Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Коэффициент падения нефти


Коэффициент - падение - дебит

Коэффициент - падение - дебит

Cтраница 1

Коэффициент падения дебита определяют по данным геологического отдела, а также по кривым производительности скважин, построенным на основании отчетных геолого-статических данных.  [1]

Так как коэффициент падения дебита неизбежно отражает часто несовершенную технику эксплуатации скважин в прошедший период, что в основном связано с быстрым прогрессом техники и науки, применение его всегда вызывает законные возражения. Поэтому в тех случаях, когда имеются данные о замерах статических давлений по основным скважинам, коэффициентах продуктивности, допустимых депрессиях и когда пласт не подвергается воздействию, расчет можно производить без учета годового коэффициента падения по следующей схеме.  [2]

На основании вычисленного среднемесячного коэффициента падения дебита за прошлое время строят кривую падения дебита на последующее время.  [4]

Теоретическая добыча в зависимости от значения коэффициента естественного падения дебита скважины до гидравлического разрыва пластов а определяется по-разному.  [5]

В настоящее время добычу нефти планируют при помощи коэффициента падения дебита, рассчитанного по кривым дебит - время, в основу построения которых положен закон одинаковых предположений.  [6]

Наиболее ответственным элементом построения теоретической кривой является определение коэффициентов падения дебита. Обычно для этой цели составляются корреляционные таблицы логарифмической зависимости между среднесуточными дебитами нефти последующего и предыдущего месяцев эксплуатации всех нормально работающих скважин данного объекта. В результате обработки корреляционной таблицы выводится зависимость между коэффициентом месячного падения среднесуточного дебита и величиной последнего; на основе этой зависимости строится теоретическая кривая динамики дебита для некоторой средней скважины до достижения ею предела рентабельности. Указанные кривые строятся по объекту в целом, если разница в текущих дебитах скважин, эксплуатирующих данный объект, невелика. Если же дебиты скважин меняются в широком диапазоне, то объекты разбиваются на участки ( зоны), в пределах которых скважины имеют близкие значения текущих дебитов, или все скважины группируются по достаточно узким интервалам дебитов.  [7]

Остаточные запасы по новым скважинам определяют с помощью тех же коэффициентов падения дебитов по тем же укрупненным интервалам. Для этого предварительно определяют число новых скважин в соответствии с проектом дальнейших работ и их начальные среднесуточные дебиты на основании карты дебитов по залежи. Для этого на структурной основе, где нанесены старые и новые скважины, около каждой старой скважины надписывается среднесуточный дебит последнего месяца эксплуатации. Затем по этим данным выделяются участки, характеризующиеся примерно одинаковыми дебитами.  [8]

При планировании вначале для ориентировки делают прикидочные расчеты, в которых коэффициент падения дебита заменяется коэффициентом кратности.  [9]

При планировании вначале для ориентировки делаются прики-дочные расчеты, в которых коэффициент падения дебита заменяется коэффициентом кратности.  [10]

Отсюда следует, что годовой коэффициент кратности имеет ту же природу, что и коэффициент падения дебита, но показывает не месячное падение дебита, а падение дебита за год.  [11]

Отсюда следует, что годовой коэффициент кратности имеет ту же сущность, что и коэффициент падения дебита, но отражает не месячное изменение ( падение) дебита, а изменение ( падение) дебита за год.  [12]

Для этого заранее составляют таблицу годовых и полуголо вых коэффициентов кратности, соответствующих определенным значениям коэффициента падения дебита.  [13]

При определении эффективности ГРП за основной критерий было принято суммарное количество дополнительно добытой нефти с учетом коэффициента падения дебита до и после ГРП.  [14]

