Содержание - остаточная вода
Cтраница 1
Содержание остаточной воды или, точнее, полное содержание кислотных примесей в растворителе, измеренное путем титрования димсилнатрием, составляло, как правило, примерно 2 2 мМ, или 4X10 - 3 %, воды. [1]
Содержание остаточной воды или, точнее, полное содержание кислотных примесей в растворителе, измеренное путем титрования димсилнатрием, составляло, как правило, примерно 2 2 мМ, или 4XlO - 3 %, воды. [2]
Содержание остаточной воды или, точнее, полное содержание кислотных примесей в растворителе, измеренное путем титрования димсилнатрием, составляло, как правило, примерно 2 2 мМ, или 4Х10 - 3 %, воды. [3]
Содержание остаточной воды в залежи при этом равно около 30 % от объема пор. [4]
Снижение содержания остаточной воды достигается за счет увеличения продолжительности перемешивания и поддержании высокой температуры. [5]
При увеличении содержания остаточной воды подвижность контура возрастает. Увеличение вязкости нефти снижает его подвижность. При уменьшении проницаемости пород в приконтурной зоне подвижность контура также значительно уменьшается. [6]
При увеличении содержания остаточной воды подвижность контура нефтеносности возрастает, а при повышении вязкости нефти и уменьшении проницаемости пород в приконтурной зоне значительно снижается. Многочисленными исследованиями образцов пород подкирмакинской свиты продуктивной толщи Сура-ханского и Бузовнинского месторождений было установлено резкое увеличение карбонатности пород в законтурной зоне. Поэтому движению воды в пласте оказывает сопротивление не только увеличивающаяся вязкость нефти в приконтурной зоне, но и значительно ухудшающаяся в этой зоне проницаемость песков, обуславливаемая отложениями в порах породы твердых минеральных частиц при химическом взаимодействии в пласте воды, газа и нефти. Этими причинами объясняется отсутствие перемещения контура водоносности. В связи с указанными особенностями для целого ряда залежей был признан целесообразным переход с законтурного заводнения на приконтурное, при котором нагнетательные скважины располагают в приконтурной зоне нефтяной залежи, где проницаемость лучше. [7]
По различным данным содержание остаточной воды в коллекторах составляет 1 / 4 - 1 / 3 от объема всех пор. Поэтому в первый полный инфильтрационный водообмен концентрация первично седиментогенной воды снизится в 3 - 4 раза. [8]
В тех случаях, когда содержание остаточной воды превышает количество фазово-неподвижной воды, характерное для породы с данными свойствами, вода становится фазово-подвижной и может перемещаться вместе с нефтью. Поэтому повышение содержания остаточной - воды вблизи границ участков с различными свойствами, обусловленное так называемым концевым эффектом, должно привести к тому, что при надежной герметичности скважин и отсутствии вскрытого ВНК обводненность скважин обусловливается выходом погребенной воды из зон локальной неоднородности с относительно низкой проницаемостью, где ее количество превышает величину фазово-неподвижной воды. [9]
 |
Зависимость содержания остаточной воды от проницаемости. [10] |
На рис. 3.40 показаны зависимости содержания остаточной воды от проницаемости для некоторых нефтегазоносных пород. [11]
Менее изученными факторами, влияющими на содержание остаточной воды в породах-коллекторах, являются время формирования последних и время образования в них нефтяных и газовых залежей. [12]
На интенсивность затухания фильтрации оказывает влияние содержание остаточной воды, так как при уменьшении ее количества нефтепрони-цае Лость снижается на большую величину. [13]
Принципиально методика исследования сводится к определению содержания остаточной воды в нефти после обработки эмульсии заданным количеством реагента при выбранных температуре и продолжительности отстаивания или обработки электрическим полем с заданным градиентом. [14]
Кроме того, снижение как расхода реагента, так и содержания остаточной воды может быть достигнуто длительным перемешиванием ( до 3 - 5 ч) нефтяной эмульсии с реагентом. [15]
Страницы: 1 2 3 4