Выбор - нижний предел
Cтраница 1
 |
Графики фактических и усредненных значений времени бурения. д для скв. 137 ( Тверская площадь, бурившейся роторным способом долотами диаметром 215 9 мм. [1] |
Выбор нижнего предела п обусловлен следующими соображениями. [2]
Выбор нижнего предела интегрирования соответствует выбору начала отсчета времени. [3]
Выбор нижнего предела интегрирования ( Ьх) служит для оценки вычитаемого в квадратной скобке. [4]
При выборе нижнего предела заслуживает большого внимания следующее предложение научных сотрудников химико-аналитической лаборатории Всесоюзного института минерального сырья для оценки чувствительности аналитических реакций. [5]
Теперь видно, что от выбора нижнего предела интегрирования зависят только значения коэффициентов С и С, характер пси-функций от этого выбора не зависит. [6]
Выбор верхнего предела в формуле (7.33) способствует снижению гидравлических сопротивлений горелки, а выбор нижнего предела - уменьшению габаритных размеров горелки в продольном направлении. [7]
Расхождение границ при первых нескольких частотах, как это было указано выше, зависит от выбора нижнего предела ту. Это является следствием различия поведения ядер искомой функции и функций связующих условий. [8]
Наш интеграл в выражении ( 19) отличается от ( 21), если отвлечься ох выбора нижнего предела, только заменой г на-г и другим обозначением дере-иенной интегрирования. [9]
 |
Определение положения границы фациального замещения. / - изолинии равной пористости. 2 - граница фациального замещения. 3 - внешний контур нефтеносности. 4 - зона отсутствия коллекторов. [10] |
Оконтуривание нефтегазоносной площади проводится по тому или иному параметру пласта, граничное значение которого устанавливается в соответствии с каким-либо из описанных выше подходов к выбору нижних пределов свойств продуктивных пластов. Если оконтуривание осуществляется, например, по коэффициенту пустотности, то между скважинами проводится интерполяция значений пустотности, и границы фациального замещения проводятся там, где величина коэффициента пустотности становится равной нижнему пределу, установленному для данной залежи. [11]
Выбор нижнего предела у интеграла в формуле (16.24) несуществен, так как это влияет только на начало отсчета времени. [12]
А - произвольная постоянная и р, иЛ 8 - величина, которую можно считать положительной при с0 0, так как о0 0 по своему физическому смыслу. Выбор нижнего предела у интеграла в формуле (10.24) несуществен, так как это влияет только на начало отсчета времени. [13]
Kalhoun, 1959), определение нижних значений пористости и проницаемости для выделения коммерчески продуктивной части залежи в значительной мере зависит от опыта инженера, нередко является спорным, а иногда и ошибочным. Выбор нижних пределов пористости и проницаемости зависит и от индивидуальных особенностей залежи, таких как ее обеъм, границы значений пористости и проницаемости, характер распределения значений пористости и проницаемости. Исходя из того, что производительность скважины зависит от толщины пласта, его проницаемости, вязкости нефти и перепада давления, которые связаны между собой коэффициентом продуктивности, можно производительность скважины принять за 100 % и выразить в процентах долю этой производительности, пропорциональную значениям произведений толщины слоя на его проницаемость. Поскольку вязкость нефти в данной скважине ( или залежи) едина, перепад давления существенного влияния на перераспределение притоков при процентном способе их учета не оказывает, получается возможность увязать производительность ( в процентном выражении) с произведением проницаемости на толщину. Однако, поскольку анализы на проницаемость в США делаются по керну с интервалом в 1 фут, получается сопоставление производительности с проницаемостью. [14]
Возникает вопрос о выборе нижнего предела а в первом интеграле этой формулы. [15]
Страницы: 1 2