Для определения прироста добычи нефти за счет ППД по старым нефтяным месторождениям, как правило, применяют коэффициент падения дебитов, по которому строят график предполагаемого изменения добычи во времени в условиях отсутствия воздействия на пласт. Вычисленную таким методом добычу нефти сравнивают с фактической и получаемую разность принимают за прирост. Такой порядок исчисления прироста имеет существенные недостатки. Однако применение этого метода дает возможность проследить закономерности влияния ППД на динамику добычи нефти по старым месторождениям л исследовать их эффективность.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Месячный коэффициент - падение - дебит

Месячный коэффициент - падение - дебит

Cтраница 1

Месячный коэффициент падения дебита вычисляется при помощи корреляционных таблиц. Поскольку месячные коэффициенты падения дебита определяются интервалами среднесуточного дебита, добычу по старым скважинам нужно рассчитывать по их группам, соответствующим определенным интервалам среднесуточного дебита.  [1]

Месячный коэффициент падения дебита вычисляют при помощи корреляционных таблиц, поскольку месячные коэффициенты падения дебита определяются интервалами среднего суточного дебита.  [2]

Зная месячный коэффициент падения дебита, вычисляют все последующие дебиты. Таким образом, не прибегая к громоздким вычислениям непосредственно по кривой, определяют все последующие дебиты. Следует иметь в виду, что величина месячного коэффициента падения не будет постоянной для всех участков кривой.  [3]

Вычисление месячного коэффициента падения дебита производится по корреляционным таблицам, рассмотренным выше при изложении статистического метода подсчета запасов нефти.  [4]

Для определения месячных коэффициентов падения дебита, указанных в табл. 43, выполняют следующие расчеты.  [5]

Для определения месячных коэффициентов падения дебита, приведенных в табл. 24, выполняют следующие расчеты.  [6]

Изменение дебита измеряется месячным коэффициентом падения дебита, который при стабилизации дебитов равен единице.  [7]

По данным корреляционной таблицы определяются месячные коэффициенты падения дебитов ( путем вычитания логарифма числового значения предыдущего.  [9]

Входные дебиты определяются по данным о величине месячного коэффициента падения дебитов. Число скважино-месяцев эксплуатации и коэффициенты эксплуатации устанавливают за ряд последних лет с учетом мероприятий по увеличению сроков работы скважин и межремонтного периода их эксплуатации.  [10]

Месячный коэффициент падения дебита вычисляют при помощи корреляционных таблиц, поскольку месячные коэффициенты падения дебита определяются интервалами среднего суточного дебита.  [11]

При планировании дебита по старым ( переходящим) скважинам основными расчетными показателями являются: входной средний суточный дебит одной скважины за декабрь предыдущего года; месячный коэффициент падения дебита; число скважино-месяцев эксплуатации; коэффициент эксплуатации.  [12]

При составлении плана бурения новых скважин исходными данными являются: план добычи по новым скважинам; начальный средний суточный дебит каждой скважины; число скважино-месяцев эксплуатации новой скважины в году; месячный коэффициент падения дебита; общая добыча нефти из одной скважины в году.  [13]

Месячный коэффициент падения дебита вычисляется при помощи корреляционных таблиц. Поскольку месячные коэффициенты падения дебита определяются интервалами среднесуточного дебита, добычу по старым скважинам нужно рассчитывать по их группам, соответствующим определенным интервалам среднесуточного дебита.  [14]

ССР определение коэффициента падения и начальных дебитов по группе новых скважин затруднительно и эта величина в большинстве случаев при расчете добычи новых скважин берется приближенной, указанный выше метод расчета добычи новых скважин в настоящее время не применяется. Вместо него пользуются упрощенной методикой: берут среднесуточный плановый дебит на одну новую скважину в течение первого года эксплуатации и умножают на принятую продолжительность эксплуатации; месячный коэффициент падения дебита исключают.  [15]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

Падение - добыча - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Падение - добыча

Cтраница 3

При стабилизации или падении добычи а уменьшается до нуля.  [31]

С уменьшением дебитов темп падения добычи уменьшается; кривая дебита во времени выполаживается, в связи с чем коэффициенты падения по абсолютному значению увеличиваются, приближаясь к единице.  [32]

