Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Средний дебит по нефти


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

Средний дебит

Cтраница 1

Средний дебит на одну скважину в США, учитывая систему ограничения добычи, достигает 2 т / сут. Уже одно это обстоятельство предопределяет тот факт, что в США при промысловом обустройстве широко применяется малообъемное оборудование низкой производительности, например деэмульсаторы-подогреватели производительностью от 8 до нескольких десятков тонн нефти в сутки.  [1]

Средний дебит двух скважин этой категории ( скв. УКПГ-2 остается значительно вы0: е, чем по фонду скважин УКПГ-3. На УКПГ-4 и 8 наблюдается обратная картина. Здесь средняя продуктивность переключенных скважин не менее чем на 50 % меньше оставшихся, а на УКПГ-1 изменения в продуктивности переключенных скважин не наблюдается.  [2]

Средний дебит 5400 эксплуатационных скважин на суше составляет всего 0 7 т нефти в сутки. Есть серьезные основания полагать, что немалая часть из 155 млн. т сухопутной азербайджанской нефти так и останется под землей.  [3]

Средний дебит одной скважины 7 2 т / сут по нефти и 20 0 т / сут по жидкости, средняя приемистость - около 100 м3 / сут.  [5]

Средний дебит 5400 эксплуатационных скважин на суше составляет всего 0 7 т нефти в сутки.  [6]

Средний дебит поступающей в залежь воды за интервал At определяется как среднеарифметическое значений этой величины на начало и конец временного интервала.  [7]

Средний дебит по нефти одной скважины составлял 5 4, по жидкости - 30 т / сутки.  [8]

Средний дебит по Уренгойской площади равен 810 тыс. м3 / сут, что на 190 тыс. м3 / сут меньше проектного, а по Ен-Яхин - ской площади - 538 тыс. м3 / сут, что меньше проектного на 162 тыс. м3 / сут. Средний дебит Северо-Уренгойского место-рождения равен 521 тыс. м3 / сут, что превышает проектный на 21 тыс. м3 / сут.  [9]

Средний дебит двух скважин этой категории ( скв. УКПГ-2 остается значительно выше, чем по фонду скважин УКПГ-3. На УКПГ-4 и 8 наблюдается обратная картина. Здесь средняя продуктивность переключенных скважин не менее чем на 50 % меньше оставшихся, а на УКПГ-1 изменения в продуктивности переключенных скважин не наблюдается.  [10]

Средний дебит ГС по месторождениям колеблется от 4 9 до 17 4 т / сут. Превышение средних дебитов ГС над дебитами ВС составляет от 4 9 до 13 4 т / сут.  [11]

Средний дебит Qcp значительно меньше, чем дебит QB, который обеспечивался бы при непрерывной работе скважины, так как в период накопления при непрерывном возрастании уровня жидкости в скважине приток жидкости из пласта в скважину уменьшается.  [12]

Средний дебит ГС по месторождениям колеблется от 4 9 до 17 4 т / сут. Превышение средних дебитов ГС над дебитами ВС составляет от 4 9 до 13 4 т / сут.  [13]

Средний дебит ГС в настоящее время составляет 7 5 т / сут, что превышает дебит окружающих наклонно-направленных скважин в 2 2 раза при превышении их стоимости в 1 6 раза.  [14]

Средний дебит газовых скважин по газопромысловым управлениям Краснодарского края довольно высокий, однако производительность труда здесь значительно ниже общесоюзной.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

РАСЧЕТ ДЕБИТА НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ

РАСЧЕТ ДЕБИТА НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ Общее уравнение притока жидкости в скважину имеет вид: Q=k(pпл – pзаб)n(1) где Q - дебит скважины; к - размерный коэффициент пропорциональности; n - показатель степени, характеризующий режим движения жидкости (фильтрации). При n = 1 выражение (1) записывается так: Q=Kпр.(pпл – pзаб)(2) где Kпр.- коэффициент продуктивности скважины, [т/(сут*МПа)] (стандартные условия). Дебит несовершенной скважины в условиях плоскорадиального притока в соответствии с формулой Дюпюи: (3) где к - проницаемость пласта (призабойной зоны скважины), м; h - толщина пласта (работающая), м;

