Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Прирост дебита нефти


Прирост - дебит - скважина

Прирост - дебит - скважина

Cтраница 2

Для определения экономической эффективности проведения ГРП по группам пластов АВ, БВ и ЮВ проведены расчеты прироста дебитов скважин после ГРП: как среднегодового за первый год эксплуатации, так и соответствующего ему максимально достигаемого, при которых значение чистого дисконтированного дохода равно нулю.  [17]

Анализ показал, что в результате обработок соляной кислотой забоев скважин примерно в 60 % случаев получен прирост дебитов скважин в 2 - 3 и более раз. В остальных 40 % случаев прироста дебитов нефти не получено.  [18]

Из графика следует, что в большинстве применяющихся шстем разработки при отсутствии значительного загрязнения лризабойной зоны в добывающее скважинах создание трещины размером в 3 - 8 метров способно обеспечить не более чем полутора-двукратный прирост дебита скважины; дальнейший рост длшы трещины на протводитепьность скважины, стимулированной гидроразрывом, влияет мало. Значительное увеличение дебита скважины с незагрязненной ГВП возможно лишь ттри создании трягтан с размерами, сопоставимыми с размером контура питания.  [19]

При проведении мероприятий по интенсификации добычи нефти возникает вопрос, связанный с предварительной оценкой величины дебита скважины после проведения мероприятия. Определение величины прироста дебита скважины расчетным путем до проведения мероприятия дает возможность заранее определить их влияние на технико-экономические показатели работы нефтедобывающего предприятия. Предварительное определение величины дебита позволяет также нефтегазодобывающему предприятию выбрать наиболее оптимальный метод по интенсификации, позволяющий получить не только прирост добычи нефти, но и финансовый выигрыш.  [20]

В работе приводятся результаты расчета пространственно-временного-распределения температуры и прироста дебита скважин в результате воздействия на призабойную область пласта высокочастотными электромагнитными полями в сравнении с электропрогревом. Показано, что прирост дебита скважин при прогреве высокочастотным способом выше, чем при; электротепловой обработке вследствие большого радиуса теплового влияния.  [21]

Считается, что полная перфорация газоносного интервала всегда приводит к увеличению дебита скважины. Однако практика показывает, что прирост дебита скважины за счет полноты вскрытия однородного пласта по сравнению с идентичным пластом, перфорированным до половины газоносного интервала ( рис. 4.2, кр.  [22]

Причем с увеличением теоретической подачи насоса возрастает интервал интенсивного прироста дебита скважины. Необходимо также отметить, что интенсивный прирост дебита скважины с увеличением числа циклов откачки имеет ограниченный предел, выше которого увеличение числа циклов дает незначительный прирост дебита.  [23]

Анализ результатов расчета ( рис. 7.2) показывает, что в зависимости от значения теоретической подачи насоса и числа циклов откачки дебит скважины, работающей в режиме периодической откачки, может изменяться в самых широких пределах. Причем с увеличением теоретической подачи насоса возрастает интервал интенсивного прироста дебита скважины.  [25]

Исчерпывающей характеристикой эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях является закон распределения продолжительности эффекта от ОПЗ. Под продолжительностью эффекта будем понимать интервал времени, в течение которого наблюдается прирост дебита скважин. По результатам обработки данных о продолжительности эффекта от химических методов увеличения нефтеотдачи пластов были получены законы их распределения, которые описываются распределением Вейбулла. Законы распределения получены с применением известных методов анализа промысловых данных о продолжительности эффекта по месторождениям Даниловской и Тюменской свит.  [27]

Таким образом, на экономическую эффективность проведения ГРП оказывают влияние многие экономические и технологические факторы. Наиболее существенные из них: цена реализации дополнительно добытой нефти, затраты на проведение скважино-операции, прирост дебита скважины и продолжительность эффекта от ГРП. Только учитывая в комплексе влияние всех вышеперечисленных факторов, можно правильно оценить экономическую эффективность проведения гидроразрыва пласта.  [28]