Поддержание некоторого неизменного темпа падения добычи возможно, когда прирост добычи в районе обеспечивается экстенсивным путем за счет ввода новых месторождений.  [34]

Остается единственный выход - определять естественное падение добычи экстраполяцией графиков, выражающих фактическую зависимость темпов падения or технологических факторов.  [35]

Период падающей добычи газа характеризуется постоянным падением добычи, темпы к-рого зависят от установленной мощности дожимной компрессорной станции, степени восполнения действующего фонда эксплуатационных скважин ( см. Фонд скважин), выбывающих за счет обводнения и др. причин.  [36]

Заслуживает внимания то обстоятельство, что падение добычи во всех отраслях топливного комплекса сопровождалось повышением уровня механизации на работающих предприятиях.  [37]

Одним из определяющих факторов, позволяющим сдерживать падение добычи, является продолжение поисков новых месторождений в республике и прирост запасов. В условиях, когда на один подготовленный к поисковому бурению объект приходится в среднем около 240 тыс. т ресурсов, решение этой задачи невозможно без дальнейшего совершенствования геологоразведочного процесса. В первую очередь сюда стоит отнести качество подготовки объектов, достигаемое за счет применения самых современных методов сейсморазведки, широкого комплексирования ее со всеми предшествовавшими работами, современными аэрокосмичс-скими методами и структурным бурением, биогеохимичсским тестированием подготовленных объектов и большого объема архивной разведки.  [38]

В данном примере для предварительного установления коэффициента падения добычи по методу Эйлера находят годовую добычу для 14 и 15-го годов эксплуатации. По их значениям вычисляют примерное значение коэффициента падения добычи.  [39]

Освоение Ямала является практически безальтернативным способом компенсации падения добычи газа на существующих уникальных месторождениях Надым-Пур - Тазовского региона и обеспечения устойчивого газоснабжения европейской части страны.  [40]

При рассмотрении перспективного периода в связи с падением добычи возникает необходимость ликвидации целых месторождений и, следовательно, транспортной составляющей, что требует специального подхода. Особенностью данной проблемы является то обстоятельство, что даже при технической пригодности месторождения могут ликвидироваться по причине потоковой невостребованности в перспективе. Здесь также должно предусматриваться полное восстановление всех природных ресурсов, ранее отведенных под ликвидируемые объекты.  [42]

В связи с изменениями ресурсной базы и падением добычи газа на месторождениях НПТР, даже учитывая прирост добычи газа независимыми производителями, на головных участках северного коридора ожидается значительное сокращение объемов транспортируемого газа, что приведет к снижению загрузки действующих газотранспортных мощностей.  [43]

Наряду с застоем, а иногда и падением добычи черных и большинства цветных металлов значительное развитие в капиталистических странах получает добыча редкоземельных элементов. Последние годы характеризуются также все возрастающим спросом на рассеянные элементы ( германий, селен, индий, таллий, теллур и др.), широко применяющиеся в различных областях новой техники. Но особенно быстрыми темпами идет производство материалов, применяемых в ядерной промышленности. Ведущую роль здесь играет уран, остающийся и в настоящее время основным видом ядерного горючего.  [44]

Для характеристики III стадии весьма показателен среднегодовой темп падения добычи.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Коэффициент - падение - дебит

Коэффициент - падение - дебит

Cтраница 2

На практике пользуются заранее составленной таблицей, где даны годовые и полугодовые коэффициенты кратности, соответствующие определенным значениям коэффициента падения дебита.  [16]

Примером могут служить статистические кривые, показывающие изменение фонда эксплуатационных скважин в процессе эксплуатации залежи от накопленной добычи или расчет коэффициента падения дебита скважин, при помощи которого строят кривые дебит - время. При построении последних не вникают в физическую суть явлений, а пользуются теорией вероятностей, в частности законом одинаковых предположений, согласно которому у двух скважин, имеющих в течение двух-трех лет одинаковую добычу, и в дальнейшем изменение их дебита будет одинаковым.  [17]