- вязкость нефти в пластовых условиях, м Па*с; - приведенный радиус скважины, м; RK - радиус контура питания, м. Из сопоставления (2) и (3) получаем(4)где bн - объемный коэффициент нефти; - плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3. В соответствии с (4) дебит скважины в стандартных условиях, замеряемый в т/сут, можно рассчитать по следующей формуле:(5)Задание. Вычислить дебит нефтяной скважины при забойном давлении, равном давлению насыщения.Решение. Прежде всего рассчитываем по (6) объемный коэффициент нефтиСвязь между газонасыщенностью нефти и ее объемным коэффициентом (при t = 20 0 C)

bн =1+3,05*10-3 Г0 при Г0≤400 м3/ м3,bн =1+3,63*10-3(Г0 – 58) при Г0>400 м3/ м3.(6)

Затем определяем давление насыщения при пластовой температуре, так как в исходных данных оно дано при стандартной температуре. Для этого воспользуемся формулой (7):

[МПа](7)ум- содержание метана в газе однократного разгазирования при стандартных условиях, уа- содержание азота в газе однократного разгазирования при стандартных условиях, tпл- пластовая температура С, t - текущая температура С, ГОМ – газонасыщенность пластовой нефти, характеризующаяся отношением объема газа (приведенного к стандартным условиям), растворенного в нефти, к массе дегазированной нефти м3/т.Приводим заданное газосодержание Go пластовой нефти к размерности ГОМ в вышеприведенном уравнении. Для этого пользуемся (8):

[м3/т](8)Здесь Tст=293.15 К, Tст=273 К, ρнд - плотность дегазированной нефти.Таким образом, определяем давление насыщения при tпл., а затем рассчитываем по (5) дебит скважины.Наименование исходных параметровОбозначение, размерностьВарианты заданий 12345678

Проницаемость призабойной зоныk [мкм2]0.250.220.200.190.270.250.200.22

Толщина пластаh [м]53456789

Плотность дегазированной нефтиρнд [кг/м3]862840855850865865845840

Вязкость нефти в пластовых условияхнп [м Па*с]21234567

Плотность пластовой нефтиρнп [кг/м3]805805805805805805805805

радиус контура питанияRк [м]300300300300300300300300

Приведенный радиус скважиныrпр [м]0.010.0150.0110.0120.0130.0140.0160.017

Пластовое давлениеPпл[МПа]2525252525252525

Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефтиG0(Г0) [м3/м3]78.588.578.598.568.598.5100.5110.5

Давление насыщения при t = 20 СPнас20[МПа]8.488.488.488.488.488.488.488.48

Пластовая температураtпл[С]82921028595100115120

Содержание метана в газе однократного разгазирования при стандартных условияхум0.6220.6220.6220.6220.6220.6220.6220.622

Содержание азота в газе однократного разгазирования при стандартных условияхуа0.0270.0270.0270.0270.0270.0270.0270.027

Наименование исходных параметровОбозначение, размерностьВарианты заданий 910111213141516

Проницаемость призабойной зоныk [мкм2]0.210.230.240.160.200.300.330.35

Толщина пластаh [м]243678910

Плотность дегазированной нефтиρнд [кг/м3]872860875870855855865870

Вязкость нефти в пластовых условияхнп [м Па*с]12345677

Плотность пластовой нефтиρнп [кг/м3]805805805805805805805805

радиус контура питанияRк [м]300300300300300300300300

Приведенный радиус скважиныrпр [м]0.0140.0120.0130.0140.0150.0160.0170.018

Пластовое давлениеPпл[МПа]2525252525252525

Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефтиG0(Г0) [м3/м3]100.5120.5110.590.5130.5140.5150.5160.5

Давление насыщения при t = 20 СPнас20[МПа]8.488.488.488.488.488.488.488.48

Пластовая температураtпл[С]928211095105120125130

Содержание метана в газе однократного разгазирования при стандартных условияхум0.6220.6220.6220.6220.6220.6220.6220.622

Содержание азота в газе однократного разгазирования при стандартных условияхуа0.0270.0270.0270.0270.0270.0270.0270.027

freedocs.xyz

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

Расчет - дебит

Cтраница 1

Расчет дебитов для этого случая по нашему методу производится следующим образом.  [1]

Расчет дебитов и сроков разработки проводится по следующей схеме.  [2]

Расчет дебитов О по формуле (8.16) проводится одновременно с решением уравнения (8.10) при соответствующих граничных и начальных условиях.  [3]

Расчет дебитов, взаимодействующих в артезианском потоке ( бассейне) скважин.  [4]

Расчет дебитов и сроков разработки проводится по следующей схеме.  [5]

