Дебит - добывающая скважина
Cтраница 1
Дебиты добывающих скважин в рамках излагаемого алгоритма - входные данные, зависящие от времени. Все исходные функции координат точки ( i, /), представленные в виде карт, переписываются в таблицы. [1]
 |
Некоторые показатели добычи газа на УКПГ-5 месторождения А. [2] |
Дебиты добывающих скважин и депрессии по ним в период падающей добычи монотонно убывают. [3]
Дебит добывающих скважин по жидкости достигает 50 т / сут. Пока планируется сравнительно высокое отношение количества нагнетаемого теплоносителя к добыче нефти, получаемой за счет ТЦВП. Однако это должно быть проверено опытными работами и, как показали предварительные испытания, это отношение может быть значительно меньшим и процесс экономически более эффективным. [4]
Если дебиты добывающих скважин резко отличаются ( более 10 %), температурное поле строят по самостоятельной схеме отдельно для каждого луча. [5]
Пусть дебит безводной добывающей скважины по дегазированной нефти равен 67 т / сут. [6]
Сравнение дебитов добывающих скважин, представленных в Классификации, с фактическими дебитами по нефтяным месторождениям, находившимся и находящимся в разработке, обнаруживает такое явление: фактические дебиты оказываются заметно или значительно ниже - по группе многопродуктивных пластов ниже в 10 - 20 раз, по группе среднепродуктивных пластов ниже в 3 - 6 раз. [7]
Величина дебита добывающих скважин тесно коррелирует-ся с высотой подъема жидкости. Возможная подача большинства скважинных насосных установок с увеличением высоты подъема жидкости достаточно быстро снижается. [8]
QI - дебит добывающей скважины по пластовому газу; О2 - дебит нагнетательной скважины по С02; F kp2 ( 1 -с) / р - массовая доля С02 в общем потоке; v - вектор массовой скорости фильтрации; / сит - абсолютные проницаемость и пористость соответственно. [9]
С возрастанием дебита добывающей скважины неоднородность пласта по коллекторским свойствам, наличие практически непроницаемой линзы вызывают значительное снижение конечного коэффициента газоотдачи по сравнению с аналогичными вариантами для однородного пласта. [10]
При снижении дебита добывающей скважины влияние неоднородности пласта на коэффициент газоотдачи уменьшается. Например, при темпе отбора 6 6 % начальных запасов газа в год конечные коэффициенты газоотдачи для вариантов однородного и неоднородного пласта практически одинаковы. [11]
Кроме прироста безводного дебита добывающих скважин замечено значительное, по сравнению с обычным заводнением, возрастание приемистости нагнетательных скважин. Это происходит как за счет увеличения работающей мощности, так и за счет уменьшения неоднородности приемистости. [12]
С учетом этого дебит добывающей скважины равен 16 9 - 0 625 10 56 т / сут. Этот дебит пропорционально увеличивается при осуществлении контролируемого повышения пластового давления на 15 ат и депрессии от 65 до 80 ат. При применении глубокой перфорации нефтяных пластов дебит дополнительно увеличивается в 1 2 раза. При применении стационарного электронагрева нефтяных пластов дебит дополнительно увеличивается в 1 2 раза. [13]
Приемистость нагнетательных и дебит добывающих скважин в этой группе максимальны, для объекта-полигона средние значения этих величин равны 122 6 и 18 1 т / сут соответственно. Начальное пластовое давление на объекте-полигоне было равно 24 0 МПа, нефть в пласте находится в однофазном состоянии. [14]
Приемистость нагнетательных и дебит добывающих скважин в этой группе максимальны, для объекта-полигона средние значения этих величин равны 122 6 и 18 1 т / сут соответственно. Начальное пластовое давление на объекте-попигоне было равно 24 0 МПа, нефть в пласте находится в однофазном состоянии. [15]
Страницы: 1 2 3 4