Текущий дебит

Cтраница 2

Скачки в текущих дебитах жидкости и нефти и в водонефтяном факторе соответствуют моменту перевода третьей скважины под нагнетание и моментам отключения скважин. В табл. 7 представлены результаты, полученные при достижении коэффициента нефтеотдачи, равного 0 72, для всех пяти вариантов. [16]

В некоторых случаях текущий дебит в несколько раз превышает дебит окружающих обычных скважин. [17]

Кроме того, текущие дебиты заметно уменьшаются при более высоких газовых факторах. Причина этого явления заключается, очевидно, в более низких насыщениях нефтью и более, высоких насыщениях свободным газом, необходимых для переноса потоков жидкостей с более высоким газовым фактором. [18]

Таким образом, текущие дебиты установлены без учета изменения мощности коллекторов по залежи и, следовательно, могут привести к неравномерному продвижению водонефтяного контакта. [19]

Кроме того, текущие дебиты заметно уменьшаются при более высоких газовых факторах. Причина этого явления заключается, очевидно, в более низких насыщениях нефтью и более высоких насыщениях свободным газом, необходимых для переноса потоков жидкостей с более высоким газовым фактором. [20]

Соответственно этому снижение текущего дебита на 64 5 %, обязанное наличию 7 5 - ж зоны аномальной проницаемости, равной 0 25 нормальной ее величины, падает до 67 6 %, если добавляются следующие 7 5 м к зоне пониженной проницаемости. [21]

График влияния боковых дренажных каналов из ствола скважины на улучшение продуктивности скважин с нарушенной и ненарушенной проницаемостью призабойной зоны. [22]

Иногда темп падения текущего дебита может оказаться выше. Это значит, что в результате гидравлического разрыва было получено небольшое количество дополнительной нефти. Как бы то ни было, дополнительная нефть получена за более короткое время. [23]

Если обратиться к текущим дебитам, которые получаются из затопленной площади при данном перепаде давления между нагнетатель-лыми и эксплоатационными скважинами получается совершенно отличный ответ. [24]

Для обоих приведенных вариантов текущие дебиты и время разработки определяются одним и тем же методом. [25]

Это означает, что текущий дебит Q не может быть получен в дальнейшем. [26]

Здесь 7 к2 - текущий дебит жидкости; qWF - текущий расчетный дебит жидкости; ц0 - коэффициент, учитывающий различие физических свойств нефти и вытесняющего агента в пластовых условиях; QwFn - - накопленный расчетный отбор жидкости к рассматриваемому текущему моменту времени; QWFo - введенные в разработку расчетные начальные извлекаемые запасы жидкости. [27]

При этом табулируются отношения текущих дебитов в нефти к их падениям ( Q) на протяжении конечных интервалов времени. Если эти соотношения являются постоянными, то экспоненциальное убывание устанавливается как основа будущей экстраполяции кривых. [28]

На первоначальном этапе рассмотрения текущих дебитов явится полезным обосновать более тщательно интерпретацию плотности расхода д, входящей в уравнения последнего раздела. [29]

Скважины покажут резкое повышение текущих дебитов вне зависимости от воздействия кислоты на ту часть резервуара, которая была подвергнута первоначальному дренированию. Кроме того, кривая падения дебита после обработки может принять более пологий вид, чем до обработки. Если же новые источники жидкости не открыты, то кривая падения добычи становится круче, чем это имело место до обработки. Разумеется, во всех случаях скважины покажут немедленно после обработки первоначально высокий текущий дебит благодаря восстановлению давления в призабойной зоне в процессе обработки. Однако эти промежутки являются слишком кратковременными, чтобы проверить эффективность обработки. Поэтому следует учитывать только установившиеся дебиты для сравнения с предшествующими дебитами. Рассматривая только такие случаи, где кислота повышает только экономическую суммарную отдачу ( повышение текущего дебита), ясно, что эффект от таких обработок по существу должен представлять собой повышение эффективной проницаемости продуктивного горизонта, окружающего забой скважины. [30]

Страницы: 1 2 3 4