Уравнение притока понятие о потенциальном и оптимальном дебитах

Видео:Задача 5 Определить дебит нефтянной скважины в случае установившейся плоскорадиальной фильтрацииСкачать

Задача 5 Определить дебит нефтянной скважины в случае установившейся плоскорадиальной фильтрации

Условия притока нефти в скважину. Уравнение притока. Понятие о потенциальном и оптимальном дебитах.

Введение

В своей работе я бы хотел дать ответ на такие вопросы как:

1. Условия притока нефти в скважину. Уравнение притока. Понятие о потенциальном и оптимальном дебитах.

2. Баланс энергии в скважине. Сущность, условие и виды фонтанирования.

3. Оборудование устья газлифтных скважин.

4. Методы борьбы с отложениями парафина при эксплуатации скважин ШСНУ.

5. Определение нагрузок на головку балансира станка-качалки.

6. Охрана труда и техника безопасности при кислотных обработках скважин.

7. Решение задач

Условия притока нефти в скважину. Уравнение притока. Понятие о потенциальном и оптимальном дебитах.

Условия притока в отдельных скважинах и числовые коэффициенты, входящие в формулу коэффициента продуктивности, весьма неопределенны и поэтому точное определение его абсолютной величины является сомнительным.

Чтобы создать условия наилучшего притока нефти и газа к забоям скважин, необходимо прежде всего правильно выбрать промывочный раствор и оборудование забоя скважины.

Заметим, что условия притока к несовершенным скважинам еще более осложняются за счет влияния сопротивления фильтра, слоистости пласта, а иногда и влияния гидравлических потерь в скважине.

Гидроразрыв пласта улучшает условия притока жидкости из пласта: в скважину, уменьшая сопротивления на пути движения жидкости.

При эксплуатации скважин ухудшаются условия притока Е результате затухания фильтрации из-за отложений парафино-смолистых веществ.

Применение таких составов позволяет улучшить условия притока и повысить нефтеотдачу пластов. Мицеловые дисперсии, являющиеся смесью углеводородной жидкости с водой в присутствии ПАВ и электролита, также используются для увеличения нефтеотдачи пластов.

В результате гидравлического разрыва пласта улучшаются условия притока жидкости из пласта в скважину.

Чем выше гидропроводность, тем лучше условия притока нефти к забоям скважин и, следовательно, больше ее дебит, а при большем дебите скважин обеспечиваются более благоприятные экономические показатели. Как будет показано в главе XXI, условия притока нефти к такой галлерее весьма близки к условиям притока нефти к расположенной по окружности группе ( батарее) скважин, даже при сравнительно небольшом числе скважин. [

Снижение пластового давления в значительной мере ухудшает условия притока жидкости из пласта к забою скважины не столько вследствие уменьшения двигательной энергии, необходимой для проталкивания нефти через поры пласта в скважину, сколько вследствие проникновения воды из глинистого раствора в нефтяной коллектор, что приводит к искусственному уменьшению естественной проницаемости призабойной зоны скважины.

Проницаемость призабойных зон, а следовательно, и условия притока нефти и газа к скважинам улучшают за счет искусственного увеличения числа и размеров дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, а также путем удаления смол, парафина и грязи, осевших на стенках поровых каналов.

В промысловой практике встречаются случаи, когда на условия притока пластовых флюидов к забою скважины влияют кристаллы каменной соли, участвующие в породообразовании коллектора или переотложившиеся в процессе вскрытия пласта. Это наблюдается большей частью в карбонатных породах. Для удаления соли из порово-трещиннои среды используют воду или водные растворы ПАВ.

Для выполнения расчета должны быть известны следующие данные: условия притока флюидов ( дебит скважины Q, обводненность пв, газовый фактор G0, забойное р3 и пластовое рпл давления, коэффициент продуктивности или уравнение притока); давление на выкиде р2; свойства флюидов; средняя температура в скважине; глубина Н скважины и диаметр эксплуатационной колонны.

При пулевой перфорации в конце перфорационного канала находится пуля, что ухудшает условия притока флюида из пласта. При неудачной пулевой перфорации пули застревают в колонне или цементном камне. В любом случае при взрывных методах перфорации на внутренней поверхности обсадной колонны образуются заусенцы, осложняющие проведение исследовательских работ в скважине.

При питании скважины водой и нефтью из различных пластов или пропластков с неодинаковым напором в них условия притока воды и нефти в скважину будут несколько иные.

В таких скважинах достаточно создать всего лишь 2 — 3 трещиныг и это уже значительно улучшает условия притока жидкости.

