Гидродинамический перепад - давление
Cтраница 2
При значениях е 1, т.е. когда колонна касается стенок скважины, разрушить застойную зону за счет гидродинамических перепадов давления практически невозможно. В этом случае наиболее эффективным средством может быть движение и вращение колонны. [16]
 |
Капиллярное давление. [17] |
Как следует из полученных формул, величина остаточной нефтенасыщенности по пласту определяется видом функции Леверетта и отношением гидродинамического перепада давления к характерному капиллярному давлению. [18]
В частности, согласно формуле (1.43) получается, что в гидрофильном пласте при отрицательных углах наклона и постоянном гидродинамическом перепаде давлений возможен случай практического отсутствия дебита скважины. [19]
 |
Зависимость увеличения извлекаемых запасов нефти на всех месторождениях у от суммарных затрат на все новые методы разработки С. [20] |
При вскрытии таким образом нефтеносного пласта на глубине 1500 - 2000 м между скважиной и призабойной зоной возникает гидродинамический перепад давления до 4 - 10 МПа и более, за счет которого в пласт внедряется фильтрат ( вода) раствора, а в поровых каналах появляется капиллярное давление ( до 0 001 - 0 05 МПа) в зависимости от размера ( площади сечения) пор в нефтеносных пластах. [21]
Основная особенность образования остаточного нефтенасыщения в промытой области зоны проникновения фильтрата глинистого раствора в пласт - то, что гидродинамический перепад давления в промытой зоне определяется взаимодействием глинистой корки, зоны кольмата-ции и пласта. [22]
Следовательно, устойчивое состояние глинистых пород при скомпенсированных силах горного и порового давлений определяется прочностью увлажненной глинистой породы ov, значение отношения которой к гидродинамическому перепаду давлений ргд за период времени ткр не превысит критического. [23]
Таким образом, если нефтяной пласт гидрофобный, то капиллярные силы могут существенно повлиять на полноту извлечения углеводородов: не исключено, что при наличии постоянного гидродинамического перепада давлений между контуром питания пласта и эксплуатационными скважинами спустя некоторое время дебиты эксплуатационных скважин станут незначительными и при этом в пласте останется достаточно большое количество нефти. [24]
 |
Углы шаччвания 9 и качественные картины вытеснения нефти из перового объема и запирания ее за счет капиллярных сил в гидрофильной ( а и б и гидрофобной ( в пористых средах. [25] |
Из рис. 8.2.1, а и б видно, что в гидрофильных средах защемление нефти происходит за счет поверхностного натяжения между водой и нефтью, противодействующего гидродинамическому перепаду давления. В гидрофобных средах ( см. рис. 8.2.1, в) нефть защемляется в виде двух форм: капель, защемленных капиллярными силами, и пленок. [26]
 |
Схема вытеснения рассеянной остаточной нефти из заводненной части пласта водой ( а и раствором ПАВ ( б. [27] |
Вместе с тем капиллярные силы в гидрофильных микронеоднородных пористых средах, достигающие в мелких порах 0 03 - 0 05 МПа, совпадают по направлению с гидродинамическим перепадом давления, уменьшают неравномерность фронта внедрения воды в крупные и мелкие поры и могут при определенных условиях вызывать противоточную пропитку водой малопроницаемых нефтенасьцценных слоев и матриц и вытеснение из них нефти при опережающем движении воды по высокопроницаемым слоям и трещинам. И наоборот, в гидрофобных пластах капиллярные силы - основная причина неэффективного вытеснения нефти водой, так как они препятствуют внедрению воды в слабопроницаемые слои и мелкие поры, в которых остается до 70 - 80 % невытесненной нефти. [28]
Приближенное подобие будет достигнуто, если, сохраняя условие (6.21), пренебречь условием (6.20) и требовать для модели лишь достаточной малости капиллярного давления по сравнению с гидродинамическим перепадом давления. [29]
 |
Углы смачиванпя 0 и качественные картины вытеснения нефти из перового объема и запирания ее за счет капиллярных сил в гидрофильной ( а ж б и гидрофобной ( в пористых средах. [30] |
Страницы: 1 2 3 4