Список рисунков

Рисунок 1. Зависимость коэффициента сверхсжимаемости для природного газа от приведенного давления и температуры. 9

Рисунок 2. График для определения коэффициента сжимаемости z⁽⁰⁾ простых веществ. 10

Рисунок 2а. Псевдокритические давления (а) и температуры (б) природных газов............10

Рисунок 2б. Поправки к псевдокритическим давлениям (а) и температурам (б), определяемым по рис. 2а для газов, содержащих примеси....................................................................................11

Рисунок 3. Значения коэффициентов В и В₁. 13

Рисунок 4. Зависимость равновесных параметров гидратообразования природных газов от их плотности. 14

Рисунок 5. Константы равновесия газ-гидрата компонентов природного газа при положительных температурах. 15

Рисунок 6. Константы равновесия газ-гидрат компонентов природного газа при отрицательных температурах. 17

Рисунок 7. Обобщенная функция Джоуля-Томсона в зависимости от приведенных температуры и давления. 20

Рисунок 8. Номограмма для определения интегрального дроссель-эффекта метана. 21

Рисунок 9. Зависимость относительной проницаемости песка для нефти и воды при различном соотношении их вязкости. 23

Рисунок 10. Изменение давления при исследовании скважины на одном режиме. 39

Рисунок. 10а. Характерный график исследования скважин при стационарных режимах фильтрации...................................................................................................................................39

Рисунок 11. Индикаторные кривые. 40

Рисунок 12. Индикаторная кривая для реальных газов ……………………………………………...40

Рисунок 13. Результаты исследования скважины изохорным методом. 41

Рисунок 13а. Результаты исследования скважины ускоренно-изохорным методом..........41

Рисунок 14. Результаты исследования скважины экспресс-методом. 41

Рисунок 15. Характерный график стабилизации и восстановления давления при исследовании изохорным методом. I - VI - режимы. 42

Рисунок 16. Характерный график стабилизации и восстановления давления при исследовании скважин экспресс-методом. I - VI - режимы. 42

Рисунок 17. Определение забойного (пластового давления). 43

Рисунок 18. Определение забойного давления. 43

Рисунок 19. Различные формы КВД.. 44

Рисунок 20..Различные формы КВД.. 44

Рисунок 21..Различные формы КВД.. 44

Рисунок 22..Различные формы КВД.. 44

Рисунок 23. Обработка кривой стабилизации забойного давления. 45

Рисунок 24. Определение режима залежи. 49

Рисунок. 24а. Диаграмма фазовых соотношений газоконденсатной смеси.........................51

Рисунок 25. Схема вытеснения нефти водой (при поршневом вытеснении на полосовой залежи). 64

Рисунок 26. Фактическое изменение дебита скважины во времени (t) и замена его ступенчатым изменением. 65

Рисунок 27. Графический вид интегральной показательной функции - Ei (-u). 65

Рисунок 28. Зависимость коэффициента извлечения конденсата β от отношения при разработке газоконденсатных залежей на истощение. 68

Рисунок 29. Схема плоско-параллельного вытеснения пластовой жидкости оторочкой растворителя. 71

Рисунок 30. Кривые дифференциальной конденсации пластовой смеси. 74

Рисунок 31. Изобары конденсации стабильного конденсата в 1 ступени сепарации. 76

Рисунок 31а. Зависимость выхода стабильного конденсата во 2 ступени сепарации от давления и температуры газа, выходящего из 1 ступени сепарации.........................................................76

Рисунок 31б. Изотермы конденсации стабильного конденсата в зависимости от давлений в 1 ступени сепарации.......................................................................................................................76

Рисунок 31в. Зависимость выхода стабильного конденсата во 2-ой ступени сепарации при рС1=6,0 мПа от температуры в 1 ступени сепарации..............................................................77

Рисунок 31г. Зависимость выхода стабильного конденсата во 11 ступени сепарации

при р11=6,0 мПа, t11=10ºС от давления в 1 ступени сепарации рсеп для различных температур....................................................................................................................................77

