Среднесуточный дебит скважины (в тыс. м3) на начало планируемого периода устанавливают в соответствии с технологическим режимом работы скважин, а время работы — вычитанием из календарного числа скважино-суток времени остановок скважин на плановый ремонт или на проведение геолого-технических 120 [c.120]
Дебит скважин (в тыс. м3) на начало планируемого периода устанавливают в соответствии с технологическим режимом работы скважин, а время работы — вычитанием из календарного числа скважино-суток времени остановок скважин на плановый ремонт или проведение геолого-технических мероприятий. При неизменном среднесуточном дебите скважины объем добычи равен произведению дебита на плановое количество скважино-суток работы скважин. При падающем дебите на месторождении объем добычи газа рассчитывают по месяцам с учетом коэффициента изменения производительности скважин. Методика расчета в этом случае такая же, как и при планировании добычи нефти по месторождениям, разрабатываемым без проекта. [c.231]
Среднесуточный дебит скважин 60. [c.330]
Среднесуточный дебит скважин, т/сут - до проведения мероприятий, - после проведения мероприятий, И 27 [c.27]
Текущий Д. с. представляет собой среднесуточный дебит скважин по месяцам планируемого периода. Этот показатель характеризует изменение во времени производительности месторождения. [c.12]
Среднесуточный дебит скважин, т/сут 28 20 72 [c.11]
Среднесуточный дебит скважин Экономия условно-постоянной части эксплуатационных расходов, приходящихся на одну тонну дополнительно добиваемой нефти [c.16]
Исходный среднесуточный дебит скважин, т 60 Коэффициент эксплуатации 0,98 [c.22]
Среднесуточный дебит скважин (одной или группы) — это среднее количество тонн нефти (тыс. кубометров газа), добытое за сутки непрерывной работы скважины (скважин). Он определяется отношением общей добычи нефти (газа) к количеству скважино-суток, отработанных скважиной (или группой) за один и тот же период времени. Время простоя скважины с целью накопления жидкости при периодической эксплуатации относится к рабочему времени. [c.36]
Среднесуточный дебит скважин (в тыс. м3) на начало планируемого периода устанавливают в соответствии с технологическим режимом работы скважин, а время работы — вычитанием из календарного числа скважино-суток времени [c.259]
Среднесуточный дебит скважин, т . ....... [c.145]
А - количество скважин q - среднесуточный дебит скважин, т/сут. -коэффициент эксплуатации. [c.14]
Среднесуточный дебит скважины [c.299]
Среднесуточный дебит скважины — [c.299]
Среднесуточный дебит скважины рассчитывают путем деления общей среднесуточной добычи на число эксплуатируемых скважин, принадлежащих компании. Это число определяют умножением принадлежащей компании доли активного участия в каждой скважине на ее дебит и сложением полученных результатов. [c.300]
Среднесуточный дебит скважины можно использовать как индикатор потенциальной прибыльности компании в будущем. Чем больше среднесуточный дебит скважины, тем выше вероятность того, что компания ведет добычу запасов эффективно. [c.300]
Текущий дебит — это среднесуточный дебит скважин по месяцам планируемого периода. Он зависит от исходного дебита и учитывает его изменение во времени. [c.232]
Среднесуточный дебит скважин (( ) равен отношению общей добычи нефти ( QHXJ ) ка количество скваяашо-суток,-отработанных сквакинаш за этот период времени ( [ ), т.е. п -а среднемесячный дебит - это отношение общей добычи не ти к количеству отработанных скважино-месяцев за один. И тот же период времени, т.е. (ь - S -4-- [c.19]
Объектами исследования были выбраны малодебитные месторождения НГДУ Ишимбайнефть . Для построения моделей прогноза себестоимости были отобраны следующие факторы темп разработки, лет газовый фактор, м3/т часы фактической работы скважин в сутки коэффициент подачи насоса среднесуточный дебит скважины, т/сут время на подземный ремонт скважины, ч коэффициент накопления нефти фондоотдача скважины, т/руб. [c.54]
Прежде всего следует отметить, что в 1966—1972 гг. происходит снижение де(5итрв во всех газодобывающих районах, обеспечивающих основную добычу, и как результат этого — снижение среднегодовой добычи газа на одну скважину. За рассматриваемый период среднесуточный дебит скважин снизился со 180 тыс. мэ/сут в 1965 г. до 133 тыс. м3/сут в 1972 г., или на 26%. В такой же пропорции снизилась годова я добыча на одну скважину (табл. 5.7). [c.109]
Однако в последующие годы тенденция повышения роли республики в общесоюзном промышленном производстве перешла в тенденцию ощутимого ее снижения, поскольку ряд отраслей добывающей промышленности БАССР вступил в стадию сокращения добычи эксплуатируемых ресурсов сырья и топлива. За 1970-1985 гг. добыча нефти сократилась с 39,2 до 30,3 млн т, газа - с 1947 до 670 млн кубометров, бурого угля - с 6,9 до 3,4 млн т. Стали ухудшаться технико-экономические показатели указанных подотраслей. Так, в добыче нефти фонтанный способ почти полностью уступил место насосному, закачка воды в пласт достигла 266 млн кубометров (в 1970 г. - 124 млн кубометров), обводненность добываемой нефти - 88,3% (в 1970 г. - 62,4%), среднесуточный дебит скважин снизился до 6,3 т (в 1970 г. - 15,3 т), за счет резкого уменьшения добычи более качественной девонской нефти произошло ухуд- [c.49]
Повышению нефтеотдачи и текущих показателей разработки способствует внутрипластовое сульфирование нефти серной кислотой. Среднесуточный дебит скважин через 1—3 месяца возрос на Ташлиярской площади Ромашкин-ского месторождения на 20—30% и более. Закачка 1 т серной кислоты с учетом повышения нефтеотдачи дает примерно 160 руб. чистой прибыли [5]. [c.96]