Cтраница 4
Снижение продуктивности скважин происходит в процессе бурения в результате проникновения фильтрата глинистого раствора или самого глинистого раствора в пркзабойную зону лласта. При взаимодействии фильтрата глинистого раствора с пластовой минерализованной водой может происходить образование нерастворимых солей и выпадение их в осадок. Также могут образоваться стойкие эмульсии и может снижаться фазовая проницаемость пород пласта для нефти. При контакте фильтрата глинистого раствора с породами происходит набухание глинистого цемента и закупоривание порового пространства. Снижение проницаемости призабойной зоны пласта наблюдается и при эксплуатации нефтяных скважин. В связи с падением давления в призабойной зоне пласта происходит нарушение термодинамического равновесия в пластовой системе и из нефти выделяется свободный газ, снижается температура и происходит отложение парафина и асфальтосмоли-стых веществ в породах и трещинах пласта. [46]
Коэффициент продуктивности скважины определяется по результатам ее исследования. Сущность этого исследования заключается в следующем. [47]
Коэффициентом продуктивности скважины называется отношение дебита скважины к перепаду давления в пласте или количество добываемой жидкости, приходящейся на перепад давления на 1 am в течение суток. [48]
Коэффициент продуктивности скважины является суммой коэффициентов продуктивности для п блоков. [49]
Коэффициент продуктивности скважины на практике определяется по данным исследования скважин методом пробных откачек. В данной работе предлагается метод на основе теории некорректных задач, который позволяет получить оценку коэффициента продуктивности по КВД. [50]
При ультравысокой продуктивности скважин значительная их часть в течение многих лет ( десятилетий) была избыточной для выполнения запланированной добычи нефти. [51]
Коэффициент продуктивности скважин I типа гу подробно был исследован в § 5 главы XV. Таким образом, все решение задачи сводится к сравнению к. [52]