Рисунок 32. Зависимость от k/k_п для полностью загрязненной в пределах продуктивного пласта скважины. 81

Рисунок 32а. Зависимость от k/kп для различной высоты пробки при неполном загрязнении забоя...............................................................................................................................................81

Рисунок 33. Зависимость от δ ∆р, кгс/см². 82

Рисунок 34. Перепад давления на единицу длины пробки в зависимости от ее размеров. 83

Рисунок 34а. Зависимость размера зоны загрязнения от депрессии.....................................84

Рисунок 35. Зависимость Qпр от при подвижном (сплошные линии) и неподвижном (пунктирные линии) контакте газ-вода. 86

Рисунок 36. Зависимость Qкр от . 87

Рисунок 37. Зависимость дебита воды от депрессии на пласт. 88

Рисунок 38. Зависимость дебита газа (а) и воды (б) от депрессии при v=0,33. 89

Рисунок 39. Пружинный манометр. 96

Рисунок 40. Глубинный манометр МГН-1. 99

Рисунок 41. Глубинный малогабаритный манометр МПМ-4. 101

Рисунок 42. Глубинный манометр нормального ряда МГН-2. 101

Рисунок 43. Глубинные дифманометры. 102

Рисунок 44. Схема проверки манометра. 104

Рисунок 45. Форма записи на бланке. 105

Рисунок 46. Глубинный термометр "Сириус-1". 107

Рисунок 47. Дифманометр ДПМ. 108

Рисунок 47а. Дифманометр с коробчатыми мембранами......................................................108

Рисунок 48. Общий вид дифманометра ДС. 109

Рисунок 48а. Сильфонный блок дифманометра ДС.............................................................110

Рисунок 49. Зависимость коэффициента расхода α от β. 111

Рисунок 50. Схема камерной диафрагмы для измерения дебита по методу сужения. 111

Рисунок 51. Зависимость поправочного коэффициента на расширение струи газа от H/р₁. 112

Рисунок 52. Зависимость коэффициента k_t от материала и температуры. 112

Рисунок 53. Зависимость поправочного коэффициента k₂ от отношения d/D. 114

Рисунок 54. Схема штуцера. 115

Рисунок 55. Диафрагменный измеритель критического течения диаметром 50 мм. 115

Рисунок 56. Диафрагма для 50-мм ДИКТа. 115

Рисунок 57. ДИКТ диаметром 100 мм. 115

Рисунок 58. Диафрагма для 100-мм ДИКТа. 115

Рисунок 59. Зависимость поправочного коэффициента ∆ от Рпр и Тпр. 117

Рисунок 60. Поправка на содержание конденсата в измеренном потоке газа. 117

Рисунок 61. Пробоотборник ВПП-300. 121

Рисунок 61а. Зависимость величины W от P и Т для гидравлического сопротивления с капилляром длиною 1 метр............................................................................................................................126

Рисунок 62. Схема лубрикатора для спуска глубинных приборов на проволоке. 131

Рисунок 63. Оборудование устья скважины для спуска дистанционных глубинных приборов. 131

Рисунок 64. Сальниковое устройство лубрикатора. 132

Рисунок 65. Система сбора, не совмещенная с УПН, для больших по площади месторождений. 133

Рисунок 66. Система сбора, не совмещенная с УПН, для небольших по площади месторождений. 135

Рисунок 67. Установка ЗУГ-5. 137

Рисунок 68. Вертикальный газосепаратор. 139

Рисунок 69. Двухъемкостный гидроциклонный сепаратор. 139

Рисунок 70. Схема расположения оборудования в вертикальном цилиндрическом резервуаре. 146

Рисунок 71. Нефтяные эмульсии. 148

Рисунок 72. Зависимость вязкости эмульсии от температуры и содержания воды в нефти. 149

Рисунок 73. Поперечный разрез горизонтального электродегидратора. 151

Рисунок 74. Принципиальная схема автоматизированной установки по измерению количества и качества нефти типа "Рубин-2м". 152

Рисунок 75. Схемы промысловых резервуаров. 154

Рисунок 76. Разрез дыхательного клапана. 154