Практика показывает, что использование способа мгновенной депрессии на пласт позволяет очистить перфорационные каналы и улучшить условия притока жидкости в приствольной части пласта, подвергшейся воздействию бурового раствора и его фильтрата.

При периодическом закачивании в пласт растворов поверхностно-активных веществ, разрушающих образовавшиеся эмульсии в призабойной зоне, несомненно значительно улучшаются условия притока жидкости из пласта к забоям скважины.

В таких скважинах по мере ввода тампонажного раствора вначале заполняются пустоты — пути наименьшего сопротивления движению, что в последующем ухудшает условия притока и освоения скважины и нередко приводит к полному прекращению притока жидкости из пласта. На практике известны случаи, когда в одной и той же скважине для получения полного насыщения производилось многократное цементирование и бесполезно расходовалось большое количество тампонажного материала. При обычном способе цементирования в таких скважинах весьма редко получают положительные результаты. Для успешной изоляции посторонних вод следует добиваться создания высоких давлений при продавке тампонажного раствора за колонну.

Левая часть уравнения (1.19) представляет собой суммарные потери давления в подъемнике, равные забойному давлению, а правая — значение забойного давления из условия притока жидкости из пласта в скважину.

В результате скрепления песка смолой происходит некоторое уменьшение эффективной проницаемости породы, однако это уменьшение не является настолько существенным, чтобы резко повлиять на условия притока жидкости из пласта в скважину.

В большинстве же практических случаев распространена конструкция призабойной зоны со сплошной цементной заливкой низа скважины и перфорацией стенки обсадной колонны, хотя такая конструкция ухудшает условия притока. Для сохранения прочности обсадной колонны число перфорационных отверстий не может быть сколь угодно большим: обычно их делают не более 40 — 50 на 1 метр длины. Все НПАВ и АПАВ направляют капиллярные силы в пласт, что эффективно используется при разработке нефтяных месторождений, но в процессе первичного вскрытия такие явления ухудшают условия притока нефти в скважину. А катионные ПАВ, как указывалось ранее, направляют капиллярные силы в сторону скважины.

Логично предположить, что при их попадании в ПЗП в процессах вторичного вскрытия нефтяного пласта и глушения скважины перед ее ремонтом уменьшится интенсивность проявления капиллярных сил в пористой среде пород, улучшатся условия притока нефти к забою скважины, облегчится процесс ее освоения.

Доля стоимости приготовляемых буровых растворов в общих затратах на бурение возрастает, но это окупается повышением технико-экономических показателей, рентабельностью ведения работ, позволяет бурить скважины в более сложных геолого-технических условиях и улучшать условия притока нефти.

Дата добавления: 2015-10-24 ; просмотров: 555 | Нарушение авторских прав

Видео:Вызов притока и освоение скважин. Методы вызова притока. НефтянкаСкачать

Вызов притока и освоение скважин. Методы вызова притока. Нефтянка

Уравнение притока и определение дебита нефтяных и газовых скважин.

Для стока (добывающая скважина) скорость движения жидкости в одной и той же точки одного и того же потока можно выразить так:

Уравнение притока понятие о потенциальном и оптимальном дебитах

Где U — скорость жидкости, м/с

Q — дебит скважины, м 3 /с

К — проницаемость пласта, мкм 2

М — динамическая вязкость жидкости, Па/с.

dP — перепад давления на пути фильтрации жидкости, Па.

dr — длина пути, на котором фильтруется жидкость, м.

Левые части этих уравнений равны, приравниваем и правые части:

Уравнение притока понятие о потенциальном и оптимальном дебитах

Откуда Рпл — Р заб = Q xМ in Rk, Гс решая относитель, но Q получают

Q= 2ПxKxh (Pпл — Рзаб) MLn = Rk /rc

где Р пл — давление пластовое, Па

Рзаб — давление забойное, Па

Rk — радиус контура питания (давления) пл.

гс — радиус скважины, м.

Это выражение называется уравнением притока или законом Дюпуи или формулой дебита нефтяной скважины.

Уравнение для притока в скважину имеет вид:

Q = ПхКxh (P 2 м — Р заб) / МхВin Rk /гс

где В — коэффициент, зависящий от природы газа (В=Р/р2);

Q — массовый расход газа (причём Q = Vxp2), м 3 /с;

V — переменный, объёмный расход газа при переменном давлении Рм 3 ;

Р2 — плотность газа в тех же условиях, кг/м 3 .

