Результат - расчет - процесс
Cтраница 1
Результаты расчета процесса показали, что нагнетание жидкого углеводородного растворителя ( пропана) в призабойную зону скважин перераспределяет в ней жидкую фазу и увеличивает производительность скважины. На этом же рисунке показаны профили насыщенности в призабойной зоне скважины на различные моменты ее эксплуатации после обработки. [1]
Результаты расчета процесса показали, что нагнетание сухого газа в призабойную зону скважин перераспределяет в ней жидкую фазу и на определенное время увеличивает производительность скважины. [2]
 |
Кривые насыщенности коллектора жидкостью в призабойной зоне скв. 15 Западно-Соплесского НГКМ после обработки пропаном. [3] |
Результаты расчета процесса показали, что нагнетание жидкого углеводородного растворителя ( пропана) в призабойную зону скважин перераспределяет в ней жидкую фазу и увеличивает производительность скважины. На этом же рисунке показаны профили насыщенности в призабойной зоне скважины на различные моменты ее эксплуатации после обработки. [4]
Результаты расчетов процессов массо - и теплообмена приведены в виде формул, таблиц и графиков зависимости для средних концентраций, степени извлечения и коэффициентов переноса. [5]
 |
Влияние удельного расхода нефтяного газа отдувки на снижение давления насыщенного пара нефти в колонне глубокой дегазации ( КГД. [6] |
Результаты расчетов процесса стабилизации нефти методом отдувки газом в колонне глубокой дегазации ( КГД) приведены на рис. 7.5 ирис. [7]
Результаты расчетов процесса истощения элемента трещиновато-пористого пласта, соответствующего первому типу коллекторов, при различных давлениях в добывающих скважинах показали, что величина перепада давлений слабо влияет на зависимость нефтеотдачи от текущего давления в пласте. Нефтеотдача также практически не зависит от проницаемости блоков ( изменения были на порядок), которая, в основном, влияет на количество отжимающейся из блоков в трещины воды. [8]
 |
Зависимости коэффициента нефтеотдачи т ] и доли нефти в потоке (. н / Сж от безразмерного времени т для трехрядной ( а и однорядной ( б систем размещения скважин. [9] |
Сопоставим результаты расчетов процесса обводнения неоднородного по проницаемости непрерывного пласта, разрабатываемого при трех - и однорядной системах внутриконтурного заводнения для трех вариантов схематизации неоднородности пласта по проницаемости. В I варианте фактическое сложное распределение проницаемости заменяем одним эквивалентным распределением по логарифмически нормальному закону в соответствии с предлагаемым методическим приемом, во II варианте - тремя однородными распределениями по логарифмически-нормальному закону со своими параметрами в соответствии с [18] и в III варианте, принимаемом за условный эталон, из фактического распределения проницаемости выделяем 13 прослоев с различными средними значениями проницаемости. [10]
Сравнение результатов расчета процесса низкотемпературной конденсации по точному и графическому экспресс-методу нефтяных газов трех месторождений, содержание С3 высшие в которых колебалось от 200 до 650 г / м3, показало высокую точность экспресс-метода. Расхождения находятся в пределах точности определения. Но так как величина 22 носит чисто формальный характер и необходима только для дальнейших расчетов, то на этот факт можно не обращать внимание. [11]
Из результатов расчетов процесса сепарации нефти на горячей ступени с применением колонны глубокой дегазации путем многоступенчатой отдувки газом ( см. рис. 6.6) видно, что давление насыщенных паров нефти после горячей ступени сепарации существенно зависит от давления и температуры сепарации и удельного расхода газа отдувки. [13]
В результате расчетов процессов определяется масса всасываемого mBi и нагнетаемого газа mnl в каждой ступени. [14]
В результате расчета процесса горения определяют температуру горения и температуру образующихся при горении дымовых газов. [15]
Страницы: 1 2 3 4