Расчеты дебитов рядов скважин будем выполнять по известным уравнениям Ю.П. Борисова для линейных рядов скважин, но при нашей схематизации для залежи нефти сложной формы [7], согласно которой при расчете внешних фильтрационных сопротивлений вместо отношения длины к ширине участка нефтяного пласта ( как должно быть по Ю.П. Борисову) надо брать отношение средней длины к средней ширине или отношение площади участка нефтяного пласта к квадрату его средней ширины.  [6]

Расчеты дебитов нижележащих интервалов производятся с помощью этого равенства при последовательном исключении из дебитов скважины и 1QH величин дебитов вышележащих интервалов.  [7]

Расчет дебита газоконденсатной смеси может быть произведен из следующих соображений.  [8]

Расчет дебита несовершенной скважины перед прорывом подошвенной воды или верхнего газа / / Докл.  [9]

Расчет дебита бесфильтровых скважин является основ-ньш и в то же время наиболее сложным вопросом проектирования этих скважин, так как он теснейшим образом связан с расчетом устойчивости водоприемной каверны. Увеличение размеров водоприемной каверны увеличивает дебит скважины, но, с другой стороны, ухудшает условия устойчивости водоупорной кровли над каверной. Дебит бесфильтровой скважины, как и фильтровой, возрастает по мере увеличения понижения уровня воды в скважине при откачке, но это же обстоятельство может привести к заплыванию водоприемной каверны. Таким образом вопрос о дебите бесфильтровой скважины должен рассматриваться комплексно с вопросом устойчивости водоприемной каверны.  [10]

Для расчета дебита пяти взаимодействующих скважин при понижении уровня воды в них на 5 м вначале вычислим срезку уровня в какой-либо одной скважине, находящейся под воздействием ближайшей к ней скважины, из которой производится одиночная откачка.  [11]

Для расчета дебита задаются рядом значений рпл, вычисляют давление в нижнем сечении колонны и подбирают дебит, при котором это давление равно 57 МПа.  [12]

После расчета дебитов для заданных положений ВНК рассчитывается среднее значение дебита рядов за этапы разработки.  [13]

Для расчета дебита определяют средние значения коэффициента продуктивности по материалам промысловых исследований скважин.  [14]

Для расчета дебитов раздельно ( пласт БС) и совместно эксплуатируемых пластов ( BCi BC2 3 и БС БС2 - з БС4) принимают соответствующие коэффициенты продуктивности Кир i и / Сир. Амплитудные дебиты соответственно для части залежи пласта БСь и пластов BCi BCa - s, BCi BC2 - 3 BC4 составляют 2 123; 5 806; 4 756 млн. т нефти в год.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Средний дебит - скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

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]

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]

На величину среднего дебита скважин и распределение фонда скважин по дебитам не менее существенно влияет вид применяемой системы заводнения.  [14]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Средний дебит - жидкость - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Средний дебит - жидкость

Cтраница 1

Средний дебит жидкости одной скважины 7ж69 1 м3 / сут.  [2]

От средних дебитов жидкости для различной обводненности, построенные на основании уравнения регрессии (VI.34), показывают, что их вдгнутые части в основно характерны для место-рождещщ с режимом истощения пластовой энергии, а выполажи-вающиеся - для месторождений с водонапорным режимом.  [3]

Предполагается, что средний дебит жидкости и средняя доля нефти в этом дебите не зависят от конструкции скважины.  [4]

Вследствие этих причин средние дебиты жидкости этой категории скважин снижались.  [5]

Для каждой группы определяют средние дебиты жидкости в сутки С.  [7]

Из рисунка видно, что в скважинах с малой производительностью ( средний дебит жидкости по этой конкретной группе меняется в пределах 8 7 - 9 6 т / сут), темп изменения обводненности чрезвычайно мал и составляет за анализируемый тридцатилетний период в среднем ( 3 - 5) - К) - 4 мес-1, то есть при прогнозировании ненарушенного дебита нефти изменением обводненности можно пренебречь.  [9]

Из рисунка видно, что в скважинах с малой производительностью ( средний дебит жидкости по этой конкретной группе меняется в пределах 8 7 - 9 6 т / сут), темп изменения обводненности чрезвычайно мал и составляет за анализируемый тридцатилетний период в среднем ( 3 - 5) 10 - 4 мес -, то есть при прогнозировании ненарушенного дебита нефти изменением обводненности можно пренебречь.  [11]

