Коэффициент - приемистость - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2
Когда-то я думал, что я нерешительный, но теперь я в этом не уверен. Законы Мерфи (еще...)

Коэффициент - приемистость

Cтраница 2


16 Результаты исследования па приемистость скв. 1 Вышемнровской площади ( Белорусская ССР. [16]

Результаты определения коэффициента приемистости приведены па рис. 24 и в таблице к нему. Избыточное давление на устье скважины, при котором раскрылись трещины и началась фильтрация в пласт водного раствора ПАВ, составило, как это отчетливо показано на графике и видно.  [17]

Аналогичная динамика коэффициентов приемистости наблюдается по всем исследованным внутриконтурным и законтурным нагнетательным скважинам. Причем, чем выше проницаемость пласта, тем при меньших абсолютных значениях давления нагнетания более интенсивно возрастают коэффициенты приемистости.  [18]

При определении коэффициента приемистости обычно ограничиваются замером двух значений расходов воды и двух значений давлений на буфере скважины. При этом коэффициент приемистости определяют по упрощенной формуле.  [19]

В действительности значения коэффициентов приемистости, полученные в результате исследования всех скважин, не совпадают, а уменьшаются с уменьшением расхода скважины.  [20]

Только при неравенстве коэффициента приемистости и продуктивности одного и того же пласта могут существовать вогнутые к оси дебита индикаторные линии эксплуатационных скважин.  [21]

Анализ показывает, что коэффициент приемистости при закачке раствора ПАВ на 35 % выше, чем при закачке воды, ( при закачке воды-2 0, при закачке ПАВ-27 м3 / су тки.  [22]

Формула (6.25) позволяет определить коэффициент приемистости через давления на буфере скважины.  [23]

Поданным исследований установлено, что коэффициент приемистости за период закачки воды и раствора ПАВ понизился.  [24]

Промысловыми исследованиями установлено, что коэффициент приемистости, исключающий влияние давления закачки и пластового давления в период закачки воды составил 3 8 м9 / су тки.  [25]

На рис. 40 показана зависимость коэффициента приемистости т ] от заиливания ПЗП. Кривые на графике а показывают степень снижения коэффициента приемистости от количества занесенного в призабойную зону пласта ила. Снижение приемистости происходит наиболее интенсивно в первое время закачки, в течение которого в ПЗП заносится до 0 5 - 0 6 т ила. Кроме того, степень снижения приемистости ф скважин зависит от ее величины. В последнем случае заносимый в призабойную зону ил размывается по более удаленным зонам пласта и трещинам. Из графика б видно, что с увеличением коэффициента приемистости загрязнение ПЗП илом снижается. Это объясняется тем, что с увеличением трещиноватости коллектора ил размывается по трещинам в глубь пласта. Зависимость значений первичного ( график в) коэффициента приемистости скважин от конечного и сравнение графика с осевой линией О свидетельствуют о загрязнении призабойной зоны пласта, о гидродинамическом несовершенстве скважин и подтверждает вывод о том, что с увеличением естественной приемистости пласта увеличивается загрязнение призабойной зоны.  [26]

В табл. 35 приведено изменение коэффициентов приемистости некоторых нагнетательных скважин Ромашкинского месторождения в зависимости от давления нагнетания.  [27]

В табл. 28 приведена динамика коэффициентов приемистости некоторых нагнетательных скважин Ромашкинекого месторождения в зависимости от давления нагнетания.  [28]

Эту линию используют для определения коэффициентов удельной приемистости поглощающих пластов, интенсивности поглощения при конкретном избыточном давлении ( 0 1; 0 5 или 1 0 МПа) или других параметров, которые служат критериями при оценке характера поглощения и выборе способа его ликвидации.  [29]

Из-за низкой проницаемости водонасыщенных пластов ( коэффициент приемистости в большинстве случаев изменяется в пределах ( 0 12 - 0 45) 10 - 2 м3 / с МПа) и малых размеров каналов фильтрации жидкости ( преимущественно 0 20 - 0 35 мм) нагнетание изолирующих растворов происходит при повышенных до 8 0 МПа перепадах давления. В этих условиях ограничивается проникновение в призабойную зону проницаемых пород структурированных тампонажных растворов ( глинистых, цементных, гельцементных) вследствие интенсификации процессов их обезвоживания и формирования на стенках скважины глинистых и цементных непроницаемых корок.  [30]



Страницы:      1    2    3    4