В работе [218] на примере скважин месторождения Газли показано, что, несмотря на достаточно высокую газонасыщенность и проницаемость, часть перфорированного интервала не дает увеличения производительности скважин. В принципе полная перфорация газоносного интервала всегда приводит к увеличению дебита скважин. Однако прирост дебита скважины за счет полноты вскрытия однородного пласта по сравнению с идентичным пластом, перфорированным до половины газоносного интервала, настолько незначителен, что существующая техника измерения профиля притока ( дебитомер, шумомер и др.) практически не фиксирует прироста дебита скважины.  [29]

Были выявлены основные характеристики этих скважин, которые могут в каком-то степени повлиять на результаты интенсификации отбора. По каждом скважине научался характер изменения обводненности продукции - ва несколько лет до и после изменения режима. Были рассчитаны приросты дебитов скважин по нефти и оценена дополнительная добыча нефти за счет уве.  [30]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Прирост - дебит - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Прирост - дебит

Cтраница 1

Прирост дебита на всех скважинах при акустическом воздействии на ГЖС объясняется изменением структуры жидкости и последующим ранним разгазированием, т.е. созданием эффекта газлифта.  [2]

Данные прироста дебита показывают, что значительный его прирост происходит до 15 отверстий на 1 погонный метр. Это означает, что для скважин Газлинского месторождения оптимальны 15 - 20 отверстий на 1 погонный метр.  [4]

Значение прироста дебита жидкости по скважинам изменяется от 1 - 2 до 30 - 40 м3 / сут, дебиты нефти - от 0 7 - 1 6 до 11 - 12 т / сут, в отдельных случаях ( скв. Наиболее часто встречающееся значение прироста дебита нефти 2 - 5 т / сут. Отмечаются случаи, когда подключение компрессора вначале приводит к существенному увеличению дебита нефти, а затем к его уменьшению до уровня базового и даже ниже.  [5]

Эффект прироста дебита нефти по скважинам обеспечивает быструю компенсацию потерь добычи нефти, возникающих при переводе скважин с эксплуатации на процесс нагнетания теплоносителя, с последующим получением чистого экономического эффекта. По остальным скважинам получена аналогичная эффективность процесса.  [6]

Кроме прироста безводного дебита добывающих скважин замечено значительное, по сравнению с обычным заводнением, возрастание приемистости нагнетательных скважин. Это происходит как за счет увеличения работающей мощности, так и за счет уменьшения неоднородности приемистости.  [7]

В результате прирост дебитов от проведения одной скважино-операции сократился наполовину ( по сравнению с первым периодом), на 30 % снизилось число годовых обработок, а суммарная среднегодовая дополнительная добыча нефти снизилась на 67 %; себестоимость нефти возросла на 46 %, но тем не менее уровень ее оказался значительно ниже средней себестоимости по НГДУ.  [8]

Наибольшее отношение прироста дебита к первоначальному отмечается в поро-во-трещиноватых коллекторах. Совместное проведение соляно-кислотной обработки с ТГХВ дает наиболее продолжительный по времени эффект ( скв. При этом эффект от термогазохимической обработки увеличивается химическим воздействием кислотного раствора, а действие кислотного раствора, в свою очередь, усиливается повышенной его температурой.  [9]

Средняя величина прироста дебита ГС после применения ОПЗ ( особенно после применения кислотно-импульсного воздействия КИВ) у низкопористых коллекторов в 2 раза выше, чем у высокопористых Причина столь неожиданного явления кроется, видимо, в несовершенстве вскрытия улучшенных коллекторов, которые в большей мере подвергаются кольматации, а применяемые методы ОПЗ не в состоянии полностью восстшовить их первоначальную продуктивность.  [10]

Видно, что прирост дебита сильно зависит от отношения фактической относительной скорости и получаемой в результате каких-то мер.  [12]

В первом случае прирост дебита по объекту соответствует рассчитанному по первой формуле системы уравнений ( X. Однако в последнем случае частично используется резерв забойного давления, который мог бы быть реализован ( и практически всегда реализуется) независимо от МУПС по единичным скважинам.  [13]

Видно, что прирост дебита сильно зависит от отношения фактической относительной скорости и получаемой в результате каких-то мер.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Прирост - дебит - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Прирост - дебит

Cтраница 3

Если bj Ab, то регулируемый параметр не оказывает воздействия на изменение прироста дебита нефти или этого воздействия установить не удалось.  [31]

