Работающая толщина
Cтраница 2
Погрешность в определении работающей толщины пласта из-за влияния разной плотности перфорации ( см. табл. 21) не позволяет получать удовлетворительные результаты при оценке приведенного радиуса скважины по отрезку, отсекаемому на оси ординат продолжением прямолинейной части преобразованной в координатах Др и lg t кривой восстановления давления. [16]
Установление истинной величины работающей толщины эксплуатационных объектов имеет важное значение для установления отборов нефти, проектирования систем поддержания пластового давления, т.е. прогнозирования методов регулирования процесса разработки в пределах каждого объекта разработм. [17]
Установление истинной величины работающей толщины эксплуатационных объектов имеет громаднейшее значение для установления отборов нефти, проектирования систем поддержания пластового давления, т.е. прогнозирования методов регулирования процесса разработки в пределах каждого объекта разработки. Это весьма важно и для вычисления соответствующих параметров ( например, послойной неоднородности) при расчете годовых и накопленных отборов нефти. [18]
При совместном исследовании работающей толщины пласта прм помощи ДГД и СТД представляет интерес сопоставимость выделяемой толщины обоими методами, при этом надежность исследования с помощью СТД зависит от обводненности продукции скважины. [19]
Анализ данных о работающей толщине пласта, определенной по ДГД и СТД при различной обводненности продукции, позволяет сделать вывод, что при малой обводненности пласта ( до 50 %) замеры СТД более надежно выделяют работающую толщину, а при обводненности продукции свыше 50 % более надежно выделяют работающую толщину ДГД. Однако, отсюда не следует, что в высокообводненных скважинах нужно отказываться от применения СТД, так как отдельные продуктивные пропластки могут давать даже безводную нефть. [20]
Таблица показывает зависимость доли работающей толщины от увеличения числа совместно эксплуатируемых пластов, но при обосновании этой таблицы никто число совместно эксплуатируемых пластов не увеличивал. [21]
 |
Расчетные и фактические работающие интервалы по скв. 116.| Зависимость проницаемости работающих интервалов от проницаемости интервала перфорации. [22] |
Основная причина низкой производительности работающих толщин связана с глинизацией вскрытого перфорацией продуктивного разреза в процессе бурения и освоения добывающих скважин. [23]
ПДС приводит к увеличению работающей толщины пласта и росту добычи нефти, подтверждая правомерность приведенных выше объяснений механизма действия ее и в полимиктовых коллекторах. [25]
Почему в однопластовых скважинах доля работающей толщины составляет 51 %, а что будет с остальными 49 % неработающей толщины. [26]
В приведенной методике для определения работающей толщины не учитываются влияние начального градиента давления на изменение работающей толщины и число работающих пропластков. [27]
С целью оценки степени изменения работающей толщины от депрессии нами построены корреляционные зависимости на основе обобщения результатов исследования 82 скважин ( 291 измерение) скважинными дистанционными дебитомерами на двух и более режимах эксплуатации. В каждой скважине забойное давление для всех пластов принято одинаковым, пластовое давление для них вычислялось по формуле установившегося плоскорадиального притока жидкости в скважину. Это позволило определить депрессию на каждый пласт отдельно. [28]
Существуют два основных способа выделения работающих толщин: дебитометрия и термометрия. Первый основан на замере линейной скорости газового потока в интервале продуктивного пласта, второй - на замере его температуры. В некоторых случаях использование дебитометрии и термометрии ограничено особенностями конструкций забоев скважин. В последнее время для снятия профиля притока в работающей скважине в практику промысловых исследований внедряется шумометрия. [29]
 |
Параметры кривой восстановления давления. [30] |
Страницы: 1 2 3 4