Фактический дебит - скважина
Cтраница 1
Фактические дебиты скважин по нефти чаще бывают ниже потенциальных из-за снижения абсолютной и фазовой проницаемости пород призабойной зоны для нефти под влиянием технологических факторов. В этих случаях возникает необходимость в воздействии на призабойную зону пласта ( ПЗП) теми или иными методами с целью восстановления дебитов скважин. [1]
Определяются фактические дебиты скважин. [2]
Сопоставлением фактических дебитов скважин Ромашкинского ( Миннибаевская площадь), Кулешовского, Покровского, Мегион-ского месторождений ( С. В. Сафронов, Ю. С. Савельев) с расчетными установлено, что при длительном воздействии глинистым раствором на вскрытый пласт ( более 20 сут) дебиты скважин снижаются в 7 - 10 раз и более. [3]
 |
Динамика дебитов по пластам и содержания N28 в добываемом газе при увеличении заданного дебита. [4] |
Следовательно, фактические дебиты скважин будут снижаться более интенсивно, чем это проектируется на средние параметры залежи. [5]
РФ - фактический дебит скважины; Qc - дебит скважины совершенной по степени и характеру вскрытия; Кпр - коэффициент продуктивности скважины; е - коэффициент гидропроводности удаленной от забоя части пласта; RK - радиус контура питания; гс - радиус скважины по долоту. [6]
После получения решений сравнивают расчетные и фактические дебиты скважин. [7]
В нашем случае, когда фактический дебит скважины при различных системах токоподвода остается неизменным, первый член выражения (6.7) определяется разностью годовых эксплуатационных затрат при старой и новой системах токоподвода. Здесь необходимо иметь в виду, что в случае использования системы ДПТ вместо трехжильного кабеля применяется двухжильный, а переход на систему ДПТ связан с необходимостью установки на устье скважины регулятора напряжения. Кроме того, при использовании колонны труб в системе токоподвода изменятся также потери энергии в нем. [8]
Отметим, что за основу всех этих параметров берется фактический дебит скважины и теоретический дебит при вскрытии пласта без ухудшения его фильтрационных свойств. [9]
Одновременно с этим проводится рекогносцировочное обследование системы водоснабжения; уточняются фактические дебиты скважин, определяются статические и динамические уровни воды в скважинах при нарушенном режиме, измеряются напоры воды в сборных водоводах. [10]
Коэффициент а вводится для того, чтобы привести в соответствие расчетные и фактические дебиты скважин. Для этой цели используется фактическая производительность УКПГ. [11]
Здесь Т - период разработки месторождения, в течение которого известны фактические дебиты скважин и пластовые давления по ним. [12]
 |
Расчетный элемент системы разработки и обустройства промысла газо - ГРГО месторождения А. [13] |
Расчеты технологических показателей при воспроизведении истории разработки месторождения основываются на принятии фактических дебитов скважин. В прогнозных расчетах на периоды нарастающей и постоянной добычи задаются плановые отборы газа по каждой УКПГ. В период падающей добычи газа при расчете распределения отбора газа по отдельным скважинам и УКПГ задаются параметры технологических режимов эксплуатации ДКС. [14]
 |
Клапан фирмы Чарльз Уитли. [15] |
Страницы: 1 2 3