Конечный коэффициент - вытеснение
Cтраница 1
Конечный коэффициент вытеснения увеличивается с 43 2 % при температуре 30 С до 83 6 % при 200 С. [1]
Конечный коэффициент вытеснения рнв для полностью заводненных участков пласта Б ] рассматриваемого месторождения изменяется в пределах от 0 63 до 0 8, что указывает на высокую вымывающую способность сеноманских вод, применяемых для закачки в пласт. [2]
Конечный коэффициент вытеснения нефти водой для заводненных участков пластов Б [ и Б2 - з Западно-Сургутского месторождения изменяется в пределах 0 63 - 0 80, что указывает на высокую вымывающую способность сеноманских вод, используемых для закачки в пласт с целью поддержания пластового давления. [3]
При конечном коэффициенте вытеснения 0 72 имеем текущий коэффициент вытеснения в обводненном прослое всего 0 4 - 0 5, то есть на 30 - 45 % меньше. [4]
Для определения конечного коэффициента вытеснения следует использовать результаты анализа кернов, отобранных только лишь в нефтеносной части пласта при промывке скважин обычным глинистым раствором или водой. [5]
При смешивающемся вытеснении конечный коэффициент вытеснения нефти в однородном пласте равен единице, а при несмешивающемся вытеснении он меньше единицы. Однако гидродинамический анализ процессов газового воздействия показывает [7, 12], что и при несмешивающемся вытеснении процесс может быть близок к поршневому, а коэффициент вытеснения - стремиться к единице. [6]
С целью оценки конечного коэффициента вытеснения, который может быть достигнут с помощью повторной закачки в пористую среду смеси углеводородного газа и СО2 соотношением 1: 1, было дополнительно закачано 20 % Уп смеси газов. [7]
 |
Результаты экспериментов. [8] |
По результатам опытных данных вычлсляют текущие и конечные коэффициенты вытеснения по формуле 5.7, строят зависимости, показанные на рис. 5.3. Результаты анализируют, обобщают и делают выводы. [9]
Вместе с тем опыты показали, что конечный коэффициент вытеснения зависит от перепада давления, если величина его сравнительно невелика. [10]
Нетрудно заметить, что наиболее интенсивный рост конечного коэффициента вытеснения наблюдается с повышением температуры от 30 до 120 С. [11]
 |
Изменение начальной скорости пропитки исследованных образцов в зависимости от начального коэффициента водонасыщенности. [12] |
Представляет интерес также изучение влияния остаточной водонасыщенности на конечный коэффициент вытеснения газа водой. [13]
По результатам группирования 56 опытов наблюдается линейная зависимость конечного коэффициента вытеснения нефти от логарифма массы введенного в керн маслорастворимого НПАВ. При вытеснении оторочкой АФ9 - 6 коэффициент вытеснения составляет 0 920 при введении в керн 100 мг этого вещества на 1 см3 порового объема керна и снижается до 0 891 и 0 846 при введении в керн 50 и 10 мг на 1 см3 порового объема керна соответственно. [14]
В табл. 27 приведены относительные проницаемости для воды и конечные коэффициенты вытеснения нефти водой ( нефтеотдачи) из вторичных пустот и из матрицы, определенные по данным принятых параметров. [15]
Страницы: 1 2 3