Среднегодовой дебит

Cтраница 1

Характеристика вытеснения нефти водой. 1 - адаптация. 2 - фактические точки замера. [1]

Среднегодовой дебит одной скважины по жидкости с участка в целом до форсировки составлял 170 т / сут, после - 228 т / сут. [2]

Среднегодовой дебит одной скважины до 1987 года, до форсированного отбора, составлял 170 т / сут. [3]

Характеристика вытеснения нефти водой. 1 - адаптация. S - фактические точки замера. [4]

Среднегодовой дебит одной скважины по жидкости с участка в целом до форсировки составлял 170 т / сут, после - 228 т / сут. [5]

Схема водоплавающего пласта. Я - толщина пласта. hH - толщина нефте-насыщенной части. ВНК - водонефтяной. [6]

Для идентификации математической модели процесса разработки используем данные фактической эксплуатации объекта за 30 лет: среднегодовые дебиты жидкости скважин, определенные по эксплуатационным карточкам, фактическое время их ввода и отключения, суммарные по всему пласту годовые и накопленные объемы добычи нефти, жидкости, закачки воды. [7]

Прирост дебита нефти в динамике. [8]

Проведение ГРП экономически эффективно, если при обводненности продукции 20 % и продолжительности эффекта 1 год прирост среднегодового дебита будет не ниже 11.4 т / сут. При тех же условиях прирост максимального дебита непосредственно после проведения ГРП должен быть для пластов группы АВ не ниже 17.0 т / сут, для БВ - 14.6 т / сут. [9]

Для сопоставления дебитов скважин и геологических параметров пластов группы АВ и БВ использована величина удельного максимального ( К0) и удельного среднегодового дебита жидкости ( Кср. [10]

Отсюда следует важный вывод, а именно: для нахождения закономерностей изменения добычи нефти от накопленной добычи или от времени разработки лучше пользоваться среднегодовыми дебитами, конечно, при условии, если точек достаточное количество. [11]

Сп - коэффициент падения добычи нефти по переходящим скважинам, равный отношению среднего дебита скважин в новом году к среднему дебиту скважин в исходном году; - q - среднегодовой дебит каждой новой скважины в новом году; п - среднее число новых скважин, которые должны эксплуатироваться в новом году. [12]

Обратные связи снесут информацию о характеристиках нефтедобывных возможностей регионов, включающих значения обобщенного показателя темпа отбора запасов но гадам планового периода ( nt), связывающие объемы добычи нефти и ее подготовку; среднегодовые дебиты скважин ( qt), учитывающие продуктивность эксплуатируемых, вовлекаемых Б разработку и предполагаемых к открытию нефтяных площадей; изменение добычи нефти с переходящего фонда скважин ( Kt), а также экономические показатели, оценивающие подготовку запасов и добычу нефти. [13]

Объединению задана на новый год плановая добыча нефти, равная дн 50 - Ю6 т / год. Среднегодовой дебит новых скважин q 0 8 - 104 т / скв-год. [14]

Результаты опробования подземных вод, откачиваемых водозабором. [15]

Страницы: 1 2