Cтраница 1
Приведенные экспериментальные и промысловые данные указывают на необходимость дифференцированного подхода к выбору состава жидкой фазы буровых растворов с учетом генезиса глинистых отложений и содержания солей в их порах. [1]
Основная причина существенного расхождения экспериментальных и промысловых данных заключается в следующем. [2]
Из представленных данных можно сделать вывод о том, что экспериментальные промысловые данные не противоречат в совокупности серии расчетных зависимостей и их сопоставление не требует существенного пересмотра применяемых методов расчета. [3]
Книга написана с учетом материалов советской и зарубежной литературы, а также результатов экспериментальных и промысловых данных, полученных авторами в лаборатории крепления газовых скважин УкрНИИГаз. [4]
Предлагаемая ниже структурная схема управляемой кольматации построена на основании и по результатам изучения теоретических, экспериментальных и промысловых данных. Она позволяет вскрыть внутреннюю структуру процесса кольматации при бурении, обосновать режимно-технологические параметры и пути оптимизации управляемой кольматации. [5]
При работе над книгой использованы материалы советской и зарубежной литературы, а также результаты экспериментальных и промысловых данных, полученных авторами ( частично совместно с коллегами) в лаборатории крепления гг. зовых скважин УкрНИИГаза. [6]
Подбор оптимального состава жидкой фазы буровых растворов с учетом генезиса глинистых отложений, слагающих разрезы скважин, - весьма эффективный способ замедления степени гидратации и диспергирования глинистых пород; он позволяет уменьшить кавернообразование и другие осложнения, о чем свидетельствуют приведенные выше экспериментальные и промысловые данные. [7]
Как видно из вышеизложенного, при дегазации нефтей растворимость в них твердых углеводородов может как повышаться, так и понижаться в зависимости от того, на какой из ветвей кривой Семенченко будет располагаться система в данных конкретных условиях. Большинство имеющихся экспериментальных и промысловых данных отмечают повышение температуры начала кристаллизации нефти при дегазации, т.е. снижение растворяющей способности нефти при удалении растворенного газа. Такая зависимость установлена для нефтей: шкаповской, туймазин-ской / 40 /, ромашкинской / 22 /, бавлинской / 23 / и др., хотя имеется также сообщение, что в выкидных линиях на промыслах Западной Сибири интенсивность парафиновых отложений возрастает с увеличением давления в системе. Такая зависимость характерна, когда происходит ухудшение растворяющей способности нефти при увеличении в ней концентрации газа. [8]
На рис. 3.2 представлены расчетные и промысловые данные исследований содержания в пластовом газе углеводородов Cs в процессе дифференциальной конденсации пластовой системы За-падно - Соплесского ГКМ. Небольшое отклонение расчетных значений от экспериментальных и промысловых данных свидетельствует о хорошей сходимости результатов. [9]
Следует отметить, что вследствие проведения экспериментальных работ в канале постоянных геометрических размеров влияние факторов d / D и L / ( D - d) зависимостью (2.42) учитывается в неявном виде. В этой связи разумно предположить о возможном изменении численной величины коэффициентов уравнения (2.42) при замещении буровых растворов в каналах с отличающимися размерами и иной геометрической формы. Во всяком случае коэффициенты уравнения (2.42) должны уточняться по мере появления новых экспериментальных и промысловых данных. [10]