Безводный период
Cтраница 3
 |
Изменение среднего пластового давления в зависимости от добытого количества газа. [31] |
Кроме того, увеличение безводного периода разработки газового месторождения, а следовательно, коэффициента безводной газоотдачи достигается при таких соотношениях дебитов скважин, когда отмечаются наименьшее суммарное количество поступающей в залежь воды и соответственно наименьшие значения среднего пластового давления. [32]
Сравнивая средние скорости фильтрации безводного периода рассматриваемого процесса одностороннего смешанного вытеснения с таковыми при обычном несмешанном вытеснении, видим, что при любых значениях приложенных градиентов давления и объема смешивающейся оторочки средняя скорость фильтрации в первом случае существенно превышает среднюю скорость фильтрации во втором случае, что является одним из свидетельств эффективности исследованного процесса. [33]
Зная величину накопленной добычи за безводный период, по графам 2 и 1 табл. 5.2 путем интерполяции определяется время безводной работы каждого интервала толщины пласта. С этого времени начинается процесс обводнения данного интервала толщины. После этого по формуле (5.23) определяется значение функции F ( cr, Jo) по годам разработки для каждого интервала толщины. С помощью табл. 5.1 отыскивается соответствующее значение доли воды в добываемой жидкости. [34]
Судя по добыче нефти в безводный период неоднородность пластов является высокой, но не сверхвысокой. [35]
Использование биополимеров позволило значительно продлить безводный период и повысить эффективность разработки месторождения. [36]
 |
Зависимости изменения во. времени годовых отборов газа из обводненных и необводненных скважин. [37] |
Продолжительность периода эксплуатации скважин в безводный период связана с количеством отбираемой воды из обводнившихся скважин. [38]
При фиксированных условиях эксплуатации в первый безводный период расчетный дебит жидкости равен дебиту нефти, а во второй водный период дебит нефти линейно снижается, а расчетный дебит жидкости остается неизменным вплоть до выключения скважины из работы. Кстати, по фактической эксплуатации скважин, по соотношению весового и расчетного отборов агента определяют фактический коэффициент различия физических свойств; и по соотношению безводного накопленного отбора нефти и потенциально возможного накопленного отбора нефти определяют фактическую расчетную послойную неоднородность нефтяных пластов или общую неравномерность вытеснения нефти агентом. [39]
 |
Эффективность метода инверсии при площадном заводнении ( зависимость коэффициента охвата пласта заводнением 0 от кратности промывки т. [40] |
Сравнение размеров целиков нефти за безводный период разработки по обычной обращенной 9-точечной схеме и по первому варианту инверсии показывает эффективность метода. [41]
Это означает, что если безводный период вытеснения составил, например, пять лет, то для получения указанного коэффициента нефтеотдачи идеального грунта водный период должен составлять 25 лет. [43]
Даны расчетные формулы для определения безводного периода. Приведены соображения для учета интерференции несовершенных скважин в залежах с подошвенной водой при расчетах времени безводной эксплуатации. Изложена методика расчета основных показателей разработки водонефтяных и газонефтяных зон анизотропного пласта. [44]
S существенно увеличивает долю нефтеотдачи за безводный период в общей нефтеотдаче пласта ( на 30 - 60 %), тем самым значимо сокращая долю попутно добываемого вытесняющего агента в продукции скважины. Таким образом, решение оптимизационной задачи по выбору плотности сетки скважин с использованием только технологических показателей без экономической оценки эффективности вариантов разработки месторождения невозможно. [45]
Страницы: 1 2 3 4