Текущий дебит

Cтраница 1

Текущие дебиты всех скважин в настоящее время очень сильно снизились и к моменту производства в них гидравлического разрыва пласта составляли 0 05 - 0 50 т / сутки. [1]

Здесь текущие дебиты нанесены в зависимости от мощности песчаника Для различных глубин вскрытия и для двух скважин с различными радиусами. [2]

Текущие дебиты газа устанавливают путем газодинамических расчетов, которые учитывают темпы падения пластового давления в залежи и обводнения. [3]

Зависимости функций J i, Jf от текущей нефтеотдачи и времени t. [4]

Текущие дебиты воды, нефти и жидкости вычисляют также по данным выше формулам. [5]

Текущие дебиты газа устанавливают путем газодинамических расчетов, с учетом темпов падения пластового давления в залежи и обводнения. [6]

Наиболее высокие текущие дебиты имеют бобриковские ГС ( в среднем 21 1 и 14 3 т / сут. [7]

Понижающийся текущий дебит для постоянного QC с уплотнением сетки размещения скважин возникает из уменьшения площади питания на скважину у контакта вода-нефть. Изменение дебитов в зависимости от расстояния между скважинами происходит, как и следует ожидать, довольно медленно. [8]

Понижающийся текущий дебит для постоянного дс с уплотнением сетки размещения скважин возникает из уменьшения площади питания на скважину у контакта вода-нефть. Изменение дебитов в зависимости от расстояния между скважинами происходит, как и следует ожидать, довольно медленно. [9]

Изменение текущих дебитов тесно связано с величиной дебитов и степенью уплотнения скважин. Чем выше дебит и чем больше уплотнение скважин, тем быстрее первый снижается. [10]

В целом текущий дебит следует рассматривать как функцию, сложенную непрерывно изменяющимися величинами. Для практических целей достаточно принять / 2 ( /), сложенную величинами, имеющими постоянное значение в течение конечных отрезков времени. [11]

При расчетах текущих дебитов величина мощности уменьшается на величину коэффициента воздействия. [12]

Для определения текущего дебита воды, фильтрация которой в призабойной зоне описывается законом Дарси, воспользуемся соотношением между коэффициентом фильтрационного сопротивления а - и коэффициентом продуктивности этого пропластка по воде сш. [13]

Поэтому сравнение текущих дебитов жидкости с амплитудным дебитом приближенно показывает уже запроектированное необходимое форсирование отбора жидкости. Как видно из табл. 6.3, 6.4, 6.5, 6.6 и 6.7, при проведении контроля по скважинам предельной обводненности Л2 0 98 при средней вязкости нефти ( при коэффициенте различия физических свойств Но 3) форсирование отбора жидкости достигает 1 3 раза, при повышенной и высокой вязкости нефти ( при коэффициенте различия Цо 30 и ц 300) форсирование отбора жидкости достигает 4 раз. Как видно из табл. 6.8, при отсутствии контроля по скважинам предельной обводненности Л2 0.98 необходимое форсирование по скважинам при ( До 3 достигает 1 5 раза, при Цо 30 достигает 8 - 12 раз, а при 0о 300 достигает 15 - 30 раз. [14]

При определении начальных и текущих дебитов газа ( газоконденсата) исходят из условий обеспечения проектного уровня отбора по месторождению минимальным количеством скважин. Но при этом надо учитывать факторы, которые могут ограничить величину максимально допустимых дебитов. [15]

Страницы: 1 2 3 4