При подсчете запасов нефти статистическим методом устанавливаются следующие параметры: среднемесячный дебит нефти по добывающим скважинам соответственно на предыдущую и последующую даты исследования, коэффициент падения дебита, минимальный рентабельный среднесуточный дебит нефти ( зависит от качества нец. В данном случае отмеченные параметры: аиболее информативны. После их определения запасы подсчитываются в соответствии с принятой методикой. Кроме того, оценка извлекаемых запасов производится по статистическим зависимостям построением кривых дебит - накопленная добыча, дебит - в емя, разработанных М.И.Максимовым, И.  [18]

Для залежей, разрабатываемых при упруго-водонапорном режиме, необходимо учитывать падение пластового давления по величине удельной добычи на единицу падения пластового давления или пользоваться коэффициентом падения дебита. При разработке залежей с режимом растворенного газа гидродинамические расчеты очень сложны, поэтому следует пользоваться коэффициентами падения.  [19]

Для залежей, разрабатываемых при упруго-водонапорном режиме, необходимо учитывать падение пластового давления по величине удельной добычи на 1 кГ / см2 падения пластового давления или пользоваться коэффициентом падения дебита.  [20]

Хотя этот показатель, определяемый по описанной выше методике, и не может претендовать на высокую степень точности, особенно в отношении истощенных залежей, эксплуатируемых малодебитными скважинами, по которым возможна значительная погрешность при определении коэффициента падения дебита, для качественной оценки процессов он может быть использован.  [21]

Впервые в Советском Союзе закон одинаковых предположений был сформулирован Л. С. Лейбензоном [24] в следующем виде: если две скважины в течение 2 - 3 лет имеют одинаковый дебит, то и в дальнейшем их дебиты будут уменьшаться одинаково. На этом законе основан расчет коэффициента падения дебита, а последним пользуется современная методика планирования добычи на будущее. Однако он справедлив для одинаковых условий разработки залежей нефти, на что указывалось выше.  [23]

Теоретические кривые строятся на основе обработки геолого-статистических материалов по эксплуатации скважин объекта за более или менее длительный период времени ( обычно 1 год), предшествующий началу воздействия. В результате обработки этих данных вычисляются коэффициенты падения дебитов ( для различных интервалов их), а также исходные дебиты, необходимые для построения теоретических кривых падения на весь предстоящий период разработки.  [24]

Благодаря аналитическому учету расчетной послойной неоднородности внутри элементов залежи и зональной неоднородности, наблюдающейся между элементами залежи, нами были получены и математически обоснованы уравнения разработки нефтяной залежи. Замечательно, что эти расчетные и теоретические закономерности в той или иной мере уже давно были обнаружены ( в виде коэффициентов падения дебитов нефти и расчетной жидкости и числа работающих скважин) при разработке нефтяных залежей и месторождений как фактические закономерности. Несомненно, что уравнения разработки нефтяной залежи имеют устойчивый и универсальный характер; они могут математически описать любые фактически наблюдающиеся закономерности разработки нефтяных залежей при режиме заводнения; они позволяют объяснить наблюдающиеся и предсказать будущие драматические события в судьбе нефтяных залежей; они являются эффективным инструментом исследования, предвидения и оптимизации.  [25]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Методика расчета динамики падения добычи на месторождении Баккен

В процессе изучения вопроса по добычи нефти на местрождении Баккен научился решать задачку вычисления параметров экспоненциальной функции. Хочу записать алгоритм тут, чувствую это еще пригодится (и мне, и возможно кому-то еще). Итак, дано:

1) Месторождение, на котором средняя скважина дает 85 тыс. баррелей в первые 12 месяцев.

2) Известен общий объем добычи в месяц и общее количество скважин (тоже в месяц).