Формулы для расчёта дебита скважин справедливы при определённых условиях: только для плоскорадиального установившегося притока однородной по всей толщине пласта жидкости (газа) или для так называемых гидродинамически «совершённых» скважин. Однако, как правило скважины не бывают гидродинамически совершёнными. Так, внекоторых скважинах вскрывают только часть толщины пласта, и если пласт не крепят обсадной колонной, то такие скважины являю тся несовершёнными по степени вскрытия.

В большинстве скважин пласт вскрывают на всчю его толщину, но сообщение скважины с пластом осуществляется через ограниченное число отверстий в обсадной колонне. Такие скважины несовершенны по характеру вскрытия. Чаще всего в производственной практике скважины по степени и характеру вскрытия одновремённо.

Очевидно, что любое несовершенство скважин приводит к возникновению дополнительных фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне пласта вследствие отклонения течения жидкостей (газа) от плоскорадиального потока иразного возрастания скорости их течения у префорационных отверстий. Уравнение притока жидкости в несовершенную скважину

Уравнение притока понятие о потенциальном и оптимальном дебитах

где С — коэффициент, учитывающий несовершенство скважины по характеру С1 и С2.

Коэффициенты С1 и С2 определяют по специальным графикам В.И. Шурова. Ориентировочно, С1=2+20; С2=10+30, тогда С=С12=25+30.

Отношение дебита Q несовершенной скважины к дебиту Q совершенной скважиной называют коэффициентом совершенства ф:

Уравнение притока понятие о потенциальном и оптимальном дебитах

Коэффициент ф характеризует состояние ПЗП при соответствующей технике и технологии вскрытия пласта бурением (первичное и перфорацией (вторичное).

Если в выражении для притока нефти величину

Уравнение притока понятие о потенциальном и оптимальном дебитах

обозначить буквой К, то получим новое выражение для дебита скважины:

Где К — коэффициент продуктивности потока, который показывает какая часть дебита скважины приходится на перепад давления в 1 атм (0,1 мПа),

К = Q/dP 3 /сут. x атм.

Вокруг каждой работающей скважины в процессе бурения, эксплуатации образуется воронка:

депрессии — в добывающей, эксплуатационной;

репрессии — в нагнетательной.

Депрессионная воронка — это поверхность, образованная логарифмической кривой распределения давления вокруг оси скважины.

В пределах воронки депрессии градиенты давления, а значит и расходы энергии на единицу длины пути резко возрастают по мере приближения к скважине. Значительная доля перепада давления в пласте расходуется в непосредственной близости от скважины. По мере удаления от скважины кривые градиентов давления значительно выравниваются, что указывает на резкое уменьшение скорости фильтрации с удалением от скважины.

После освоения скважины, законченной бурением, производят гидродинамическое исследование скважины (ГИС) и пластов.

В процессе исследований измеряется дебит Q и забойное давление Pзаб. Исследования при установившихся режимах выполняют последовательным изменением дебита скважин с измерением давлений, соответствующих данному дебиту. Результаты измерения дебита и забойного давления заносят в карточку исследования скважины. После завершения исследований скважину останавливают для измерения пластового давления. По результатам исследований строят индикаторную кривую, которая представляет собой график зависимости дебита скважины от депрессии.

Если исследования скважины выполняются при Рзаб>Pпл по тангенству угла наклона индикаторной кривой к оси депрессии dP, определяют коэффициент продуктивности скважины:

где К — коэффициент продуктивности.

По коэффициенту продуктивности рассчитывают гидропроводность пласта х:

Производительностью скважин называют суммарную суточную добычу пластовых флюидов.

Производительность нефтяной скважины определяется суточной добычей нефти, газа и воды, а газовой скважины — суточной добычей газа, газового конденсата и воды. Нефть, конденсат и воду измеряют в тоннах, а газ — в кубических метрах (м 3 )

Видео:Урок 132. Основные понятия гидродинамики. Уравнение непрерывностиСкачать

Урок 132. Основные понятия гидродинамики. Уравнение непрерывности

Оптимальный и потенциальный дебиты скважин

УСЛОВИЯ ПРИТОКА ЖИДКОСТИ И ГАЗОВ К СКВАЖИНАМ

Приток жидкости к скважине

При эксплуатации скважины движение пластовой жидкости осуществляется в трех системах пласт-скважина-коллектор, которые действуют независимо друг от друга, при этом взаи­мосвязаны между собой.

Уравнение притока понятие о потенциальном и оптимальном дебитах

Рис. 1.1. Схема добычи нефти из пласта.

