Cтраница 1
Величина коэффициента продуктивности после воздействия зависит от свойств пласта, применяемого метода и других условий. [1]
Сопоставление величин коэффициента продуктивности, определенных до и после обработки скважины, позволяет судить об изменении качественной характеристики призабойной зоны. [2]
По величине коэффициента продуктивности удобно судить о значимости скважин, как основного производственного объекта цеха добычи нефти и газа. [3]
Факт высокой стабильности величины коэффициента продуктивности отмечен в определенных ограниченных пределах изменения забойного давления, когда оно выше давления насыщения нефти газом ( и не происходит распад пластовой нефти на газообразные, жидкие и твердые компоненты) и ниже уровня давления гидроразрыва пласта. Вне этих пределов коэффициент продуктивности заметно и даже значительно изменяется: при повышении забойного давления выше уровня давления гидроразрыва происходит его увеличение, при понижении ниже уровня давления насыщения происходит его уменьшение. Обычно выход забойного давления за указанные пределы не рекомендуется. А чтобы снять этот запрет, надо эту проблему рассмотреть гораздо более детально применительно к конкретным условиям, учесть все плюсы и минусы, все возможные отрицательные последствия. [4]
Результаты обработки определяют по величине коэффициента продуктивности скважины до и после обработки, а также по суммарному количеству дополнительной нефти, добытой из скважины после обработки ее кислотой. Экономическими показателями целесообразности обработок служат количество дополнительной нефти, приходящейся на 1 ттг израсходованной кислоты, и себестоимость дополнительной нефти. [5]
Коэффициент продуктивности скважины, КСКВ - сумма величин коэффициентов продуктивности скважины по пластовой нефти и пластовой воде. [6]
Мальти, В.И. Азаматовым и др. было показано, что величины коэффициентов продуктивности можно рассчитать с помощью метода многомерного регрессионного анализа по комплексу геолого-промысловых данных. [7]
Здесь дана классификация нефтяных залежей и месторождений: по величине коэффициента продуктивности добывающей скважины, по глубине залегания нефтяных пластов и создаваемой депрессии на эти пласты, соответственно по начальному безводному дебиту нефти добывающей скважины и начальному дебиту нефти на одну проектную скважину, по начальным извлекаемым запасам нефти на одну проектную скважину и соответственно по потенциально возможной интенсивности отбора извлекаемых запасов нефти. Установлено, что некоторые высокие потенциально возможные дебиты скважин и интенсивность отбора извлекаемых запасов нефти практически неосуществимы, ибо следующие звенья производственно-транспортной цепи ограничивают общую производительность. Отмечено, что многорядное расположение добывающих скважин - это искусственное увеличение фильтрационного сопротивления и бесполезная потеря части расходуемой энергии. [8]
Результаты расчетов показывают значительное влияние начального состава смеси на изменение величины коэффициента продуктивности скважины. [9]
Эффект, получаемый от солянокислотной обработки, определяется разностью в величине коэффициента продуктивности скважины до и после обработки, а также суммарным количеством дополнительной нефти, добытой из скважины после обработки. [10]
Обычно по скважинам наблюдается очень высокая неоднородность по продуктивности ( по величине коэффициента продуктивности), даже у соседних скважин, даже при идеальном бурении и исследовании скважин. По этой причине все скважины разные и все группы скважин разные; и средняя продуктивность по небольшой совокупности пробуренных и исследованных разведочных скважин залежи заметно или значительно отличается от средней продуктивности по всем проектным скважинам, которые еще только будут запроектированы, пробурены и исследованы. [11]
Значимость скважины, как производственного объекта, дающего продукцию, удобно оценивать по величине коэффициента продуктивности. [12]
При наличии промысловых данных испытания скважин проницаемость трещиноватой породы может быть установлена по величине коэффициента продуктивности или по кривой восстановления давления. При отсутствии этих данных, с чем часто приходится встречаться в промысловой практике, особенно на первоначальном разведочном этапе, трещинная проницаемость может быть определена методом микроскопического исследования петрографических шлифов, разработанным во ВНИГРИ. [13]
Важнейшие параметры нефтяных пластов, необходимые для планирования и проектирования дальнейшей разработки нефтяной залежи ( величины коэффициентов продуктивности по нефти добывающих скважин, результирующей неравномерности вытеснения нефти, соотношения подвижностей вытесняющего агента и нефти, коэффициента различия физических свойств нефти и агента, зональную неоднородность нефтяных пластов по продуктивности и удельной продуктивности на единицу эффективной толщины нефтяных пластов), можно и нужно определять по фактической работе и исследованиям добывающих и нагнетательных скважин в предыдущий период, по фактическим начальным нефтяным и водяным толщинам, по фактическим перфорированным толщинам эксплуатируемых нефтяных пластов. [14]
Для решения поставленной задачи, прежде всего, необходимо выбрать наиболее информативные геологопромысловые признаки, которые влияют на уменьшение величины коэффициента продуктивности при совместной эксплуатации пластов. [15]