Де-бита - скважина
Cтраница 1
Де-биты скважин колеблются от 2 5 до 85 - 150, иногда - до 2 000 м3 / сут. [1]
При водонапорном режиме де-биты скважин и пластовые давления будут падать медленнее, чем при газовом режиме, в связи с поддержанием давления благодаря поступлению в залежь краевых или подошвенных вод. Поэтому не всегда верно, что один и тот же темп отбора газа при водонапорном режиме может быть обеспечен меньшим числом скважин, чем при газовом. [2]
 |
Регулировочные кривые фонтанной скважины. [3] |
На каждом установившемся режиме работы фиксируют де-биты скважин, забойные давления, определяют газовые факторы и отбирают пробы жидкости для определения в ней содержания воды и песка. На основе этих исследований, кроме индикаторных линий и графиков восстановления забойного давления, строят графики зависимости забойного давления и дебита нефти, газового фактора и содержания воды и песка в продукции скважины от диаметра штуцера, Эти графики называются регулировочными кривыми, характеризующими работу фонтанной скважины на каждом режиме ( ряс. [4]
 |
Эффективность гидравлического. [5] |
Сохраняя общий для данного участка характер изменения, де-биты скважин, подвергнутых гидроразрыву, изменяются уже соответственно дебиту, наращенному в результате гидроразрыва. В то же время в скважинах, не подвергнутых гидроразрыву, улучшение закачки обеспечивает лишь поддержание JJOi дебитов примерно на прежнем уровне в течение длительного времени. [6]
Разработка и внедрение скважин большого диаметра позволяет обеспечить де-биты скважин более 1 млн м3 / сут. [7]
Газоносные горизонты отличаются плохими коллекторскими свойствами, что обусловливает невысокие де-биты скважин. [8]
При проектировании и анализе разработки таких месторождений кроме традиционных параметров ( распределение давления, де-биты скважин, вторжение воды и др.) должны рассчитываться распределение по пласту концентраций неуглеводородных компонентов и состав добываемого газа. [9]
В этом случае при определении агрегатного индекса депрессии на пласт в формулу ( 484) целесообразно подставлять де-биты скважин отчетного периода. [10]
Так как ф определяется физическими величинами - давлением р, проницаемостью грунта k и вязкостью жидкости ц, то нестационарные де-биты скважины могут определяться указанными ниже причинами. Пусть разность давлений на границе области питания и на границе скважины является функцией времени. [11]
Такое явление может наблюдаться при наличии пропластковых вод. По этой причине, а также из-за опасности разрушения призабойной зоны и возникновения пескопроявлений в проектных документах ограничивали де-биты скважин, что снижало темпы разработки месторождения. [12]
Эти исследования проведены применительно к нефтяному месторождению Тенгиз, имеющему карбонатный низкопроницаемый коллектор, мольную долю сероводородов в смеси газов при дифференциальном разгазировании до 20 % и среднесуточные де-биты опробованных скважин - от единиц до сотен тонн нефти. [13]
В связи с тем, что кавернозность и грещинова-тость известняков часто имеют локальное распространение, коллекторские свойства пород ( проницаемость и пористость) резко меняются даже на небольших расстояниях и поэтому де-биты скважин в различных частях рифового массива бывают неодинаковы. [15]
Страницы: 1 2 3