Приток жидкости в скважины происходит под действием разницы между пластовым давлением и давлением на забое скважины. Разность между пластовым и забойным давлением называется депрессией на пласт.

Уравнение притока понятие о потенциальном и оптимальном дебитахР = Рпл — Рзаб (1.1)

Так как движение жидкости в пласте происходит с весьма малыми скоростями, то оно подчиняется линейному закону фильтрации — закону Дарси. При постоянной толщине пла­ста и открытом забое скважины жидкость движется к забою по радиально-сходящимся направлениям. В таком случае говорят о плоскорадиальной форме потока. Если скважина достаточно продолжительно работает при постоянном забойном давлении, то скорость фильтрации и давление во всех точках пласта перестают изменяться во времени и поток является установившимся.

Рассмотрим задачу притока жидкости в скважину в круго­вом пласте, схема которого представлена на рис. 1.2.

Уравнение притока понятие о потенциальном и оптимальном дебитах

Рис. 1.2. К выводу уравнения Дюпюи

Для решения задачи введем следующие допущения:

1. Пласт круговой, в центре которого расположена един­ственная совершенная скважина.

2. Пласт однородный и изотропный постоянной толщины.

3. Процесс течения флюида изотермический Уравнение притока понятие о потенциальном и оптимальном дебитах= const).

4. Движение жидкости плоскорадиальное и соответствует закону Дарси.

5. В процессе фильтрации отсутствуют любые физические и химические реакции.

Запишем уравнение Дарси:

Уравнение притока понятие о потенциальном и оптимальном дебитах(1.2)

где Q — объемный расход жидкости, м 3 /с; F — поверхность фильтрации, м 2 ;

Уравнение притока понятие о потенциальном и оптимальном дебитах— перепад давлений, Па;

Уравнение притока понятие о потенциальном и оптимальном дебитах— вязкость флюида, Па с;

l — путь течения флюида, м;

к — коэффициент пропорциональности, который учитывает не только среду в которой осуществляется фильтрация, но и все процессы взаимодействия между фильтрующимся флюидом и твердой поверхностью среды, м 2 .

Для схемы рис. 1.2 обозначим:

Rk радиус контура питания (равен половине расстояния между двумя соседними скважинами), м;

h — толщина пласта, м;

Рк — давление на контуре питания, Па;

Рзаб давление на забое скважины, Па.

Выделим мысленно (рис. 1.2) на расстоянии г от оси сква­жины элемент пласта толщиной dr. Перепад давлений на этом элементе обозначим через dP. Поверхность фильтрации для выделенного элемента такова:

Уравнение притока понятие о потенциальном и оптимальном дебитах

Запишем уравнение Дарси для рассматриваемой схемы:

Уравнение притока понятие о потенциальном и оптимальном дебитах

После разделения переменных получим:

Уравнение притока понятие о потенциальном и оптимальном дебитах

Пределами интегрирования для уравнения (1.3) являются: по P:от Рk до Рзаб; по r. от Rк до гс.

Таким образом, имеем:

Уравнение притока понятие о потенциальном и оптимальном дебитах

После интегрирования получаем:

Уравнение притока понятие о потенциальном и оптимальном дебитах

Уравнение (1.5) называется уравнением Дюпюи и описы­вает приток жидкости в скважину для схемы на рис. 1.3 при принятых допущениях.

Как видно из (1.5), распределение давления в пласте во­круг работающей скважины является логарифмическим, что представлено на рис. 1.3.

Уравнение притока понятие о потенциальном и оптимальном дебитах

Рис. 1.3. Распределение давления в пласте вокруг работающей скважины

Давление на контуре питания Рк является пластовым статическим давлением Pплст, в дальнейшем просто Рплплст статическое пластовое давление — давление, которое суще­ствует в системе до момента отбора продукции, т.е. когда Q = 0). Давление вокруг работающей скважины в любой точке пласта (между давлением на забое скважины и давлением на контуре питания) называется динамическим пластовым давлением Рплдин. Динамическое пластовое давление на стенке скважины будем называть забойным давлением Рза6.

1.2. Виды гидродинамического несовершен­ства скважин

Процесс течения продукции в пористой среде сопровожда­ется определенными фильтрационными сопротивлениями. В призабойной зоне скважины возникают дополнительные филь­трационные сопротивления, связанные, во-первых, с наличием самой скважины и, во-вторых, с конкретным ее исполнением.

Для сравнения скважин между собой и оценки каждой конкретной скважины вводятся понятия гидродинамически совершенной скважины и гидродинамически несовершенных скважин.