По приведенным данным видно, что вместе по верейскому и башкирскому нефтяным пластам средний дебит жидкости выше, чем отдельно по этим же пластам, но по другим скважинам; однако это увеличение небольшое.  [12]

Поскольку закачка воды реализуется отборами из добывающих скважин ( с различной эффективностью), отношение средней приемистости к среднему дебиту жидкости должно зависеть от отношения числа добывающих скважин к числу нагнетательных. Отклонение от 45 в сторону превышения приемистости должно характеризовать величину оттока за контур и, возможно, в другие водоносные пласты.  [14]

В случаях возникновения притока из пласта при расчетной депрессии, в течение первых 5 - 7 мин объемным методом определяется средний дебит жидкости. Затем, призабойная зона пласта испытывается на приемистость нагнетанием поступившего в скважину объема пластовой жидкости. Подача насоса при этом принимается достаточной для создания репрессии на кровлю пласта 3 - 5 МПа, время испытания - не менее 10 мин. Данные опрессовки являются исходной информацией для оценки коэффициента приемистости призабойной зоны пласта и определения основных параметров процесса ее изоляции.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Изменение - дебит - нефть

Изменение - дебит - нефть

Cтраница 2

Для получения более полной характеристики по изменению дебита нефти и воды за время перемещения ВНК от начального положения до линии первого ряда определяют средние дебиты и процент воды в промежуточных положениях ВНК. Взяв одно, два или несколько промежуточных положений ВНК, при помощи формул (4.27) и (4.28) находят средние дебиты. Суммарные ( накопленные) расходы жидкости для промежуточных положений ВНК определяют по предварительно рассчитанному значению F2 ( к) для момента отключения ряда скважин пропорционально объемам пласта, заключенным между начальным и текущим положениями ВНК.  [16]

А &, это значит, что изменение дебитов нефти в экспериментальных точках вызвано варьированием соответствующего регулируемого параметра. Положительное значение Ь - указывает на то, что последующую фазу эксперимента необходимо планировать с увеличением соответствующего регулируемого параметра, а отрицательная величина bt - с уменьшением этого параметра.  [17]

Маскет ( 1946) вывел уравнение, описывающее изменение дебита нефти для прямолинейного движения при постоянном градиенте давления, когда нефть добывается за счет выталкивания ее расширяющимся газом. В рассматриваемой задаче объем закачиваемого газа также равен объему извлекаемого газа, так как принимается, что вначале в пласте отсутствовал растворенный газ, а закачиваемый газ в процессе вытеснения нефти не растворялся в ней. Вывод уравнения Маскета состоит в следующем.  [18]

После обводнения первого ряда производится аналогичный расчет изменения дебитов нефти во времени для оставшихся внутренних рядов скважин.  [20]

На основании этих данных строят индикаторные линии или графики изменения дебитов нефти, воды, расхода газа и процента песка в зависимости от забойного давления или динамического уровня, а также регулировочные линии или графики зависимости тех же величин ( в том числе давлений и перепадов давлений или динамических уровней и перепадов уровней) от параметров глубиннонасосной установки.  [21]

О нарушении нормальной работы скважины можно судить и по изменению дебита нефти, процента воды и песка.  [22]

Первоначально негерметичность цементного кольца определяется только по косвенным признакам: изменение дебитов нефти, содержания воды, ее плотности и состава в нефтяной продукции, а также увеличение приемистости при уменьшении давления закачки воды в нагнетательной скважине.  [23]

Достоверность прогнозных показателей разработки газонефтяных месторождений существенно зависит от характера изменения дебитов нефти и газа во времени. В однородных, гидродинамически связанных нефтегазоносных пластах на характер изменения дебитов нефти и газа во времени влияют свойства пористой среды, газа и нефти, изменение формы границы раздела фаз, интенсивность изменения нефте - и газонасыщенности зоны, через которую произошел прорыв газа к скважине. Теоретические исследования изменения формы границ раздела фаз и интенсивности нефте - и газонасыщенности зоны, через которую газ прорывался к скважине, не могут дать надежных результатов без их предварительной проверки с помощью экспериментов.  [25]

Как видно из графика, в обоих случаях происходит запаздывание изменения дебита нефти по отношению к изменению ее температуры. При этом теснота связи между параметрами как в секторе А, так и в секторе Б примерно одинакова. В то же время запаздывание в секторе А оказалось равным примерно 15 мес. Это свидетельствует о лучшей управляемости тепловым воздействием на пласт в условиях использования новой схемы эксплуатации.  [26]

