Продолжительность - работа - скважина
Cтраница 2
Следует рассмотреть два метода расчета в зависимости от продолжительности работы скважины до ее закрытия. [16]
Описанный выше метод применим для условий, когда продолжительность работы скважины до остановки Т значительно больше продолжительности t наблюдения за изменением давления. [17]
Создание противодавления увеличивает расход рабочего агента, однако продолжительность работы скважины без ремонта компенсирует этот расход. [18]
Из формулы (6.2) видно, что для увеличения продолжительности работы скважины в х раз по сравнению с имеющей место при закачке воды с в г / м3 ТВЧ, потребуется улучшить качество воды и уменьшить содержание в ней взвеси также в х раз. Следовательно, межремонтный период для призабойных зон нагнетательных скважин при улучшении качества воды в 2 - 3 раза на аппаратах АОСВ будет увеличен в такое же количество раз. [19]
Из формулы (6.2) видно, что для увеличения продолжительности работы скважины в х раз по сравнению с имеющей место при закачке воды с в r / MJ ТВЧ, потребуется улучшить качество воды и уменьшить содержание в ней взвеси также в х раз. Следовательно, межремонтный период для призабойных зон нагнетательных скважин при улучшении качества воды в 2 - 3 раза на аппаратах АОСВ будет увеличен в такое же количество раз. [20]
Полученный результат показывает, что увеличение среднесуточных дебитов и продолжительности работы скважин на повышенном дебите после гидроразрыва пластов отвечает закону распределения Шарлье. [21]
Подобный характер продвижения воды по пласту приводит к сокращению продолжительности безводной работы скважин, тогда как водный период нередко оказывается растянутым на десятки лет. Водонефтяной фактор за водный период достигает величины 5 - 10 и даже более. Естественно, что в этих условиях к системе контроля должны предъявляться максимальные требования, должно быть увеличено число контрольных скважин, исследуемых методами радиометрии. [22]
 |
Определение глубины гидратообразования в простаивающей газовой скважине. [23] |
Расчет устьевой температуры в работающей газовой скважине производят для следующей продолжительности работы скважины - 1, 10, 20, 30 и 60 сут с последующим построением графика изменения температуры во времени. [24]
Величина Vt, определяемая по формуле (5.3), зависит от продолжительности работы скважин перед закрытием для снятия КВД. Если же дренированием охвачена не вся залежь, то полученные объемы будут соответствовать только дренируемому в данный момент времени объему месторождения. [25]
Величина и; , определяемая по формуле (3.9), завистгг от продолжительности работы скважин перед закрытием для снятия КВД. [26]
Приведенный пример показывает, что коэффициент Ь практически не зависит от продолжительности работы скважины на режимах. Следует подчеркнуть, что за время tp ( как правило, не более 60 мин) радиус R ( tp) составляет не менее нескольких десятков метров. Поэтому возможность пренебречь влиянием продолжительности периода стабилизации на значение b практически всегда будет оправдана даже для пластов с наилучшими коллекторскими свойствами. [27]
Высота подъема нефти, кроме депрессии на пласт, зависит от продолжительности работы скважины и свойств пласта и нефти. Поэтому предложенная формула для расчета дебита газа справедлива для стационарного конуса. [28]
КВД пластовое давление, МПа; Т QA06 / Q0 - продолжительность работы скважины до остановки для снятия КВД, с; ( 2ДОб - суммарный отбор газа из скважины со времени последней остановки, м3 / сут; Qo - дебит перед закрытием скважины, м3 / сут. [29]
КВД пластовое давление, МПа; Т Qn06 / Q0 - продолжительность работы скважины до остановки для снятия КВД, с; QWi - суммарный отбор газа из скважины со времени последней остановки, м3 / сут; Qo - дебит перед закрытием скважины, м3 / сут. [30]
Страницы: 1 2 3 4