Текущее пластовое давление

Cтраница 1

Индикаторный график в координатах Ф ( S, lg S. [1]

Текущее пластовое давление, определенное по статическому давлению на устье закрытой скважины, рП1 247 9 обе. Забойное давление вычислено также по затрубному давлению на устье скважины. [2]

Текущее пластовое давление по 1-му, 2-му и 3-му пласту равно соответственно Рпл1 - 80, Рпя2 90 и Рпл3 70 ат. [3]

Текущее пластовое давление должно быть не менее чем в 1 5 - 1 7 раза ниже рабочего давления применяемой установки для получения пара. [4]

Текущее пластовое давление определяют на основании замеров текущих пластовых давлений по многим скважинам, желательно равномерно расположенных на площади залежи и исследованных примерно одновременно. Это необходимо для более уверенного определения среднего текущего пластового давления, отображающего состояние залежи ( или участка) на определенную дату. Такие замеры также должны быть пересчитаны на абсолютную глубину залегания водонефтяного или газоводяного контакта, либо на середину залежи по. При подсчете запасов нефти по методу материального баланса средние текущие пластовые давления нередко рассчитывают по отношению к плоскости, делящей залежь ( или участок) на две равные по запасам части. За исходные данные в таком случае принимают запасы, подсчитанные объемным методом. [5]

Текущее пластовое давление, определенное по всем технически исправным скважинам в период опытно-промышленной эксплуатации залежи. [6]

Максимальное текущее пластовое давление на западной и восточной периферии основной залежи - 12 - 13 МПа, минимальное - в центральной части 5 - 6 МПа. В артин-ских продуктивных отложениях отмечаются достаточно высокие ( 10 - 16 МПа) значения пластовых давлений. [7]

Текущим пластовым давлением называется давление, замеренное по состоянию на ту или иную дату в скважине, в которой после ее остановки установилось относительное статическое равновесие. [8]

Измерение текущего пластового давления в глубинно-насосных скважинах производится либо глубинными манометрами марки МГГ-1 после подъема насоса и установления статического уровня жидкости в стволе, либо специальными глубинными манометрами марки МГЛ-5 [1] с подвешиванием их под насосом на трубках с целью получения не только статического, но и динамического давления. [9]

При текущих пластовых давлениях 25 0; 20 0; 15 0 и 10 0 МПа 90 % конденсата выкипает при температурах соответственно 187, 173, 160 и 135 С. Температура выкипания 50 % конденсата в диапазоне пластовых давлений 29 5 - 10 0 МПа изменяется в пределах 118 - 80 С. При падении давления в залежи до 10 0 МПа данная фракция в конденсате исчезает. [10]

Требуется найти текущее пластовое давление рг ( t) и коэффициент продуктивности через Т 5 месяцев после их определения обычными методами. [11]

Структурная карта нефтяного месторождения.| Конструкция забоя скв. 12. [12]

Методика определения текущих пластовых давлений по забойным давлениям ( в действующих скважинах) приводится ниже. [13]

По распределению текущего пластового давления в залежи ( карта изобар составлена на 01.07.83) скважины участка имели следующие характеристики: в контуре изобар 10 и 11 МПа находились скв. [14]

Кроме карты равных текущих пластовых давлений, полезно также строить карты депрессионных зон. [15]

Страницы: 1 2 3 4