаемых запасов. С целью стабилизации добычи нефти по месторождению необходимо предусмотреть вывод из бездействия ( 50 единиц) большого количества добывающих скважин и освоение системы заводнения второго объекта разработки. [24]
В целом по Байтугановскому месторождению годовая добыча нефти составляет 87 9 тыс. т, накопленная - 5953 9 тыс. т, или 44 6 % от начальных извлекаемых запасов. Разработка объектов Байтугановского месторождения осуществляется успешно, на уровне проектных показателей, при гораздо меньшей фактической обводненности продукции скважин. Однако в условиях низких начальных пластовых давлений ( 6 6 - 10 9 МПа), неуклонном снижении пластового давления по объектам разработки необходимо срочное бурение нагнетательных скважин и создание эффективной системы поддержания пластового давления. [25]
Темп разработки г - отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам, выражается в процентах. Этот показатель изменяется во времени, отражая влияние на процесс разработки всех технологических операций, осуществляемых на месторождении как в период его освоения, так и в процессе регулирования. Судя по приведенным зависимостям, процессы разработки этих месторождений существенно отличаются. По кривой / можно выделить четыре периода разработки, которые будем называть стадиями. [26]
Это способствует не только увеличению годовой добычи нефти, но и более полному включению объема залежи в процесс разработки. Необходимое пластовое давление на линии нагнетания обеспечивается соответствующим давлением на устье нагнетательных скважин при закачке воды. [27]
Те же зависимости себестоимости нефти от годовой добычи нефти показаны на фиг. ИЗ и 114, кривые которых отличаются от кривых фиг. [28]
Кривая 2, характеризующая фактическую зависимость годовой добычи нефти от суточного дебита скважины, построена по опытным данным эксплуатации установки на различных режимах. [29]
Как уже говорилось выше, поддержание годовой добычи нефти на высоком уровне будет обеспечено в частности и за счет ввода в разработку месторождений тяжелых высоковязких неф-тей и совершенствования методов воздействия на продуктивные пласты. [30]
Страницы: 1 2 3 4