На рис. 5 сопоставлены прирост дебита нефти ГС за счет ОПЗ с приростом дебита нефти ВС за счет создания ИКНН. Зависимость для ВС взята из [ 2, стр. При этом Aqn для ОПЗ по Г.А. Орлову увеличены в 1 55 раза. Из этого рисунка также просматривается тенденция более существенного возрастания дебита ГС после ОПЗ для низкопористых коллекторов.  [32]

На рис. 5 сопоставлены прирост дебита нефти ГС за счет ОПЗ с приростом дебита нефти ВС за счет создания ИКНН. Зависимость для ВС взята из [ 2, стр. При этом AqH для ОПЗ по Г. А. Орлову увеличены в 1 55 раза. Из этого рисунка также просматривается тенденция более существенного возрастания дебита ГС после ОПЗ для низкопористых коллекторов.  [33]

По любой кривой на рис. 47 можно определить число скважин, при котором прекращается прирост дебита. Следовательно, сверх определенного предела увеличение числа скважин оказывается неэффективным.  [35]

В свою очередь это приводит к более высоким расчетным значениям продолжительностью остывания пласта и прироста дебита после обработок, которые фактически - и наблюдаются на практике. Необходимо отметить также, что в соответствии с условием сохранения теплового баланса увеличение радиуса теплового влияния ( при более высоких значениях температуры в пласте) приводит к снижению температуры на стенке и в непосредственной близости от скважины.  [36]

Из всего набора были выбраны в класс эффективных скважин такие, которые не только дали прирост дебита газа после воздействия, но и в течение нескольких месяцев продуцировали газ с дебитом, большим дебита до солянокис-лотной обработки. В группу неэффективных были взяты скважины, дебит которых упал после проведения воздействия.  [37]

Таким образом, можно сказать, что несмотря на наличие трех ранее перечисленных ограничивающих причин, прирост дебита вследствие ликвидации забойной подушки может быть значительным. Поэтому желательно в будущем организовать исследования, направленные на разработку эффективных методов снижения плотности жидкости на забойном участке. Ниже рассматриваются некоторые принципиальные возможности: уменьшения указанного параметра.  [38]

С целью выявления чувствительности проекта к изменению затрат на ГРП было просчитано влияние данного показателя на прирост дебита по нефти, необходимый для окупаемости затрат.  [39]

Анализ промысловых результатов ГРП показал, что в некоторых случаях прирост дебитов нефти после ГРП сопровождается еще более интенсивным приростом дебитов воды, что существенно снижает его эффективность. В работах Р.Д. Каневской указывалось, что подобное явление характерно для случаев, когда трещина гидроразрыва развивается перпендикулярно фронту вытеснения нефти водой, закачиваемой в пласт.  [40]

Гидроразрыв швсга в настоящее время является основной технологией интенсификации разработки низкопроницаемых колткасюров на месторождениях ОАО 1Сганскнефтегаз, обеспечивающей многократный прирост дебита жидкости в эксплуатационных скважинах.  [41]

С экономической точки зрения скважины становятся неэффективными еще при положительных, но малых значениях а, когда величина прироста дебита по объекту, вследствие работы данной скважины не оправдывает затрат на эксплуатацию этой скважины, транспорт и подготовку ее продукции.  [42]

На всех опытных скважинах, где завершен первый цикл ТЦВ, получен устойчивый, продолжительный ( более 1 года) прирост дебита нефти и жидкости с кратностью от 1 3 до 6 9 раза.  [43]

Проведенные по приведенным выше соотношениям расчеты применительно к условиям ачимовской толщи за счет увеличения проницаемости ПЗП обработкой кислотами показали возможность прироста дебита в 1 4 - 1 8 раза.  [44]

Проведенные по приведенным выше соотношениям расчеты применительно к условиям ачимовской толщи за счет увеличения проницаемости ПЗП обработкой кислотами показали возможность прироста дебита в 1 4 - 1 8 раза.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Прирост - дебит - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Прирост - дебит

Cтраница 4

Если bf по абсолютному значению не превосходит значение ДЬ, это значит, что от данного регулируемого параметра не зависит изменение прироста дебита нефти или этой зависимости установить не удалось. Тогда принимается второе или третье решение.  [46]

