Дебит - скважина
Cтраница 2
Дебит скважины постоянен и равен Q. [16]
Дебит скважины, приходящийся на единицу мощности пласта, q 3 93 105 сма / сек, вязкость газа ц, 0 02 спз, начальное пластовое давление рабс. [17]
Дебит скважины на каждом режиме измеряют с помощью автоматизированных групповых замерны:: установок ( АГЗУ), устанавливаемых на группу скважин. Следует отметить существующие дебитомеры чног-да не позволяют замерить дебит скважины с достаточной точностью. В связи с этим иногда замеры производят с ломощью нестандартных приспособлений, изготавливаемых в мастерских НГДУ. [18]
Дебиты скважин после ввода в эксплуатацию составляют всего 2 - 3 м3 / сут. [19]
Дебиты скважин пропорциональны количеству линий тока. [20]
Дебиты скважин оказываются высокими, быстро компенсируют недобор нефти за время остановки, и скважины работают длительное время со значительно большими дебитами, чем до закачки раствора ПАВ. [21]
Дебиты скважин самоизливом колеблются от 100 - 500 до 3000 - 6000 м3 / сутки и выше, что свидетельствует о больших величинах естественного расхода водоносных горизонтов. Поэтому условия для внедрения нового метода на нефтяных месторождениях Предкавказья исключительно благоприятны. Для поддержания давления могут быть использованы воды всех водоносных горизонтов третичных и мезозойских отложений. [22]
Дебит скважин при свободном фонтанировании равен 220 м3 / сутки. [23]
Дебит скважин достигает до 2000 - 3000 м3 / сутки. В качестве первоочередного объекта для внедрения нового метода рекомендуется Арланское месторождение в Башкирской АССР, в основании которого залегают мощные водоносные горизонты девона, а выше залегают водоносные горизонты в карбонатных породах среднего и верхнего карбона. Весьма благоприятны условия для внедрения метода на месторождениях Пермской, Куйбышевской и Оренбургской областей и Татарской АССР. [24]
 |
Динамограммы ШСНУ периодически работающей скважины, снятые. [25] |
Дебит скважин в процессе откачки изменяется от 0 до Qmin, что также отображает вполне логичную закономерность для данной категории скважин. [26]
Дебит скважины 12 т / сут, газовый фактор 45 5 м3 / т, нефть безводная, межочистной период составлял 30 сут. [27]
Дебиты скважин при совместной эксплуатации пластов BI и Б2 3 также занижаются до 40 % по сравнению с суммой дебитов по отдельным-пластам. [28]
Дебит скважины по нефти по сравнению с 3 мес до закачки ВУС увеличился с 4 2 - 4 9 до 11 6 - 15 6 т / сут, что позволило получить значительное количество дополнительной нефти и уменьшение объема попутно добываемой воды. [29]
Дебит скважины, подвергшейся разрыву, может быть в несколько раз больше дебита, определенного по приведенным теоретическим соотношениям. [30]
Страницы: 1 2 3 4