На рис. 1.4 приведены схемы гидродинамически совершен­ной и гидродинамически несовершенных скважин.

Рис. 1.4. Схемы гидроди­намически совершенной (а) и гидродинамически несовершенных сква­жин:

б — по степени вскрытия; в — по характеру вскры­тия;

г — по степени и характеру вскрытия:

1 — обсадная колонна;

2 — цементный камень;

3 — перфорационное от­верстие;

4-перфорационный канал Уравнение притока понятие о потенциальном и оптимальном дебитах
Под гидродинамически совершенной будем понимать такую скважину, которая вскрыла продуктивный горизонт на всю его толщину h и в которой отсутствуют любые элементы крепи (обсадная колонна, цементный камень, забойные устройства), т.е. скважина с открытым забоем. При течении продукции в такую скважину фильтрационные сопротивления обусловлены только характеристикой продуктивного горизонта и являются минимально возможными (рис. 1.4 а). Большинство реальных скважин относятся к гидродинамически несовершенным. Среди гидродинамически несовершенных скважин выделяют:

1. Несовершенные по степени вскрытия (рис. 1.4 б).

Несовершенными по степени вскрытия называются сква­жины, которые вскрывают продуктивный горизонт не на всю толщину.

2. Несовершенные по характеру вскрытия (рис. 1.4 в).

Несовершенными по характеру вскрытия называются сква­жины, которые вскрывают пласт на всю толщину, но скважина обсажена и проперфорирована.

3. Несовершенные по степени и характеру вскрытия (рис. 1.4 г).

Несовершенными по степени и характеру вскрытия называ­ются скважины, которые вскрывают продуктивный горизонт не на всю толщину и скважина обсажена и проперфорирована.

При расчете дебита скважин их гидродинамическое несо­вершенство учитывается введением в формулу Дюпюи коэффи­циента дополнительных фильтрационных сопротивлений С:

Уравнение притока понятие о потенциальном и оптимальном дебитах

Величина коэффициента дополнительных фильтрационных сопротивлений зависит от степени вскрытия пласта, плотности перфорации, длины и диаметра перфорационных каналов.

Коэффициент дополнительных фильтрационных сопро­тивлений можно представить в виде:

где С1 — коэффициент, учитывающий несовершенство скважины по степени вскрытия. Этот коэффициент учитывает возрастание фильтрационных сопротивлений за счет изменения геометрии течения жидкости. Он будет зависеть от толщины продуктивного пласта h, диаметра скважины по долоту Dc и от относительного вскрытия пласта 8. Коэффициент С1 определя­ется по специальным графикам.

Уравнение притока понятие о потенциальном и оптимальном дебитах

где b — часть толщины продуктивного горизонта, вскрытого скважиной.

С2 — коэффициент, учитывающий несовершенство скважи­ны по характеру вскрытия. Дополнительные фильтрационные сопротивления для таких скважин связаны с изменением геометрии течения продукции вследствие наличия перфора­ционных отверстий и каналов. Он будет зависеть от плотности перфорации (количества отверстий) на один погонный метр п; средней длины перфорационного канала l; диаметра перфо­рационного канала d. Коэффициент С2 также определяется по специальным графикам.

1.3. Коэффициент гидродинамического совер­шенства скважины

Любое гидродинамическое несовершенство скважины при­водит к снижению дебита. В общем случае дебит несовершенной скважины Qhc записывается в виде:

Уравнение притока понятие о потенциальном и оптимальном дебитах

Коэффициентом гидродинамического совершенства сква­жины ф называется отношение дебита несовершенной скважи­ны Qhc к дебиту совершенной скважины Qc, вычисляемому по формуле (1.5).

Уравнение притока понятие о потенциальном и оптимальном дебитах

Учет гидродинамического несовершенства скважины может быть выполнен с использованием понятия приведенного радиу­са скважины rпр. Приведенный радиус скважины — это радиус такой фиктивной совершенной скважины Qфс , дебит которой равен дебиту реальной несовершенной скважины Qрс. Для со­вершенной скважины rпр =rс, для несовершенных rпр = 0. Дебит скважины, получаемый при максимальной депрессии, называется потенциальным дебитом.

Однако далеко не во всех скважинах можно добывать нефть (газ) при потенциальном дебите. Чаще всего задолго до насту­пления максимальной депрессии эксплуатационная обсадная колонна может быть смята внешним давлением. Возможно так­же интенсивное разрушение горной породы, слагающей пласт, при увеличении на него депрессии. Кроме того, при максимальной депрессии нерационально расходуется пластовая энергия вследствие бурного выделения из нефти растворенного газа и проскальзывания его в скважину без дополнительных работ по вытеснению нефти.

