Дебит - жидкость
Cтраница 1
Дебит жидкости и перепады давлений определяют затем для каждой отдельной трубки по формулам, приведенным выше в этой главе, так же, как и для залежей или их участков, а затем суммируют. [1]
Дебит жидкости при испытании ориентировочно определяется по количеству ее, поднятой в бурильных трубах с учетом времени испытания. Дебит газа может быть приблизительно определен по скорости увеличения давления газа в бурильных трубах у устья в первые минуты испытания после закрытия их задвижкой. [2]
Дебиты жидкости практически не ограничиваются. Из рассмотрения фактической кривой ясно видно, что, начиная с марта 1946 г., рассматриваемая группа скважин реагировала на поддержание давления стабилизацией дебита нефти. Начиная с момента реагирования, кривая дебита продолжается вперед в предположении, что процесс не проводится ( линия 2 на фиг. Теоретическое положение кривой определяется коэффициентом естественного падения. Коэффициент естественного падения находится или прямо по фактической кривой от начала ее построения и до начала реагирования, если эта часть кривой была достаточно болыпо. При помощи корреляционных таблиц устанавливают различные величины коэффициентов падения для различных величин дебитов. [3]
Дебит жидкости возрастает с увеличением расхода рабочего агента лишь до определенного предела, дальнейшее увеличение количества рабочего агента влечет за собой уменьшение дебита. [4]
Дебиты жидкости, нефти и нефтеотдачи рассчитывают для одного элемента из группы скважин ( эксплуатационных и нагнетательных) общей схемы размещения скважин, а затем суммируют результаты во времени в зависимости от вариантов по темпу и последовательности ввода их в эксплуатацию. [5]
Дебиты жидкости, нефти и нефтеотдачи во времени ( по годам) рассчитывают за основной период и с меньшей степенью детальности за весь срок разработки по всем рассматриваемым при проектировании вариантам для каждого нефтяного горизонта и месторождения в целом. [6]
Дебиты жидкости и нефти во времени каждого слоя проницаемостью k [ и мощностью ht слоисто-неоднородного при проницаемости пласта с учетом изменения фазовых проницаемостей в переходной зоне нефть-вода до и после прорыва n - рядной системы скважин для различных систем заводнения определяются в изложенной выше последовательности. [7]
Дебиты жидкости в каждом этапе определяются в последовательности, изложенной в главе IV, а затем, зная F2 ( t ], определяется и добыча нефти по этапам. [8]
 |
Сопоставление методов расчета технологических показателей разработки ( пятирядные системы, сетка. [9] |
Дебиты жидкости, рассчитанные по методикам Баш-НИПИнефти ( III) и Гипрово-стокнефти ( IV), совпадают во времени, но существенно отличаются по характеру изменения и абсолютным значениям от дебитов, рассчитанных по методам I и II. Если методы I и II дают относительно стабильные дебиты жидкости во времени, то дебиты жидкости, рассчитанные по методам III и IV, значительно возрастают во времени и в момент прорыва на 25 и 38 % выше дебитов, определенных по методам I и II соответственно. [10]
Дебиты жидкости в каждой добывающей скважине, величина обводненности и газового фактора продукции служат основными показателями работы любого нефтяного йромысла. [11]
Дебит жидкости, мЗ / сут 2 - Дебит нефти, тн / сут 3 - Дебит газа, нмЗ / сут. [12]
Дебит жидкости влияет на потери напора от проскальзывания газа и трения. При малых дебитах потери напора за счет проскальзывания газа относительно жидкости велики, при больших дебитах потери уменьшаются. Потери напора за - счет трения при небольших дебитах смеси малы, при больших дебитах они увеличиваются. Поэтому суммарные потери имеют минимум. [13]
Дебит жидкости ( нефть вода) определяется путем измерения массы жидкости, накапливаемой в объеме между гамма-датчиками верхнего и нижнего уровней 9, и регистрации времени накопления этого объема. Дебит чистой нефти определяется путем сравнения массы жидкости в заданном объеме с массой чистой воды, которая занимала бы этот объем. [14]
 |
Автоматический расходомер жидкости ТОР-1. [15] |
Страницы: 1 2 3 4