В табл. 4.1.11 - 4.1.16 приведены результаты анализа результатов проведенных ГРП по скважинам ( пласты АВ, БВ, ЮВ) по приросту дебита по нефти и изменению обводненности. В номерах скважин приняты следующие сокращения месторождений: ПМ - По-камасовское, У - Урьевское, ПК - Покачевское, ЮПК - Южно-Покачевское, ЛЕ - Лас - Еганское, П - Поточное, Н - Нивагальское, Ч - Чумпасское, Л - Локосовское, СП - Северо-Поточное.  [47]

Анализ эффективности форсированного отбора жидкости добывающих скважин в зависимости от расстояния до нагнетательной скважины показал, что при расстояниях до нагнетательной скважины 350 м прирост дебита нефти составляет 9 3 т / сут.  [48]

Все основные показатели разработки при закачке раствора значительно выше - больше приемистость скважин, коэффициент охвата пласта по мощности, темп отбора, относительный и абсолютный приросты дебита эксплуатационных скважин. Последние быстрее реагируют на закачку. И все это наблюдается при худшей геологической характеристике зоны, в которую заканчивается раствор ПАВ. На это указывают прежде всего значения начальных дебитов эксплуатационных скважин - в зоне закачки раствора - 8 6 т / сут, в зоне закачки воды - 20 4 т / сут.  [49]

Если величина эффекта 6, по абсолютному значению не превосходит доверительный интервал АЬ, это значит, что данный регулируемый параметр не оказывает воздействия на изменение прироста дебита нефти или этого воздействия установить не удалось.  [50]

Эффективность КО с добавкой HF в скважинах с зацементированной против обрабатываемого продуктивного горизонта колонной составляет 71 %, а при КО без добавки HF - 38 %; прирост дебита при КО с HF на 14 % больше. Это объясняется, по-видимому, проявлением известных свойств HF, предупреждающей образование геля кремниевой кислоты после реакции НС1 с цементом. Таким образом, добавка 1 - 1 5 % HF повышает эффективность обработки.  [51]

Первая закачка древесной муки в объеме 1 6т осуществлена на Миннибаевской площади ( кыновский, пашийский горизонты) в скважину № 3490 31 января 1997г, При этом прирост дебита нефти по пяти близлежащим добывающим скважинам за год составил в среднем 3 3 т / сут.  [52]

При линейном законе фильтрации на каждую следующую атмосферу увеличения перепада давления приходится один и тот же прирост дебита скважины; выпуклость же индикаторных линий при нелинейном законе фильтрации указывает на то, что на каждую следующую атмосферу перепада давления приходится все меньший и меньший прирост дебита. Интересно отметить, что в приближенную формулу дебита ( 77, IX) совсем не входит величина радиуса RK - контура области питания. О природе зависимости дебита скважины от ее радиуса дальше сказано особо.  [53]

По данным табл. 4.8 видно, что по сравнению с дебитом вертикальной скважины ( который не зависит от многослойнос-ти пласта), дебит горизонтальной скважины в условиях монолитного пласта выше в 3 30 раза, а в условиях многослойного пласта выше только в 1 66 раза, прирост дебита уменьшается в 3 50 раза; дебиты пологих скважин в условиях монолитного пласта выше в 1 21 - 1 77 раза, а в условиях многослойного пласта выше только в 1 09 - 1 31 раза, прирост дебита уменьшается в 2 27 - 2 44 раза.  [54]

Из рис. 119 видно, что, когда степень вскрытия составляет 20 %, истинный дебит несовершенной скважины превосходит дебит той же скважины в плоско-радиальном потоке на 50 %, но уже при h 60 % дебит Qi превосходит Qa не более чем на 20 %; наоборот, при h 6 % имеем Q4 2Qa, т.е. прирост дебита ( Q - Qa) за счет возможности притока к скважине жидкости из всей части пласта, расположенной ниже забоя, превосходит дебит Qa плоско-радиального притока.  [55]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

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

Прирост - дебит

Cтраница 2

На рис. 5 сопоставлены прирост дебита нефти ГС за счет ОПЗ с приростом дебита нефти ВС за счет создания ИКНН. Зависимость для ВС взята из [ 2, стр. При этом Aqn для ОПЗ по Г.А. Орлову увеличены в 1 55 раза. Из этого рисунка также просматривается тенденция более существенного возрастания дебита ГС после ОПЗ для низкопористых коллекторов.  [16]