Имея зависимости 7ж7ж ( 0 и / 2 7нЛ7ж, определяют изменение дебита нефти и воды во времени для каждой скважины в соответствии с порядком и темпом ввода их в промышленную разработку.  [27]

Эта закономерность образуется из двух компонент: первая компонента - закономерность изменения дебита нефти в пределах отдельного типичного среднего элемента эксплуатационного объекта ( площади, залежи), при рассредоточенном площадном заводнении в качестве такого отдельного элемента может быть добывающая скважина вместе с эксплуатируемом ею объемом ( участком) нефтяных пластов; вторая компонента - неоднородность между такими элементами по дебиту нефти, по объему эксплуатируемых подвижных запасов нефти и темпу отбора этих запасов нефти.  [28]

В - таблЛ приведены результаты расчетов по характеристике и кривым отиоеите вного изменения дебита нефти скважин. Из ре-видно, что дополнительная добыча нефти, наЛденнал по методам отличается дру.  [29]

Возможны два варианта решения этой задачи - осуществление индивидуального или группового сбора и изменения дебита нефти.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

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

Средний дебит

Cтраница 3

Например, если рабочий средний дебит установлен q - - 1 млн. м3 / сут при максимально допустимом qmm д 2 млн. м3 / сут, то для обеспечения годового отбора 30 млрд. м3 потребуется эксплуатационный фонд из п 82 скважин. При этом потребный эксплуатационный фонд скважин сокращается на 31 скважину.  [31]

На рис. 7.5 представлены средние дебиты этой же скважины в зависимости от способа обработки. В целях совершенствования технологии обработки в эту скважину циклически закачивались раствор и газ, а для сравнения в одном цикле закачка газа проводилась в обводнившуюся скважину.  [33]

Следует отметить, что средний дебит по трем добывающим скважинам до закачки активного ила, т.е. за 4 месяца, изменяется от 6 до 9 т / сутки, а по жидкости - от 110 до 130 мЗ / сутки.  [34]

При оценочных расчетах выбирают средний дебит, одинако.  [35]

Примечание В числителе - средний дебит дополнительных скважин на конец года бурения, в знаменателе - то же, на конец 1978 г В скобках - число скважин, по которым сделано усреднение.  [36]

В основу закладывается измерение общего среднего дебита групповой, а индивидуальный замер дебита скважин производится только в необходимых случаях. Автоматизация дожимных насосных станций, товарных парков, кустовых насосных станций и других объектов, аналогична принимаемой в восточных нефтяных районах страны.  [37]

Для эксплуатации скважин со средними дебитами около 15 м3 / сут применяются обычно штанговые насосы.  [38]

Несмотря на то, что средний дебит реагирующих добывающих скважин составил 1 5т / сут, текущая эффективность очень высокая - 2810т на одну операцию.  [39]

Несмотря на то, что средний дебит реагирующих добывающих скважин на начало воздействия составлял 1 5 т / сут, текущая эффективность очень высокая - 2810 тонн на одну операцию. Эти работы в виде повторных операций активно продолжаются.  [40]

ЛАН ( - о - средний дебит и число новых скважин, введенных в предшествующем году; K3t - коэффициент эксплуатации новых скважин, введенных в предыдущем году; t - индекс, означающий год, для которого рассчитывают показатели.  [41]

Аналогично определяются сроки разработки и средние дебиты залежи на последующих этапах ее разработки.  [42]

В табл. 58 приведены значения средних дебитов по пластам и суммарные отборы жидкости с учетом приобщения нижележащих пластов при заданных темпах отбора нефти.  [43]

На рис. 5 приведена динамика средних дебитов по скважинам месторождений Западной Сибири, показывающая, что они в несколько раз превосходят средние дебиты скважин других нефтедобывающих районов. Особенно это характерно для месторождений Среднего Приобья - Нижневартовского и Сургутского нефтеносных районов. Снижение средних дебитов скважин на некоторых месторождениях связано с продолжающимся разбури-ванием площадей.  [44]

Однако иногда достаточно ограничиться определением средних дебитов и сроков по этапам разработки. Общепринятые методы расчета дебитов во времени по схеме однородного пласта при вытеснении нефти водой [1, 2] позволяют определить эти характеристики лишь до прорыва воды в скважины.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru