Cтраница 1
Среднесуточные дебиты скважин по отбору газа колеблются в широких пределах, не превышая 150 тыс. м3, при атом, как правило, средние дебиты старого фонда скважин намного выше среднесуточных дебитов новою. [1]
Среднесуточный дебит скважин по нефти - 0 9 т / су т, по жидкости - 2 47 т / сут. Действующий фонд представлен 40 скважинами, из них 10 скважин эксплуатируется совместно с заволжским горизонтом. [2]
Среднесуточные дебиты скважины в последние годы снизились: по 555 скважин - не превышают 7 5 - 8 5 тонн. [3]
Среднесуточный дебит скважины во время эксперимента составлял 0 6 т / сут при числе качаний п 6 мин 1, длине хода S 1 5 м и диаметре плунжера D 44 1 мм. [4]
Среднесуточный дебит скважин ( () равен отношению общей добычи нефти ( QHXJ) ка количество скваяашо-суток-отработанных сквакинаш за этот период времени ( [), т.е. п - а среднемесячный дебит - это отношение общей добычи не ти к количеству отработанных скважино-месяцев за один. [5]
Среднесуточный дебит скважины рассчитывают путем деления общей среднесуточной добычи на число эксплуатируемых скважин, принадлежащих компании. Это число определяют умножением принадлежащей компании доли активного участия в каждой скважине на ее дебит и сложением полученных результатов. [6]
Максимальный среднесуточный дебит скважин, т / сут: 73) по фонтану ( включая нагнетательные в отработке); 74) по газлифту; 75) по ЭЦН; 76) по ШГН. [7]
Минимальный среднесуточный дебит скважин, т / сут: 77) по фонтану ( включая нагнетательные в отработке); 78) по газлифту; 79) по ЭЦН; 80) по ШГН. [8]
Теоретическим среднесуточным дебитом скважины дт называется тот, который имела бы скважина за последний месяц любого рассматриваемого периода ее эксплуатации, если бы не был проведен гидравлический разрыв пластов. [9]
Определяем среднесуточный дебит скважины на 15-ом месяце ее эксплуатации после гидроразрыва. [10]
При неизменном среднесуточном дебите скважины объем добычи газа равен произведению дебита на плановое число скважино-суток работы скважин. Методика расчета тогда аналогична рассмотренной выше при планировании добычи нефти по месторождениям, разрабатываемым без проекта. [11]
При неизменном среднесуточном дебите скважины объем добычи газа равен произведению дебита на плановое число скважино-суток работы скважин. Если состояние месторождения таково, что дебит падает, то объем добычи газа рассчитывают по месяцам с учетом коэффициента изменения производительности скважин. Методика расчета в этом случае аналогична рассмотренной выше при планировании добычи нефти по месторождениям, разрабатываемым без проекта. [12]
При увеличении среднесуточного дебита скважины после4 мероприятия q 6 т прирост добычи нефти при корректировании следует уменьшить. [13]
При снижении среднесуточного дебита скважин после проведенного мероприятия q 3 т прирост добычи нефти при корректировании следует увеличить. [14]
На месторождении Самгори среднесуточный дебит скважин составляет 200 M / сут, вязкость нефти 10 мПа с. Это означает, что касательные напряжения на стенках трещин, по которым поступает нефть из пласта в скважину, значительно ниже предела прочности на сдвиг горных пород, равный 73 МПа. Отсюда следует вывод, что гидродинамические нагрузки не приводят к разрушению коллектора. [15]