Коэффициент - нефтевытеснение
Cтраница 1
Коэффициент нефтевытеснения характеризует эффективность вытеснения нефти водой в зоне, промываемой водой. Факторами, влияющими на коэффициент нефтевытеснения, являются соотношение вязкостей нефти и воды, неоднородность пористой среды и избирательная смачиваемость. [1]
Коэффициенты нефтевытеснения композиционной системы, состоящей из НПАВ и каустической соды, достигают 16 - 18 % из проточной части карбонатного пласта и 19 7 - 21 5 % из матричной, и существенно зависят от концентрации НПАВ и остаточной нефтенасыщенности. [2]
Данные по приросту коэффициента нефтевытеснения при текущей неф-тенасыщенности, равной 0 2 и отчасти ( при низкой обводненности) 0 3, соответствуют закачке химреагента в действующие нагнетательные скважины. Значения текущей нефтенасыщеиности 0 4 и выше характерны для зон с низким охватом, определяемым имитационным моделированием при любой обводненности продукции. Применение химреагента при более высокой нефтенасыщенности позволяет существенно увеличить прирост коэффициента нефтевытеснения. [3]
Аналогичная рассмотренной зависимость прироста коэффициента нефтевытеснения от текущей нефтенасыщенности при одинаковой обводненности продукции прослеживается и при моделировании нефтевытеснения с использованием других химпродуктов и систем, применяемых для повышения нефтеотдачи пластов. Конкретная величина минимального различия в нефтенасыщенности должна обосновываться для каждого метода повышения нефтеотдачи пластов и объекта его применения отдельно с учетом данных экономических расчетов. [4]
По данным лабораторных исследований, коэффициент нефтевытеснения при заводнении мицеллярными растворами составляет 80 - 98 %, что на 20 - 40 % выше по сравнению с заводнением. [5]
В табл. 3.35 показан прирост коэффициента нефтевытеснения после закачки системы алюмохлорида со ЩР. [6]
Коэффициент нефтеотдачи пластов определяется по величине коэффициента конечного нефтевытеснения с учетом коэффициента охвата зависящего от системы разработки месторождения. [7]
Увеличение темпа закачки в наклонном пласте уменьшает коэффициент нефтевытеснения. Однако наклон пласта благоприятно сказывается на величине коэффициента охвата, препятствуя растеканию закачиваемой воды по подошве пласта. [8]
Показано, что исследуемые жидкости позволяют увеличить коэффициент нефтевытеснения на 6 - 7 % по сравнению с подрусловыми водами. На основании проведенных исследований даются рекомендации для их практического использования. [9]
Результаты опытов наносятся на график в координатах коэффициент нефтевытеснения - концентрация раствора. С использованием такого графика и теоретических расчетов устанавливается оптимальная концентрация раствора агента. [10]
Результаты опытов наносятся на график в координатах коэффициент нефтевытеснения - концентрация раствора. С использованием данного графика и теоретических расчетов устанавливается оптимальная концентрация раствора агента. [11]
Наличие такой дифференциации свойств по смачиваемости и коэффициенту нефтевытеснения системы порода - пластовая вода - пластовая нефть связывают главным образом с неодинаковой адсорбционной способностью скелета породы. [12]
Меньшие по размеру оторочки удерживаются в пласте, при этом коэффициент нефтевытеснения снижается. Таким образом, математическая модель мицеллярно-полимер-ного заводнения, основанная на применении уравнений механики многофазной многокомпонентной фильтрации в пористой среде, дает возможность удовлетворительно описать главные особенности процесса. Следует иметь в виду, что именно в экспериментах в лабораторных условиях на сравнительно малых длг. L - ОД-10 м), когда времена процесса малы ( t - 0 1 - 1.0 ч), могут сказаться эффекты неравновесности перехода неподвижных фаз в подвижные. [14]
Страницы: 1 2 3 4