Cтраница 1
Начальное содержание нефти ( или газа) в пласте ( initially oil / or gas in place) представляет собой начальный объем нефти или газа, находящихся ( или находившихся) в пласте до начала добычи. [1]
При iv - 1 после извлечения / з начального содержания нефти в пласте развивается почти полная стабилизация давления примерно 6 8 ат. Вскоре после этого газовый фактор стабилизируется на значении количества растворенного газа. [2]
Некоторые трудности вызывает также основное допущение, так как начальное содержание нефти в пласте есть величина постоянная. [3]
В математическом исследовании влияния ошибок пластовых параметров на величину начального содержания нефти и газа в недосыщенных залежах и газовых пластах с волюметрическим режимом соответственно Гетчинсон подчеркнул всю важность получения достоверных материалов о статических давлениях в скважинах. [4]
Общие извлекаемые запасы ( ultimate recovery) представляют собой часть начального содержания нефти или газа в пласте, которая может быть извлечена экономически эффективно. [5]
При фильтровании сточной воды с добавлением коагу-лянта большое влияние на продолжительность фильтр-цикла оказывает начальное содержание нефти в поступающей воде. [6]
Онф, О, - количество вытесненной из моделей нефти соответственно фактическое и прогнозное; Qa0 - начальное содержание нефти в модели пласта. [7]
Де бнФ Qwn - количество вытесненной из моделей нефти, соответственно фактическое, прогнозное; Quo - начальное содержание нефти в модели пласта. [8]
Под коэффициентом вытеснения понимается отношение объема нефти, вытесняемого после продолжительной промывки из образца породы, к начальному содержанию нефти в нем. Этот коэффициент зависит от проницаемости, структуры пустотного пространства, скорости вытеснения, физико-химических свойств нефти и вытесняющей воды ( см. гл. По своей физической сущности коэффициент вытеснения характеризует максимальную нефтеотдачу при длительной промывке образца породы. [9]
Под коэффициентом вытеснения понимается отношение объема нефти, вытесняемого после продолжительной промывки из образца породы, к начальному содержанию нефти в нем. Этот коэффициент зависит от величины проницаемости, структуры пористой среды, скорости вытеснения, физико-химических свойств нефти и вытесняющей воды и характеризует максимальную нефтеотдачу при длительной промывке образца породы. [10]
Коэффициент вытеснения нефти оторочкой серной кислоты, безводная и конечная отдача соответственно равны 0 68 и 0 79 от начального содержания нефти. Следует отметить, что эти средние величины получены по такому количеству исследований, которое обеспечивает надлежащую их точность. [11]
Коэффициент вытеснения ( KBuJ определяется отношением объема нефти, вытесняемой из области пласта, занятой рабочим агентом, к начальному содержанию нефти в этой же области. Коэффициент вытеснения характеризует максимальную нефтеотдачу при длительном воздействии вытесняющего газа на пласт. [12]
Под коэффициентом вытеснения т ] в понимают отношение объема нефти, вытесненной из области пласта, занятой рабочим агентом ( водой, газом), к начальному содержанию нефти в этой же области. Как известно из физики пласта, коэффициент вы теснения. [13]
Проведенные опыты показали также, что при закачке в промытые водой керны растворов ПАА концентрации 0 015 и 0 05 % коэффициент вытеснения увеличивался соответственно на 7 и 10 % от начального содержания нефти. [14]
По балансу нефти, загруженной в модель, добытой в процессе - опыта и оставшейся в модели, определено, что на горение во всех опытах расходовалось не более 10 % начального содержания нефти в породе. [15]