Величина - отбор - жидкость
Cтраница 1
 |
Схема опытного участка. [1] |
Величина отбора жидкости по скважинам Туймазинского месторождения, где был осуществлен форсированный отбор, составила 80 - 100 %, а по отдельным скважинам еще больше. [2]
Величину отбора жидкости из компрессорных скважин регулируют путем изменения количества нагнетаемого рабочего агента, глубины погружения подъемных труб или их диаметра. [3]
На величину отбора жидкости из пласта существенное влияние, кроме обычно учитываемых таких факторов, как гидропроводность пласта, перепад давления, система размещения нагнетательных и эксплуатационных скважин, оказывает зональная неоднородность пласта. Известно также, что динамика отбора нефти и воды во времени определяется послойной неоднородностью пласта, а также изменением в процессе разработки залежи гидродинамических параметров ( фазовых проницаемостей, различия в вязкостях вытесняемой и вытесняющей жидкостей), забойного давления фонтанирующих скважин по мере обводнения их продукции и самой системы скважин в связи с отключением из работы обводнившихся скважин и переносом нагнетания. Очевидно, без учета этих факторов трудно ожидать удовлетворительную сходимость расчетных и фактических характеристик процесса разработки, и, следовательно, невозможно с обоснованной уверенностью рекомендовать для осуществления те или иные технологические мероприятия, направленные на улучшение этого процесса. [4]
Каждой величине отбора жидкости из данной скважины соответствует определенная величина забойного давления или динамического уровня или, наоборот, каждому значению забойного давления в данной скважине соответствует определенная величина притока жидкости из пласта. [5]
Каждой величине отбора жидкости из данной скважины соответствует определенное забойное давление или динамический уровень или, наоборот, каждому значению забойного давления в данной скважине соответствует определенная величина притока жидкости из пласта. Забойное давление замеряют спускаемым в скважину глубинным регистрирующим манометром или определяют на основании замера динамического уровня при помощи эхолота. Глубинный манометр спускают в скважину вместе с глубинным насосом. [6]
 |
Характеристика эксплуатации по XVI пласту. [7] |
При назначении величины отбора жидкости из скважины в первоначальный период форсирования следует учитывать технические возмоншости подъемных средств. [8]
Темпом разработки называют величину отбора жидкости из залежи за год, выраженную в процентах от начальных извлекаемых ( или начальных балансовых) запасов нефти. [9]
По участку в целом изменение величин среднемесячного отбора жидкости и содержания нефти характеризуется следующими значениями. [10]
Условный коэффициент продуктивности, определяемый отношением величины отбора жидкости с поля к величине пластового давления между линией нагнетания и зоной отбора, определяется не только величиной средней гидропроводности пластов, но и учитывает характер ее изменения по площади поля. На величину с полей также влияют размещение добывающих скважин относительно линии нагнетания и режимы их эксплуатации. [11]
В зонально неоднородном пласте соотношение между величинами отбора жидкости при различных системах заводнения иное, чем в однородном пласте. Величина отбора жидкости при различных системах заводнения зависит как от степени зональной неоднородности пласта, так и от расположения участков с различной проницаемостью. [12]
Электромоделирование показало, что при очаговом избирательном заводнении величина отбора жидкости может не превышать отбора при пятиточечной площадной и однорядной системах. [13]
Безразмерное время может быть выражено через, обводненность продукции или через величину отбора жидкости на данный момент в долях от порового объема объекта разработки. Строится график зависимости текущей нефтеотдачи от безразмерного времени. [14]
 |
Распределения давления рс. [15] |
Страницы: 1 2 3