Cтраница 1
Изменение коэффициента приемистости при закачке жидкости всеми агрегатами по сравнению со значением, получаемым при закачке одним агрегатом, свидетельствует о раскрытии одной или нескольких трещин в пласте. [1]
Изменение коэффициента приемистости при закачке жидкости всеми агрегатами по сравнению с величиной, получаемой при закачке одним агрегатом, свидетельствует о раскрытии одной или нескольких трещин в пласте. [2]
Изменение коэффициента приемистости при закачке жидкости всеми агрегатами по сравнению со значением, получаемым при закачке одним агрегатом, свидетельствует о раскрытии одной или нескольких трещин в пласте. [3]
В табл. 35 приведено изменение коэффициентов приемистости некоторых нагнетательных скважин Ромашкинского месторождения в зависимости от давления нагнетания. [4]
Параметр Л / С; ( изменение коэффициента приемистости) по своим регулирующим возможностям идентичен параметру API, но имеет безусловные технологические преимущества. Использование A / G в качестве фактора управления процессом распределения можно совмещать с выравниванием вертикального и площадного профиля приемистости, а эффект от обработок носит долговременный и контролируемый характер. [5]
Изучение индикаторных диаграмм нагнетательных скважин до и после обработки ПДС показывает, что изменение коэффициента приемистости скважин главным образом носит линейный характер. [6]
ДРНс ( - развиваемый перепад давления в насосах; API -, ДР2, АРЗ, ДР4 - перепады давления, создаваемые при управлении процессом распределения в узловых точках системы; ДК; - изменение коэффициента приемистости при регулировании приемистости нагнетательной скважины. [7]
ТЖ и базовой жидкости ППД в пластовых условиях соответственно; zlin, zy, zar, zn - альтитуда соответственно продуктивного горизонта, устья, насосной станции, пакера; М - темп закачки массовый; К - коэффициент приемистости при закачке базовой жидкости ППД; G - степень изменения коэффициента приемистости при переходе с базовой жидкости ППД на заданную ТЖ; А, Атр - коэффициент гидравлического сопротивления НКТ и наземного трубопровода соответственно; L, Lrp - длина НКТ и трубопровода соответственно; I, Дгр - внутренний диаметр НКТ и трубопровода; Н напор насоса; Q - подача насоса. [8]
В этих уравнениях приняты следующие обозначения: рп № р1Т, рвс - давление соответственно пластовое, затрубное, на всасывающей линии насосной установкой; р, рбф - плотность технологической и буферной жидкости соответственно; цпл, ц0 - вязкость ТЖ и базовой жидкости ППД в пластовых условиях соответственно; zn ] 7, zy, zHr - альтитуда соответственно продуктивного горизонта, устья, насосной станции; М - темп закачки массовый; К - коэффициент приемистости при закачке базовой жидкости ППД; G - степень изменения коэффициента приемистости при переходе с базовой жидкости ППД на заданную ТЖ; Я, А. [9]
В связи с этим нами проведен анализ эксплуатации всех нагнетательных скважин Туймазинского месторождения с начала пуска их под закачку. Для этого были построены графики расхода, пластового и устьевого давлений и изменения коэффициента приемистости скважины во времени. [10]
Именно эти параметры, их взаимное соотношение со свойствами закачиваемой рабочей среды определяют характер ее распределения по нагнетательным скважинам. Свойства и особенности закачиваемой среды для большинства практических случаев предлагается учитывать двумя параметрами: плотностью р и степенью изменения коэффициента приемистости по отношению к закачке пресной воды G. С использованием этой зависимости производится индивидуальная оценка каждой скважины, входящей в систему распределения рассматриваемого объекта. В целом же система распределения оценивается коэффициентами равномерности по объему закачки ср и числу скважин пр. [11]
Степень снижения Kt в различных скважинах различна. На рисунках 3.34 и 3.35 приведены данные по нагнетательным скважинам НГДУ Альметьевнефть. Величина G, характеризующая степень изменения коэффициента приемистости, зависит от исходного значения Kt. При этом в изначально малоприемистых скважинах степень падения К незначительна, а в высокоприемистых скважинах коэффициент приемистости может снижаться в 1 5 - 2 раза. [12]