Направление - вытеснение
Cтраница 1
Направление вытеснения - из правого верхнего угла рассматриваемого фрагмента в левый нижний. [1]
Смена направления вытеснения нефти водой приводит к увеличению текущего значения водонасыщенности в случае неравномерного распределения закачки. Смена направления вытеснения более эффективна для высоковязких нефтей и пластов с повышенной слоистой и зональной неоднородностью. [2]
При смене направления вытеснения может происходить изменение кривизны менисков. На рис. 4.1 показан заполненный водой кварцевый капилляр радиусом 0 3 10 м с вкраплением сырой нефти. Стрелками отмечено направление перемещения нефти. Видно, что кривизна менисков зависит от направления движения. [3]
В случае смены направления вытеснения зависимости (4.3) и (4.4) тоже поменяются местами. [4]
 |
Измерение краевого угла. [5] |
Краевой угол зависит от направления вытеснения. Различают наступающий краевой угол, когда вода вытесняет нефть, и отступающий краевой угол, когда нефть вытесняет воду. Эти два случая приведены на рис. VII.5. Бартелл и его соавторы ( 1938) использовали аналогичный метод для определения краевого угла избирательного смачивания чистого кварца некоторыми нефтями. [6]
При вертикальном положении модели и направлении вытеснения сверху - вниз коэффициенты извлечения увеличиваются с увеличением скорости движения жидкости в трещинах. [7]
При сравнении результатов опытов, в которых перемена направления вытеснения осуществлена на различных стадиях обводненности, видно ( см. рис. 54), что для более ранней стадии ( после прорыва воды) конечный коэффициент охвата не выше, а даже несколько ниже, чем для более поздней конечной стадии обводнения. По-видимому, в отличие от многих других методов повышения нефтеотдачи, когда воздействие эффективнее на более ранней стадии разработки, для метода ИНФП влияние стадии разработки незначительно. [8]
Для пластов большой толщины или наклонно залегающих, когда направление вытеснения близко к вертикальному, толщина пласта не лимитируется. Следует иметь в виду, что при существующей технологии ведения процесса в таких пластах неэффективен метод газоводяного воздействия. [9]
Гистерезис фазовых проницаемостей обусловлен тем, что при изменении направления вытеснения распределение фаз в порах при том же их количественном соотношении может измениться. [10]
Очевидно, что если направление наибольшей проницаемости совпадает с направлением вытеснения, то с ростом отношения ky / kx имеет место резкое снижение КИН. [11]
Для исследования эффекта, обусловленного наличием зависимости фазовых проницаемостей от направления вытеснения, рассмотрим одномерную задачу, моделирующую поперечное течение в слоисто-неоднородном пласте со связанными прослоями. [12]
Введение тензора проницаемости вызвано тем, что в зависимости от направления вытеснения проницаемость пласта может быть различной и / или пласт является многослойным. [13]
Для исследования эффекта, обусловленного наличием зависимости фазовых проницаемостей от направления вытеснения, рассмотрим одномерную задачу, моделирующую поперечное течение в слоисто-неоднородном пласте со связанными прослоями. [14]
При решении вопроса размещения добывающих скважин учитывались геометрия залежи, направление вытеснения нефти водой ( снизу вверх почти вертикальное), размеры во-донефтяной зоны, закономерности в распределении запасов нефти по высоте и площади залежи, гидродинамическая связь в объеме продуктивных отложений. [15]
Страницы: 1 2 3 4