Средний дебит - скважина
Cтраница 1
Средние дебиты скважин и содержание различных компонентов существенно меняются по зонам УКПГ. Это обусловливает различные добывные возможности скважин по газу, конденсату, сероводороду, гелию и другим ценным компонентам. В этом случае имеется возможность получения дополнительного экономического эффекта от рационального размещения и эксплуатации резервных скважин. [1]
Средний дебит скважин по объекту I обычно на один-два порядка ниже дебитов по объектам II и III, величина депрессии выше в 3 - 4 раза и более. [2]
 |
Схема размещения скважин на опытных участках кыновского горизонта Саитовского месторождения.| Схема размещения скважин Чекмагушевского месторождения. Условные. [3] |
Средний дебит скважин по нефти составляет 1 8 т / сут. Пласты кыновского горизонта Д, и Дн, разрабатываются совместно с пластом Д-1 пашийского горизонта. [4]
Средние дебиты скважин нефти и жидкости составляют 4 и 106 т / сут соответственно. [6]
Обозначив средний дебит скважин q, пропускную способность нитки сепарации qz, определим эту зависимость. [7]
Зная средний дебит скважины рассматриваемого ряда ( по дебиту ряда, числу скважин в ряду и доле коллектора 1 - w), по известной величине v2 ( q), выбрав из семейства кривых III типа распределения Пирсона нужную кривую, можно легко установить распределение скважин по дебиту. [8]
Рост средних дебитов скважин в 1946 - 1965 гг. происходил за счет ввода в разработку высокопродуктивных месторождений Урало-Поволжья на основе широкого внедрения новых систем разработки, которые существенным образом оказывали влияние на рост производительности труда. [9]
Поведение кривых средних дебитов скважин по жидкости и нефти ( 7ж и 7) на южном и северном полях за время эксперимента качественно одинаково с поведением кривых Q) K и QH. Это объясняется тем, что в течение первых 5 лет эксперимента ( 1968 - 72 гг.) количество эксплуатационных скважин по полям не менялось, а с 1973 г. на обоих полях произошло небольшое уменьшение числа эксплуатационных скважин по причине перевода некоторых из них в нагнетательные. [10]
Поведение кривых средних дебитов скважин по жидкости и нефти ( 7Ж и 7) на южном и северном полях за время эксперимента качественно одинаково с поведением кривых QIK и QH. Это объясняется тем, что в течение первых 5 лет эксперимента ( 1968 - 72 гг.) количество эксплуатационных скважин по полям не менялось, а с 1973 г. на обоих полях произошло небольшое уменьшение числа эксплуатационных скважин по причине перевода некоторых из них в нагнетательные. [11]
Темпы роста средних дебитов скважин в третьем периоде по СССР снизились почти в 2 раза, а по основным нефтедобывающим районам - таким, как Башкирия, Татария и Куйбышевская область, начиная с 1966 г. они не только не сохранились на уровне предыдущего периода, но и начинают принимать отрицательное значение, так как основная масса эксплуатационных объектов нефтяных месторождений этих районов вступила в стадию прогрессирующего обводнения. [12]
 |
Влияние зональной неоднородности и степени прерывистости пла -, ста на число нефонтанирующих скважин я при различных системах заводнения. [13] |
На величину среднего дебита скважин и распределение фонда скважин по дебитам не менее существенно влияет вид применяемой системы заводнения. [14]
 |
Изменение суммарных отборов газа по батареям д. и среднего дебита. [15] |
Страницы: 1 2 3 4