Cтраница 2
Дебиты q1 и q могут быть точно определены по формулам установившейся радиальной фильтрации газа к скважине. [16]
Дебит q скважины с течением времени непрерывно уменьшается. [17]
Дебит q, соответствующий абсциссе полученной точки пересечения, принимается за свободный дебит. [18]
Дебиты, выраженные кривыми на фиг. Сравнение первого и второго рядов таблицы вновь указывает на непосредственное влияние изменений вязкости сырой нефти на нефтеотдачу, аналогичное указанному в табл. 12, но для большей общей растворимости газа и усадки нефти. [19]
Дебит каждой скважины 202500м3 / сут; суммарный водоотбор Q 2500 - 7 17 500 м3 / сут. [20]
Дебиты всех скважин считаются одинаковыми. [21]
Дебиты же скважин в разных рядах будут отличаться друг от друга. [22]
Дебиты и расходы, рассчитанные по гидравлической теории, очень хорошо совпадают с экспериментальными данными. [23]
Дебиты г - и С определяются по известным значениям Фе, Фй на контурах скважин и контуре пласта. [24]
Дебит каждой скважины может быть измерен дебитомерами, описание которых приводится в гл. Для измерения дебита на групповых сборных пунктах может быть использована разработанная НИПИнефтехимавтоматом система автоматического дистанционного измерения, которая позволяет измерить количество нефти и воды, получаемые по каждой скважине, и зарегистрировать результаты измерения. [25]
Дебит каждой скважины по нефти и воде ( раздельно) автоматически измеряют аппаратурой НИПИнефтехимавтомат, описание которой дано в гл. [26]
Дебит измеряют на групповых замерных установках типа Спутник или иногда ( на необустроенных площадях) с помощью индивидуальных замерных установок, включающих трап и мерную емкость. Дебит газа измеряют на групповых замерных установках турбинными счетчиками ( типа Агат-1), а на индивидуальных замерных установках ( на выкиде из трапа) - турбинными счетчиками или посредством дифманометров с дроссельными устройствами. Приемистость водонагнетательных скважин измеряют счетчиками или расходомерами диафрагменного типа на КНС. Пробы анализируются в лабораториях. [27]
Дебиты, добычу жидкости ( нефти и воды) во времени по пласту в целом определяют путем суммирования этих показателей по числу прослоев преобразованного слоисто-неоднородного пласта, а текущую нефтеотдачу - в виде отношения накопленной ( суммарной) добычи нефти во времени QH ( t) к начальным геологическим запасам. [28]
Дебит определяется путем регистрации на БИЙ количества идкости, прошедшей через расходомер. Зная процент обводненности продукции с ванич. Время замера устанавливается геослужбой. Работа системы рассчитана на автоматический режим и не требует постоянного обслуживающего персонала. [29]
Дебит измеряется путем кратковременного пропуска жидкости, накопившейся в сепараторе, через турбинный измеритель. Накопление жидкости в нижнем сосуде сепаратора до заданного уровня и выпуск ее до нижнего уровня осуществляется при помощи поплавкового регулятора 9 и крана 7 на газовой линии. Всплывание поплавка регулятора до верхнего уровня приводит к закрытию газовой линии, вследствие чего давление в сепараторе повышается и происходит продавка жидкости из сепаратора через турбинный счетчик 8, установленный выше верхнего заданного уровня жидкости. При достижении поплавком нижнего заданного уровня открывается кран 7, давление между сепаратором и коллектором выравнивается, продавка жидкости прекращается. [30]