Операция выполнена качественно, суточный прирост дебита нефти против базового составил 10 8 т / сут. После освоения скважина работала стабильно с постоянным дебитом.  [18]

На рис. 5 сопоставлены прирост дебита нефти ГС за счет ОПЗ с приростом дебита нефти ВС за счет создания ИКНН. Зависимость для ВС взята из [ 2, стр. При этом AqH для ОПЗ по Г. А. Орлову увеличены в 1 55 раза. Из этого рисунка также просматривается тенденция более существенного возрастания дебита ГС после ОПЗ для низкопористых коллекторов.  [19]

Третьим фактором, влияющим на прирост дебита, выступает характеристика насоса, спущенного в данную скважину. Фактически это сказывается следующим образом. Уменьшение плотности забойной жидкости приводит к снижению забойного давления, к росту дебита. Но увеличение дебита является причиной снижения напора H ( Q), развиваемого насосом. Если сопротивление подъемных труб и сопротивление поверхностного участка движению смеси остается постоянным, то снижение H ( Q) незамедлительно должно привести к росту давления на приеме, что, в свою очередь, повлечет некоторое увеличение забойного давления и соответственное уменьшение дебита. Указанную производительность системы находят из уравнения связи работы пласта, насоса и скважины.  [20]

К числу целевых показателей отнесены: прирост дебита, снижение затрат мощности на подъем нефти, снижение нагрузки на коллектор, снижение нагрузки на штанги.  [22]

Наблюдается существенный прирост дебита нефти, оправдывающий прирост дебита воды. Таким образом несмотря на выработку извлекаемых запасов почти на 90 % наблюдается существенный прирост добычи нефти за первый год эксплуатации.  [23]

Сравнение показывает, что наибольшее влияние на прирост дебита после обработки оказывают оставленные продукты реакции на расстоянии 2 м от ствола скважины.  [25]

Под текущим технологическим эффектом Aq единичной скважины понимается прирост дебита ( коэффициента продуктивности) нефти в результате обработки ПЗП.  [26]

Из приведенного примера следует важный вывод, что прирост дебита газа вдоль мощности пласта с достаточной для практики точностью может быть принят пропорциональным вскрытой мощности; тогда задача значительно упрощается и может быть найдено точное решение.  [27]

Анализ промысловых результатов ГРП показал, что в некоторых случаях прирост дебитов нефти после ГРП сопровождается еще более интенсивным приростом дебитов воды, что существенно снижает его эффективность. В работах Р.Д. Каневской указывалось, что подобное явление характерно для случаев, когда трещина гидроразрыва развивается перпендикулярно фронту вытеснения нефти водой, закачиваемой в пласт.  [28]

Абсолютный эффект форсирования отборов - прирост добычи нефти - примерно пропорционален приросту дебита жидкости.  [29]

Селективной изоляцией нижней воды с использованием цементного раствора на водной основе достигается значительно больший прирост дебита нефти, чем при изоляции подошвенной воды. Так, в первом случае, среднесуточный прирост дебита нефти по 103 скважинам составляет 11 т / сут, а во втором 8 1 т / сут по 62 скважинам. С использованием цементного раствора на углеводородной основе изоляция подошвенной воды дает больший прирост дебита нефти, чем изоляция нижней воды.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Оценка фактических и прогнозных результатов регулирования (оптимизации) нефтеизвлечения

Подрегулированием разработки нефтяных месторожденийпонимают целенаправленное поддержание и изменение условий эксплуатации залежей в рамках ранее – принятых технологических решений (при проектировании и анализах разработки) с целью достижения возможно высоких технологических (коэффициент нефтеотдачи, темп отбора нефти) и экономических показателей разработки.

Результаты оптимизации оцениваются:

– Приростом дебита нефти,

– Дополнительной добычей нефти,

– Продолжительностью эффекта,

– Уменьшением дебита воды.

Основной метод оценки фактического эффекта – метод взаимосвязи технологических показателей, предполагающий построение характеристик вытеснения.