По указанным и некоторым другим причинам приходится ограничивать отбор жидкости (газа) из пласта, чтобы получить из пласта наибольшую нефтеотдачу, а сам процесс добычи про­текал бесперебойно, скважины не выходили из строя вслед­ствие чрезмерного отбора флюидов.

Следовательно, для каждой скважины в зависимости от условий эксплуатации, которые могут изменяться, существует какой-то оптимальный отбор жидкости. Величина оптималь­ного отбора и является максимальным дебитом для скважины, при котором учитываются геолого-технические и экономиче­ские требования.

Дебит скважины, удовлетворяющий указанным требовани­ям, называют оптимальным дебитом. Оптимальный дебит слу­жит технической нормой добычи нефти (газа) из скважины.

1. Условия притока жидкости в скважину.

2. Какие допущения вводятся для вывода формулы Дюпюи.

3. Какие величины входят в формулу Дюпюи?

4. Охарактеризуйте виды гидродинамического несовер­шенства скважин.

5. Дайте характеристику гидродинамически совершенной скважине.

6. Чем учитывается несовершенство скважины?

7. Как определяется коэффициент совершенства сква­жины?

8. Дайте понятия оптимального и потенциального дебитов.

Читайте также:

  1. A. центральным понятием древнекитайской философии является понятие брахман
  2. Hарушение условия кругового ожидания
  3. I. ПОНЯТИЕ О КОЛЛЕКТИВЕ
  4. I. УСЛОВИЯ, НЕОБХОДИМЫЕ ДЛЯ ХОРОШИХ ОТНОШЕНИЙ
  5. I. Условия, необходимые для хороших отношений. 16
  6. II. Организационно-педагогические условия реализации программы (материально-техническое обеспечение образовательного процесса)
  7. II. Условия проведения Конференции
|следующая лекция ==>
|Требования к конструкции скважин

Дата добавления: 2017-06-13 ; просмотров: 4310 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

📺 Видео

Кривая притока (Слаг тест)Скачать

Кривая притока (Слаг тест)

Методы диагностики состояния нефтяных пластов и скважин. Методы расхода и состава притокаСкачать

Методы диагностики состояния нефтяных пластов и скважин. Методы расхода и состава притока

Метод Хорнера при интерпретации данных ГДИССкачать

Метод Хорнера при интерпретации данных ГДИС

Методы оценки "приток-состава", ЗКЦ (общие положения)Скачать

Методы оценки "приток-состава", ЗКЦ (общие положения)

Увеличение дебита газовой скважины .Скачать

Увеличение дебита газовой скважины .

Воп.–Отв. №17."Как рассчитать давление на контуре питания на любом расстоянии от забоя скважины"Скачать

Воп.–Отв. №17."Как рассчитать давление на контуре питания на любом расстоянии от забоя скважины"

Расчет дебита(производительности) скважины и подбор насоса.Скачать

Расчет дебита(производительности) скважины и подбор насоса.

Ремонт скважины, освоение, вызов притока.Скачать

Ремонт скважины, освоение, вызов притока.

Как повысить производительность(дебит) скважины на воду, герметичный скважинный оголовок.Скачать

Как повысить производительность(дебит) скважины на воду, герметичный скважинный оголовок.

Освоение скважин методом компрессированияСкачать

Освоение скважин методом компрессирования

Лекция № 2 "Моделирование скважин, оборудованных УЭЦН"Скачать

Лекция № 2  "Моделирование скважин, оборудованных УЭЦН"

Резистивиметрия, определение интервалов притока жидкости в скважинуСкачать

Резистивиметрия, определение интервалов притока жидкости в скважину

Переходные процессы | Классический метод расчета переходных процессов. Теория и задачаСкачать

Переходные процессы | Классический метод расчета переходных процессов. Теория и задача

DECOM 2020 | Расчет оптимальных режимовСкачать

DECOM 2020 | Расчет оптимальных режимов

Методы увеличения нефтеотдачи пластов МУН ТАТНЕФТЬСкачать

Методы увеличения нефтеотдачи пластов МУН ТАТНЕФТЬ

Как увеличить объем воды в скважине, с помощью герметичного оголовка.Скачать

Как увеличить объем воды в скважине, с помощью герметичного оголовка.
Поделиться или сохранить к себе: