Середньодобовий дебіт - Велика Енциклопедія Нафти та Газа
Середньодобовий дебіт
Середньодобовий дебіт однієї свердловини майже в 4 рази вищий, а собівартість нафти - у 2-3 рази нижча, ніж у середньому по країні. [1]
Середньодобовий дебіт становить 137 т/добу. [2]
Середньодобовий дебіт підраховується розподілом середньодобового видобутку на рік на середню кількість експлуатаційних свердловин на рік. Середня кількість експлуатаційних свердловин у році підраховувалася як середньоарифметична на кінець і початок року. [3]
Середньодобовий дебіт на один відпрацьований свердловино-місяць. Видобуток нафти за період, що розглядається, поділена на число свердлови-но-місяців, відпрацьованих за цей період (оп. [4]
Середньодобовий дебіт на один свердловино-місяць. [5]
p align="justify"> Середньодобовий дебіт за час розробки Qcp визначається шляхом поділу величини промислових запасів покладу на величину, що характеризує термін розробки. [6]
Середньодобові дебіти випробуваних на родовищі Тенгіз свердловин змінюються від одиниць до сотень тонн нафти. [7]
Середньодобовий дебіт на свердловинах, де встановлено мобільний парогенератор, збільшився приблизно на 9 т свердловину. [8]
Середньодобовий дебіт нових свердловин по нафті по t-му родовищу визначається в технологічному проекті його розробки на підставі карт рівних продуктів пластівностей пласта, на якому розміщуються нові видобувні свердловини, проектовані до введення в експлуатацію в планованому році, після чого середній дебіт за родовищем розраховується як середньов. Проте групам свердловини рівної продуктивності. [9]
Середньодобовий дебіт нових свердловин (qBt) родовищ, що залучаються в розробку, є відношенням видобутої нафти з нових свердловин до сумарного числа свердловино-днів, протягом яких цянафту отримано. [10]
Середньодобовий дебіт видобувних свердловин дорівнює 2 3 т/добу. При подальшій реалізації запроектованої технології ТБО на цій ділянці кінцевий коефіцієнт нафтовіддачі буде значно вищим. [11]
Величина середньодобового дебіту нових свердловин по нафті по t - му родовищу визначається в технологічному проекті його розробки на підставі карт рівних продуктивностей пласта, на якому розміщуються нові видобувні свердловини, що проектуються до введення в експлуатацію в планованому році, після чого середній дебіт за родовищем розраховується як середньо- величина за групами свердловин рівної продуктивності. [12]
Розмір середньодобового дебіту нових свердловин за родовищами визначається технологічним проектом розробки. Середній дебіт за родовищем визначається як середньозважена величина по групах свердловин рівної продуктивності. Число днів роботи нової свердловини за родовищем розглядається на підставі помісячного розподілу введення свердловин в експлуатацію з урахуванням планованих строків закінчення їх будівництва, облаштування та освоєння. [13]
QH – середньодобовий дебіт цих свердловин у тому ж році, т/добу; k3H - запланований на t 1 рік коефіцієнт експлуатації свердловин, введених у звітному році. [14]
Зазвичай береться середньодобовий дебіт протягом місяця. Широка балка об'єднання Краснодарнафта, де підтримка пластового тиску закачуванням повітря в головну частину родовища було розпочато у травні 1945 р. За час проведення процесу підтримки пластового тиску в головній частині родовища створено та підтримується потужний акумулятор енергії стиснутої газоповітряної суміші. [15]