Средняя эффективная мощность

Cтраница 2

Александровское месторождение. Структурная карта по кровле коллекторов свиты горячего ключа ( по данным объединении Кубаньгазпром. [16]

На месторождении выявлены две залежи: газовая в зеленой свите эоцена и нефтяная в свите горячего ключа. Отложения зеленой свиты подразделяются на три пачки, две из которых, нижняя и верхняя, являются глинистыми и заключают между собой среднюю песчанистую пачку ( мощностью до 60 м), к которой приурочена газовая залежь. Газоносный горизонт средней эффективной мощностью 27 м залегает на глубинах 470 - 640 м и характеризуется пористостью 20 - 25 % и проницаемостью от 0 5 до нескольких дарси. Особенностью залежи является величина пластового давления, равного 27 кГ / см., что намного ниже гидростатического. [17]

Из рис. 2.3 видно, что продолжительность цикла смешения уменьшается с уменьшением размеров кусков каучука, а затем увеличивается при переходе на гранулированный каучук. Пиковая мощность заметно снижается с уменьшением размеров кусков каучука. Соответственно снижается и средняя эффективная мощность. Наибольшая интенсивность работы наблюдается при смешении самых крупных кусков каучука, а при переходе на гранулированный каучук интенсивность работы резко снижается. Наибольшее значение вязкости по Муни наблюдается при подаче самых крупных кусков каучука в резиносме-ситель, а также при подаче гранулированного каучука. [18]

Величина эффективной мощности, используемая при расчетах по этим формулам, принимается одинаковой во всех рядах скважин и равной средней эффективной мощности пласта в целом. В прерывистом же пласте работает не вся эффективная мощность в связи с тем, что часть линз и полулинз вскрываются только эксплуатационными или только нагнетательными скважинами. Между тем при определении средней эффективной мощности пласта в расчеты включается величина мощности линз и полулинз. [19]

В рамках второй модели предполагается линейное изменение по площади разведуемых параметров залежи в интервалах между разведочными скважинами. При этом трехмерная модель залежи заменяется плоской, параметры которой в точках наблюдений определяются в предположении, что по мощности разреза залежь ( в том числе и массивная) квазиоднородна. Эта модель используется для оценки средней эффективной мощности залежи, а также при построении карт различных искомых параметров. [20]

Такой подход в определенной мере обеспечивает равномерную отработку запасов газа. По этой схеме ( рис. За) средняя эффективная мощность в интервале перфорации составляет 50 - 60 от общей эффективной мощности в зоне расположения скв. [21]

При установлении размеров продуктивной площади необходимо учитывать также потенциальную добычу из непродуктивных, на первый взгляд, отделов пласта. Продуктивная площадь не должна сводиться только к участкам, отводимым под эксплуатационные скважины. У контуров нефтяного пласта обычно расположена площадь со средней эффективной мощностью продуктивного горизонта слишком незначительной, чтобы обеспечить высокую эффективность бурения. Однако нефть с этой площади может дренироваться в приконтурные эксплуатационные скважины. Поэтому следует учитывать эту площадь как часть продуктивной формации, хотя впоследствии можно принять низкое средневзвешенное значение нефтеотдачи с этих участков вследствие их ограниченной мощности и значительного расстояния от эксплуатационных скважин. Чтобы перевести коэффициент нефтеотдачи, выраженный частью норового пространства, в эквивалентную суммарную добычу нефти, следует определить среднюю пористость коллектора, а также общий продуктивный объем пласта. [22]

Наиболее характерным в этом смысле является Самотлорское месторождение. В первоначальной принципиальной схеме разработки в меловых отложениях было выделено четыре объекта разработки: БВ8, БВю, АВ4 5 ABi и АВа з - с бурением на каждый из них самостоятельной сетки эксплуатационных и нагнетательных скважин. В процессе бурения разведочных и поисковых скважин были изучены структурно-морфологические особенности горизонта БВ8 и в его составе сверху вниз выделены три пласта БВ 8, БВ814 - 2 и БВ38, характеризующиеся различными величинами средней эффективной мощности соответственно 4 - 8, 15 - 22, 8 м), различными глинизацией, расчлененностью, распространением по площади, а также наличием зон замещения и слияния пластов. [24]

В качестве следующего примера определим техническое состояние агрегатов типа ГТН-16 на ДКС-4 Медвежинской ГПУ ДП Надымгазпром и прилегающего к нему участка газопровода за весь 1994 год. Исходными данными являются среднесуточные значения производительности, среднее количество проработавших агрегатов, средние значение температур и давлений на входе и выходе ДКС за каждый месяц всего года. Коэффициент технического состояния газопровода определяется как отношение фактического ( Е) и теоретического ( Е т) значений коэффициента загрузки газопровода, причем теоретический коэффициент определяет недогрузку агрегата только по причине внешних факторов, определяемых колебаниями температуры наружного воздуха и газопоступления и газопотребления. Среднее значение коэффициента технического состояния работающих в течение года агрегатов ( К г г п а) определяется аналогично, как для газопровода, отношением коэффициентов загрузки агрегатов фактического ( К) и теоретического ( К, ) При определении фактического значения коэффициента загрузки К среднюю эффективную мощность всех работающих агрегатов рассчитывали по данным со стороны центробежных нагнетателей на основании вычислений потенциальной работы сжатия газа по известной формуле. [25]

Страницы: 1 2