Практика - разработка - нефтяное месторождение
Cтраница 2
Практика разработки нефтяных месторождений Советского Союза в последнее двадцатилетие показала, что применение значительно более редких сеток скважин позволяет сократить сроки освоения нефтяных месторождений и в сочетании с методами поддержания пластового давления обеспечить высокие темпы роста добычи нефти и улучшить экономические показатели разработки месторождений. [16]
Практикой разработки нефтяных месторождений апробированы и на-ходят широкое применение методы прогнозирования показателей разра-ботки на основе гидродинамических расчетов и с использованием результатов предшествующей разработки. По результатам гидродинамических расчетов устанавливают взаимосвязи между добычей нефти, числом скважин во времени для различных условий разработки. [17]
Практикой разработки нефтяных месторождений апробированы и находят широкое применение методы прогнозирования показателей разработки на основе гидродинамических расчетов и с использованием результатов предшествующей разработки. По результатам гидродинамических расчетов устанавливают взаимосвязи между добычей нефти, числом скважин во времени для различных условий разработки. При этом принимается, что параметры пластов, насыщающих их жидкостей и режимы залежей изучены достаточно полно. [18]
Из практики разработки нефтяных месторождений известно, что часто глина содержится в пласте, например, как цементирующий материал. [19]
Изучение практики разработки нефтяных месторождений в Татарии и Западной Сибири имеет важное значение для отраслевой экономической науки. [20]
 |
Зависимость годовой добычи нефти QH ( сплошные кривые и жидкости Qx ( штрих-пунктир в млн. т от коэффициента текущей нефтеотдачи К. [21] |
Анализ практики разработки нефтяных месторождений с законтурным и внутриконтурным заводнением показывает, что в процессе эксплуатации объектов самостоятельной разработки месторождения динамика добычи нефти имеет четыре характерные стадии. [22]
В практике разработки нефтяных месторождений получают распространение мицеллярные растворы, при расслаивании которых активные компоненты ( ПАВ), образующие высокомолекулярные агрегаты ( мицеллы), сосредоточиваются в основном лишь в одной фазе - водной, нефтяной или промежуточной мицеллярной, находящейся в равновесии с водой и нефтью. [23]
В практике разработки нефтяных месторождений получают распространение мицеллярные растворы, при расслаивании которых активные компоненты ( ПАВ), образующие высокомолекулярные агрегаты ( мицеллы), сосредоточиваются в основном лишь в одной фазе - водной, нефтяной или промежуточной мицеллярной, находящейся в равновесии с водой и нефтью. [24]
В практике разработки нефтяных месторождений понятие неопределенность до настоящего времени практически не использовалось. [25]
В практике разработки нефтяных месторождений часто используется понятие коэффициента продуктивности К. Он определяется как отношение дебита дегазированной нефти к единице перепада давления, когда последний стремится к нулю. Удельный коэффициент продуктивности - это коэффициент продуктивности, отнесенный к единице мощности пласта. [26]
В практике разработки нефтяных месторождений в СССР и за рубежом широкое распространение получили различные способы воздействия на призабойную зону скважин ( механические, химические, тепловые, комбинированные), тахие, например, как-различные модификации гидравлических разрывов пласта и гидропескоструйные перфорации, кислотные обработки, закачка поверхностно-активных веществ и различных химических реагентов, тепловое воздействие. [27]
В практике разработки нефтяных месторождений применяются следующие методы заводнения: законтурное, приконтур-ное, внутриконтурное, площадное, очаговое, барьерное, а также сочетание двух или более методов. Наибольшее распространение получило внутриконтурное заводнение, при котором вода закачивается непосредственно в продуктивные пласты. [28]
В практике разработки нефтяных месторождений все показатели рассчитывают исходя из количества и концентрации запасов нефти по эксплуатационному объекту - Однако при анализе разработки и изучении влияния геолого-технологических факторов на показатели обычно рассматривают плотность сетки скважин, выражая ее через площадь. Поскольку даже две близкие по геологическому строению залежи имеют различные параметры и степень геологической неоднородности, то при одной и той же расчетной плотности сетки скважин геологические запасы, приходящиеся на скважину, и условия извлечения нефти будут разные. Анализ многих опубликованных работ по вопросу влияния ПСС на нефтеотдачу показывает, что ответ на этот вопрос не однозначен и в значительной мере зависит от геолого-физических условий разработки конкретной залежи. Для более реального отражения влияния ПСС на показатели разработки автором была предложена и апробирована методика расчета влияния объемных запасов, приходящихся на скважину, на текущую нефтеотдачу. [29]
В практике разработки нефтяных месторождений в последние годы возрастает объем технологических операций, связанных с возбуждением в пласте упругих колебаний и волновых процессов. [30]
Страницы: 1 2 3 4