Задача: рассчитать объем добычи среднестатистической скважины во второй год, третий, четвертый и т.д. Зная полный объем выхода из скважины можно вычислить NPV и понять, стоит ли связываться.

Решение:

1) Делаем предположение, что добыча падает по экспоненте, т.е. формула следующая:

объем добычи = K1 * EXP (K2 * номер месяца)

Где К1 и К2 - коэффициенты, которые предстоит вычислить. Их первичное значение можно задать любым, например 1 и -0,01 (потом они будут подбираться автоматически функкцией "Поиск решения" в Excel). Далее готовим вот такую табличку:

Теперь необходимо включить в Excel функцию "Поиск решения" и ввести параметры. Наша задача подобрать K1, K2 так, чтобы объем добычи за первые 12 месяцев (ячейка B3) был равен 85, а сумма квадратов разностей между фактом и расчетом модели (ячейка B4) была минимальной, в идеале 0:

В ноль оно конечно не сведет, но в результате выдаст параметры K1, K2, которые дают максимальное приближение к графику:

Вообще на самом деле первые пару лет лучше выбросить из суммы квадратов разностей, так как будет некоторое влияние добычи начатой ранее (до 2008 года), но вообще это влияет мало. Таким образом, просуммировав значения в формуле:

объем добычи = 9,19 * EXP (-0,0415 * номер месяца)

получим динамику:

1 год - 85 тыс. барр.2 год - 52 тыс. барр.3 год - 31 тыс. барр.4 год - 19 тыс. барр.5 год - 12 тыс. барр.

pustota-2009.livejournal.com

Коэффициент изменения добычи - Энциклопедия по экономике

Коэффициент изменения добычи нефти в планируемом году Кп t+ 1 но объединению (предприятию) определяется как средневзвешенная величина этих показателей, предусмотренных в проектах разработки отдельных месторождений. Этот показатель учитывает влияние геолого-физических и промыслово-технологических факторов на изменение фонда добывающих скважин, их производительности, обводненности добываемой продукции и рассчитывается как произведение трех коэффициентов  [c.64] Коэффициент изменения добычи отражает колебание добычи под воздействием динамики пластового давления и отбора газа из пласта, результативности мер по интенсификации газодобычи с учетом специфики газопотребления.  [c.67]

Коэффициент изменения добычи скважин характеризует изменение среднесуточных дебитов нефтяных скважин за месяц. К. и. Д. с. рассчитывается по формуле  [c.15]

К. к. представляет собой сумму членов геометрической прогрессии, где членом прогрессии является коэффициент изменения добычи, и определяется по формуле  [c.16]

Для расчета К. к. можно пользоваться таблицей перевода коэффициентов изменения добычи в коэффициент кратности (табл. 1).  [c.16]

Коэффициент изменения добычи Процент падения дебита (1-Ки)Х Коэффи -циент кратности к Коэффициент изменения добычи Процент падения дебита [c.16]

Коэффициент изменения добычи скважин..... 15  [c.198]

Число новых скважин, вводимых в планируемом году, и среднее число дней работы одной новой скважины в планируемом году определяются по коврам бурения. Между тем, до-, недавнего времени коэффициент изменения добычи нефти определялся на базе анализа фактического материала за прошедший период и экстраполяции полученных данных на планируемый период. Это приводило к существенным неточностям при установлении величины коэффициента изменения добычи нефти. Кроме того, создалось такое положение, когда планирование добычи нефти оказалось оторванным от про-  [c.120]

Таким образом, предлагаемая методика является универсальным инструментом, позволяющим не только точно рассчитать коэффициент изменения добычи нефти на перспективу, пользуясь проектными данными и фактическим материалом за истекший период, но и оценить влияние различных факторов на получаемые показатели, что особенно важно с точки зрения выработки правильной стратегии научно—технического прогресса в области нефтедобычи и организации производства.  [c.125]

Среднегодовой коэффициент изменения добычи нефти по отрасли за рассматриваемый период можно определять таким, образом  [c.72]

Коэффициент изменения добычи нефти из старых скважин в планируемом году по объединению или HI ДУ определяется как средневзвешенная величина по месторождениям района  [c.87]

Коэффициент изменения добычи нефти в планируемом году / п по объединению (предприятию) определяют как средневзвешенную величину этих показателей, предусмотренную в проектах разработки отдельных месторождений. Этот показатель учитывает влияние геолого-физических и промыслово-технологических и других факторов на изменение фонда действующих старых скважин, их производительности и обводненности добываемой продукции.  [c.299]

Кэ — коэффициент эксплуатации новых скважин Q — общая добыча нефти в предыдущем году Ккз — коэффициент изменения добычи нефти по скважинам, находящимся в эксплуатации на начало анализируемого года.  [c.30]

Кк — коэффициент кратности, соответствующий коэффициенту изменения добычи нефти в данных условиях.  [c.185]

Кк — коэффициент кратности, соответствующий принятой продолжительности эксплуатации (в месяцах) и коэффициенту изменения добычи нефти в данных условиях.  [c.186]

На рис. 28 и 29 приведена динамика коэффициентов изменения добычи нефти по переходящему фонду скважин за 1955—1975 гг. в целом по СССР, Азербайджанской ССР, Узбекской ССР и объединениям Башнефть, Татнефть, Куйбышевнефть, Пермнефть,  [c.186]

Приведенные на рис. 28 и 29 данные показывают, что динамика коэффициентов изменения добычи нефти по переходящим скважинам носит характер изломанной кривой.  [c.186]

Преимущество этого показателя по сравнению с коэффициентом изменения добычи нефти заключается в том, что он отражает основ-  [c.194]

Коэффициент изменения добычи нефти по месторождению определяется в проекте разработки  [c.66]

За период оценки обычно принимается нормативный срок амортизации добывающих нефтяных скважин (15 лет). Коэффициенты изменения мощности новых скважин равны коэффициентам изменения добычи нефти по переходящему фонду.  [c.115]

Коэффициент изменения добычи из переходящих скважин Кп отражает колебание добычи нефти в связи с изменением пластовых давлений и отбора нефти из пласта и влияние мероприятий по интенсификации добычи нефти  [c.232]

Коэффициент изменения добычи применяют при планировании ее по месторождениям, эксплуатируемым на режиме растворенного газа.  [c.232]

При планировании добычи нефти по месторождениям (залежам) с режимом растворенного газа и с газонапорным режимом применяют коэффициент изменения добычи (с учетом эффекта от реализации мероприятий по совершенствованию техники, технологии и организации добычи нефти). Плановую добычу нефти рассчитывают раздельно по каждой из трех категорий скважин.  [c.233]

Плановый объем добычи нефти [c.117]

Коэффициент изменения добычи нефти из старых скважин но объединению определяется как средневзвешенная величина коэффициентов изменения по месторождениям объединения. Для каждого месторождения он определен в технологическом проекте разработки как произведение трех коэффициентов, учитывающих изменение фонда добывающих скважин (/(п), нефтесодержания их продукции (/(/) и дебитов скважин по  [c.152]

Например, К. Т. Максимовым установлено [28], что коэффициент изменения добычи нефти для залежи /Сп равен произведению трех коэффициентов естественного падения Ке, изменения объема отбираемой жидкости /С0 и изменения распределения отбора /Си.р- В свою очередь, каждый из этих коэффициентов является функцией многих параметров соотношения вязкостен нефти и вытесняющего агента, проницаемости пласта, неоднородности пласта по проницаемости, капиллярных свойств нефтенасыщенных пород, размещения скважин на площади залежи, типа вытесняющего агента, характера системы разработки, запроектированных темпов отбора запасов нефти и т. д.  [c.43]

Однако этим возможности предлагаемой методики не ис- черпываются. На каждый из указанных коэффициентов в свою очередь влияет целый ряд факторов и возникает необходимость количественной оценки этого влияния. Рассмотрим, например, коэффициент изменения добычи нефти за счет из-  [c.123]

Рис. 28. Динамика обводненности О (сплошные кривые) и коэффициента изменения добычи К (штрихпунктир) нефти в целом по СССР (1). Азербайджанской ССР (2) и Узбекской ССР (3)

economy-ru.info

Падение - дебит - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Падение - дебит

Cтраница 2

Причинами простоев или падения дебита являются повреждения в узле плунжер / цилиндр, на клапанах или замках насосов.  [16]

При гиперболическом законе падение дебита во времени и дебита в зависимости от накопленного отбора выражаются прямыми связями после нанесения их на логарифмическую координатную сетку. В этом случае зависимость дебита от накопленной добычи характеризуется обратным наклоном прямой. Для более удобного производства определений Я. Я. Арпсом были предложены специальные бланки, позволяющие повысить точность конечных результатов.  [17]

Примечание: отметим падение дебитов нефти с началом насыщения слоев водой.  [19]

Падение давления определяет падение дебита газовых скважин, что в свою очередь определяет потребное количество скважин для поддержания заданного уровня добычи газа из месторождения, продолжительность периода бескомпрессорной эксплуатации, время необходимого ввода в эксплуатацию компрессорных станций и пр.  [20]

В качестве причины падения дебитов по жидкости добывающих скважин на юрских пластах сибирского региона автором в [469] была названа работа глинистого цемента в слоисто-неоднородных пластах при прорыве закачиваемой воды в добывающие скважины.  [21]

Зная месячный коэффициент падения дебита, вычисляют все последующие дебиты. Таким образом, не прибегая к громоздким вычислениям непосредственно по кривой, определяют все последующие дебиты. Следует иметь в виду, что величина месячного коэффициента падения не будет постоянной для всех участков кривой.  [22]

Для расчетов величины падения дебита вычисляют его среднее арифметическое значение за период 3 - 5 мес, предшествующих обработке.  [23]

Так как коэффициент падения дебита неизбежно отражает часто несовершенную технику эксплуатации скважин в прошедший период, что в основном связано с быстрым прогрессом техники и науки, применение его всегда вызывает законные возражения. Поэтому в тех случаях, когда имеются данные о замерах статических давлений по основным скважинам, коэффициентах продуктивности, допустимых депрессиях и когда пласт не подвергается воздействию, расчет можно производить без учета годового коэффициента падения по следующей схеме.  [24]

Вычисление месячного коэффициента падения дебита производится по корреляционным таблицам, рассмотренным выше при изложении статистического метода подсчета запасов нефти.  [25]

Проведено обоснование причин падения дебитов добывающих скважин в залежах нефти с глиносодержащими НПК за счет влияния языковых прорывов закачиваемой воды на фильтрационные характеристики призабойных зон и обоснованы технологические решения по глинодиспергации и глиностабилизации для повышения уровней отбора нефти.  [26]

Проведен анализ причин падения дебитов добывающих скважин в ГНПК. На основе сравнительного геолого-промыслового анализа поведения скважин при различной минерализации пластовых и закачиваемых вод и разной геологической неоднородности, лабораторных экспериментов на специально выполненной неоднородной модели с радиоизотопным контролем продвижения фаз, гидродинамических расчетов показано, что причина этого явления - влияние глинистых минералов при прорыве закачиваемой воды в добывающие скважины из-за анизотропии НПК.  [27]

Проведено обоснование причин падения дебитов добывающих скважин в залежах нефти с глиносодержащими НПК за счет влияния языковых прорывов закачиваемой воды на фильтрационные характеристики призабойных зон.  [28]

Было показано, что падение дебита источников связано с ведением в эксплуатацию именно пласта XIII, причем общее количество жидкости, отбираемое из пласта через нефтяные скважины и горячие источники, оставалось почти постоянным.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru