Остаточная вода

Cтраница 2

Количество остаточной воды в нефтегазоносной породе может достигать до 60 - 70 % от объема пор. [16]

Содержание остаточной воды в залежи при этом равно около 30 % от объема пор. [17]

Состав остаточных вод влияет на поверхностные и капиллярные свойства пород. [18]

Определение остаточной воды методом центрифугирования / / Нефтепромысловое дело. [19]

Количество остаточной воды в газовых коллекторах, как один из основных параметров, характеризует газонасыщенность и газоотдачу пласта. [20]

Количество остаточной воды в породах-коллекторах зависит от многих факторов. Важнейшие из них: минеральный состав, структура перового пространства, минеральный состав и количество глинистого цемента, карбонатность терригенных коллекторов, содержание поверхностно-активных веществ в нефтях. [21]

График передаточной функции отстойного аппарата с нижней подачей сырья. [22]

Определение остаточной воды в подготовленной нефти эквивалентно вычислению коэффициента усиления отстойного аппарата по воде при заданных передаточной функции отстойника и плотности распределения p ( V) эмульгированных капель по размерам сырой нефти. [23]

Изменение удельного сопротивления рп. об нефтеносного пласта в процессе вытеснения нефти водой. Вытеснение нефти водой. 1 - пластовой, 2 - пресной. 3 - зависимость p B f ( ftB T. / - У / - стадии разработки пласта. а - значения р в при наличии оторочки осо-лоненной пластовой воды. б - изменение удельного электрического сопротивления лласта при переходе части остаточной воды в капельное состояние. [24]

Количество остаточной воды, переходящей в объем нефти в капельном состоянии, может достигать 5 - 10 %, при этом удельное электрическое сопротивление дп. [25]

Количество остаточной воды устанавливается с учетом коллекторских свойств каждого образца по соответствующим зависимостям содержания остаточной воды от пористости и проницаемости пористой среды. [26]

Присутствие остаточной воды в породе уменьшает объемные доли пор, охваченных процессом фильтрации, что в свою очередь, увеличивает остаточную нефтенасыщенность в карбонатах и песчаниках в 1 5 и 2 3 раза соответственно. [27]

Зависимость коэффициента вытеснения г трансформаторного масла из модели пласта водой от количества прокачанных поровых объемов воды. [28]

Количество остаточной воды в продуктивном пласте изменяется по высоте залежи соответственно капиллярной кривой или функции Леверетта. [29]

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. [30]

Страницы: 1 2 3 4 5