Под характеристиками вытеснения понимаются различные зависимости между значениями отбора нефти, воды или жидкости. В настоящее время известно около двух десятков различных видов характеристик вытеснения. Однако наиболее надежная экстраполяция фактических данных достигается при использовании следующих наиболее распространенных характеристик вытеснения

Характеристика Метод Назарова, Сипачева Метод Первердяна Метод Камбарова
Выражение метода +b

 

Проектный эффект может быть оценен по следующей методике.

Проектный текущий прирост дебита нефти:

, т/сут

где – проектный начальный прирост дебита нефти, в первый месяц после проектного мероприятия, т/сут;

Т – продолжительность проекта, мес;

i=1,2…Т – номер месяца после проектного мероприятия.

Таким образом, предполагается равномерное снижение проектного прироста дебита нефти в течении периода Т, которое составляет 1/Т долей ед. в месяц или 100/Т процентов в месяц. По окончании периода Т проектный прирост дебита равен нулю.

Проектная текущая дополнительная добыча нефти

, т/месс

где 30-среднее количество дней в месяце;

– проектный коэффициент эксплуатации скважин, равный 0,9.

Проектная накопленная доп. добыча нефти

, т

Проектный средний прирост дебита нефти после мероприятия

, т/сут

Проектный средний дебит нефти после мероприятия

, т/сут,

Похожие статьи:

poznayka.org

Прирост - дебит - скважина

Прирост - дебит - скважина

Cтраница 1

Приросты дебитов скважин по нефти подтверждается количеством растворенного газа по отношению к воде.  [1]

Прирост дебита скважины после проведения мероприятия зависит от многих факторов, воздействие которых не всегда возможно учесть, но эти факторы отражаются и на дебите скважины до проведения мероприятия. Для предварительного определения дебита скважины после проведения геолого-технического мероприятия можно использовать статистические материалы по предыдущим обработкам и применяя корреляционный метод анализа установить уравнение, выражающее зависимость между дебитами до и после обработки скважин и использовать это уравнение в последствии. Нами был проведен корреляционный анализ зависимости дебитов по материалам одного из методов обработок на 62 скважинах. В результате анализа было установлено ряд уравнений.  [2]

При обеих оценках с ростом глубины каналов растет прирост дебита скважины.  [3]

В работе приводятся результаты расчета пространственно-временного-распределения температуры и прироста дебита скважин в результате воздействия на призабойную область пласта высокочастотными электромагнитными полями в сравнении с электропрогревом. Показано, что прирост дебита скважин при прогреве высокочастотным способом выше, чем при; электротепловой обработке вследствие большого радиуса теплового влияния.  [4]

Причем с увеличением теоретической подачи насоса возрастает интервал интенсивного прироста дебита скважины. Необходимо также отметить, что интенсивный прирост дебита скважины с увеличением числа циклов откачки имеет ограниченный предел, выше которого увеличение числа циклов дает незначительный прирост дебита.  [6]

Поперечные размеры каналов в силу их идеальности практически не влияют на прирост дебита скважины.  [8]

При увеличении обводненности продукции скважины с 20 % до 95 % рентабельный прирост дебита скважины увеличивается в 1 33 раза для пластов АВ и БВ и 1.35 для ЮВ.  [9]

Исходная информация об эффективности технологии ГРП разделена на два класса с учетом прироста дебитов скважин после обработки призабойной зоны и объектов испытания.  [10]

В зависимости от продолжительности эффекта от ГРП построены 10 кривых, определяющих минимальный экономически обоснованный прирост дебита скважины и ее обводненность, при которых проведение ГРП на скважине рентабельно.  [11]

В связи с этим возникает необходимость оценить степень информативности параметров, оказывающих влияние на прирост дебита скважин по нефти и жидкости после ГРП.  [12]

Исходная информация об эффективности технологии химической обработки скважин разделена на два класса с учетом прироста дебитов скважин после обработки призабойной зоны и объектов испытания.  [14]

При линейном законе фильтрации на каждую следующую атмосферу увеличения перепада давления приходится один и тот же прирост дебита скважины; выпуклость же индикаторных линий при нелинейном законе фильтрации указывает на то, что на каждую следующую атмосферу перепада давления приходится все меньший и меньший прирост дебита. Интересно отметить, что в приближенную формулу дебита ( 77, IX) совсем не входит величина радиуса RK - контура области питания. О природе зависимости дебита скважины от ее радиуса дальше сказано особо.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru