Суммарный отбор - жидкость
Cтраница 1
Суммарный отбор жидкости сильно зависит от Цо - коэффициента различия физических свойств нефти и агента, но несильно зависит от V - общей расчетной послойной неоднородности. [1]
Суммарный отбор жидкости к этому времени составляет 0 5 - 1 0 объема от балансовых запасов нефти. [2]
F - суммарный отбор жидкости в долях ( или единицах) подвижных запасов нефти, Qo - начальные извлекаемые запасы нефти, которые при объединении пластов обязательно должны быть отобраны; Qjo - начальные извлекаемые запасы жидкости, которые при объединении пластов увеличиваются, конкретно, по пласту более проницаемому в v раз увеличиваются в v раз. [3]
Требуется определить наибольший суммарный отбор жидкости из месторождения и его распределение по скважинам при следующих условиях: 7ж 7тах - условие максимальной пропускной способности насосно-компрессорных труб, насосов или наземного оборудования; q gmm - условие фонтанирования; рзаб Ртт - условие, обеспечивающее работу скважины при давлении выше давления насыщения и без выноса песка; 7наг 7тах - условие максимальной пропускной способности колонны нагнетательной скважины; рнаг ртах - условие, ограничивающее максимальное давление на забоях нагнетательных скважин. [4]
А недостаточно большой ожидаемый суммарный отбор жидкости, вернее, недостаточно большой ожидаемый суммарный отбор воды - может объяснить причину снижения введенных в разработку начальных извлекаемых запасов нефти, состоящую в ограничении работы обводненных добывающих скважин, в снижении их предельной обводненности по сравнению с утвержденной проектной величиной. [5]
 |
Зависимость нефтеотдачи г от безразмерного количества отобранной жидкости т. [6] |
Депрессии на пласт и суммарный отбор жидкости из скважин ( и из залежи в целом) в результате этого снижались. Относительно более высокие суммарные отборы жидкости и водные факторы, достигнутые при разработке рассмотренных месторождений Куйбышевской области, Эмбенского района и других, по-видимому, можно объяснить главным образом высокой плотностью размещения эксплуатационных скважин и эксплуатацией этих скважин до более высокой обводненности продукции. [7]
Расчет дебатов рядов скважин, суммарных отборов жидкости из пласта, а также определение давлений на забоях скважин при одновременной работе нескольких рядов связаны со значительными математическими трудностями. В связи с этим при решении задач по определению дебитов скважин, отборов отдельных блоков и суммарной добычи жидкости из залежи пользуются методом электродинамических аналогий. Основные формулы, использующиеся для расчетов, получены из следующих соображений. [8]
В этих условиях пластовое давление зависит от суммарного отбора жидкости из пласта и непрерывно снижается. [9]
Была проанализирована зависимость обводнения отдельных скважин от суммарного отбора жидкости в пластовых условиях. Как правило, вначале скважина работала с высоким темпом обводнения, который затем резко снижался и после отбора определенного количества жидкости он снова начинал увеличиваться. Другими словами, темп обводнения как бы стабилизировался, и скважина долгое время работала почти с одинаковым процентом обводнения. [10]
В этих условиях пластовое давление зависит от суммарного отбора жидкости из пласта и непрерывно снижается. По мере извлечения нефти из пласта и снижения давления в нефтяной зоне газовая шапка расширяется и газ продвигает нефть в пониженные части пласта к забоям скважин. [11]
В этих условиях пластовое давление зависит от суммарного отбора жидкости из пласта и непрерывно снижается. По мере извлечения нефти из пласта и снижения давления в нефтяной зоне газовая шапка расширяется и газ продвигает нефть в пониженные части пласта к забоям скважин. [12]
 |
График разработки водо-нефтяной зоны залежи пласта Д1У Шкаповского месторождения. [13] |
Суммарный объем закачанной в законтурные нагнетательные скважины воды превышает суммарный отбор жидкости из водо-нефтяных зон в 6 7 раза, а текущая закачка воды в 2 7 раза выше, чем отбор жидкости. Из-за того, что нагнетательные скважины расположены по периметру залежи на различном расстоянии друг от друга, нагнетаемая вода продвигается по пласту неравномерно. [14]
В табл. 58 приведены значения средних дебитов по пластам и суммарные отборы жидкости с учетом приобщения нижележащих пластов при заданных темпах отбора нефти. [15]
Страницы: 1 2 3 4