Rezultatele determinării factorului de injectare sunt date în Fig. 24 și în tabelul la el. Presiunea în exces la capul puțului la care fisurile au fost deschise și a început filtrarea soluției apoase de surfactant în formare, așa cum este arătat clar în grafic și poate fi văzut. [17]
O dinamică similară a factorilor de accelerație este observată pentru toate sondele de injectare în circuit și contur studiate. Mai mult, cu cât este mai mare permeabilitatea formării, cu atât mai mici sunt valorile absolute ale presiunii de injectare, factorii de accelerare cresc mai intens. [18]
La determinarea factorului de accelerare, acesta este de obicei limitat la măsurarea a două rate de curgere a apei și a două presiuni asupra tamponului de sonde. Factorul de accelerație este determinat din formula simplificată. [19]
Valorile reale ale coeficienților de preluare. Rezultatele obținute din investigația tuturor puțurilor nu coincid, dar scad cu o scădere a debitului sondei. [20]
Numai cu o ineficiență în injectabilitate și productivitate a aceleiași formări, pot exista liniile de indicare ale puțurilor de producție concave ale axei de producție. [21]
Analiza arată că, atunci când se injectează indicele de soluție injectivitate surfactant de 35% mai mare decât cu injecție de apă (apă injectat la 2 0, în injecția SAW 27 m3 / călcâi sous. [22]
Formula (6.25) ne permite să determinăm viteza de accelerare prin presiunea pe tija de puțuri. [23]
Potrivit cercetării, coeficientul de injectare în timpul perioadei de injecție a apei și soluția surfactantului a scăzut. [24]
Studiile comerciale au stabilit că rata de accelerare. Excluderea efectului presiunii de injecție și a presiunii de formare în timpul perioadei de injecție a apei a fost de 3 8 m9 / zi. [25]
În Fig. 40 prezintă dependența coeficientului de preluare rj de înălțimea PPC. Curbele din grafic arată un grad de reducere a numărului de coeficienți de preluare a intrat în zona inferioară a formării nămolului. preluare redusă apare cel mai rapid în prima dată de încărcare în care este stocat în PPP la 0 5 - 0 6 t nămol. În plus, gradul de scădere a injectabilității godeurilor depinde de mărimea godeurilor. În acest ultim caz înregistrat în yl zona de fund unse pe zone mai îndepărtate ale formațiunii și fracturi. Graficul B arată că, cu o creștere a capacității de factor de poluare aportul PZP mâl este redus. Acest lucru este, astfel că odată cu creșterea fracturii colector il murdărită de-a lungul fisurilor în interiorul rezervorului. Dependența valorilor primare (în graficul) a coeficientului de injectivitatea bine final și graficul comparație cu linia axială O indică zone de strat de contaminare a sondelor imperfecțiune hidrodinamice și confirmă concluzia că o creștere a injectivitatea naturale rezervor crește zona de fund a poluării. [26]
În tabel. 35 arată modificarea coeficienților de injectare a unor godeuri de injecție în câmpul Romashkinskoye, în funcție de presiunea de injecție. [27]
În tabel. 28 prezintă dinamica coeficienților de injectare a unor puțuri de injecție ale depozitului de Romashkine, în funcție de presiunea de injecție. [28]
Această linie este utilizată pentru a determina coeficientul de absorbție specific al cusăturilor absorbante. intensitatea absorbției la o presiune specifică specifică (0 1, 0 5 sau 10 MPa) sau alți parametri care servesc drept criterii pentru evaluarea naturii absorbției și alegerea metodei de eliminare a acesteia. [29]
Din cauza permeabilității scăzute a formațiunilor saturate cu apă (pick-up raport în cele mai multe cazuri, variază în intervalul (0 12 - 0 45) 10-2 m3 / s MPa) și dimensiuni mici canale de filtrare lichide (de preferință 0 20 - 0 35 mm) injectarea unei soluții de izolație are loc la cote de picături de presiune de până la 8 0 MPa. În aceste condiții, penetrarea limitată într-o zonă bine fund roci permeabile structurate pastă de ciment (argilă, ciment, geltsementnyh) datorită intensificării proceselor de deshidratare și formarea pe pereții puțuri de argilă și ciment cruste impermeabile. [30]
Pagini: 1 2 3 4