8.3.2. Методика расчета реологических и фильтрационных характеристик аномальных нефтей месторождений карбона Татарии. Формула подвижность нефти


8.3.2. Методика расчета реологических и фильтрационных характеристик аномальных нефтей месторождений карбона Татарии.

1. ПДНС стабилизированной нефти при температуре 25ºС и давлении 120 кгс/см2вычисляется по выражению

(25)

Формулой (25) можно пользоваться для расчета ПДНС нефтей, содержащих до 6 % масс, асфальтенов и до 22% масс, селикагелевых смол.

2. ПДНС пластовой нефти при температуре 25ºС и давлении 120 кгс/см2 определяется по следующей эмпирической формуле:

(26)

Формула (26) справедлива при насыщенности нефти азотом до 9, метаном до 10 и этаном до 7 нм3/м3.

3. Зависимость ПДНС нефти от температуры описывается следующей формулой:

(27)

где θ (t, 120) – ПДНС при температуре и давлении 120 кгс/см2, дин/см2. Формула (27) справедлива в диапазоне изменения t от 15 до 60ºС.

4. Напряжение сдвига предельного разрушения структуры в нефти достаточно тесно связано с ПДНС нефти линейной зависимостью:

(28)

5. Вязкость нефти с практически неразрушенной структурой можно рассчитывать по эмпирической формуле

(29)

6. ГДДС в песчанике с достаточной для практики точностью можно определить, зная ПДНС нефти и проницаемость породы, по формулам

(30)

(31)

Где Н (t, 120) – ГДДС нефти в песчанике при температуре t и давлении 120 кгс/см2 в кгс/см2∙м; Кн и Кв в Д.

Формулы (30) и (31) можно использовать для расчета ГДДС в песчанике с проницаемостью 0,03 + 1,5 Д и температурах 15 + 50ºС.

7. Градиент давления предельного разрушения структуры определяется по формуле

(32)

Здесь Н (t, 120) – ГДДС нефти в песчанике при температуре t и давлении 120 кгс/см2.

8. Подвижность нефти с практически неразрушенной структурой можно оценить по ГДДС и Ксп

(33)

При Н > 0,038 кгс/см2∙м,

Причем

В формулу (33) Ксп подставляется в см-1, ГДДС в кгс/см2∙м. Тогда размерность оказывается Д/сП.

8.4. Методы оценки реологических характеристик нефти, основанные на гидродинамических исследованиях скважин.

Применение традиционных гидродинамических методов, разработанных применительно к процессам фильтрации ньютоновских жидкостей, оказалось мало эффективным для оценки фильтрационных характеристик аномальных нефтей. Так, при исследовании скважин и пластов на неустановившихся режимах фильтрации снимаются кривые восстановления забойного давления. Обработка результатов исследований производится по основной формуле теории упругого режима, полученной для жидкостей с постоянной вязкостью. Вязкость жидкости считается не зависящей от времени и градиента давления. Эти параметры в случае фильтрации аномальных нефтей являются переменными.

Методы исследований скважин на установившихся режимах оказываются мало пригодными для изучения реологических свойств аномальных нефтей. Это объясняется тем, что основная доля потерь давления приходится на призабойную зону. Существующие здесь значительные градиенты давления обуславливают фильтрацию нефти в этой зоне с предельно разрушенной структурой. Таким образом, в процессе исследований скважин практически снимается зависимость дебита скважин от депрессии на пласт, в котором движется ньютоновская жидкость.

Исходя из предположения о справедливости для нефти модели вязко-пластической жидкости для оценки начального градиента давления предложена модификация метода исследования скважин на неустановившихся режимах – так называемый метод снятия двухсторонних кривых восстановления давления. Сущность этого метода, разработанного под руководством акад.АНАа ССП А.Х.Мирзаджанзаде, состоит в получении при исследовании скважины двух кривых восстановления забойного давления – при притоке жидкости из пласта и при поглощении пластом нагнетаемой жидкости. В случае вязко-пластической нефти предельные значения забойного давления в обоих случаях не равны между собой. Причем, предельное значение забойного давления, полученного при притоке, меньше давления при поглощении нефти. Разность этих забойных давлений равна удвоенному начальному перепаду давления, обусловленному фильтрацией жидкости с вязко-пластическими свойствами. Метод апробирован на скважинах многих месторождений страны. По результатам этих исследований получены значения начального давления, изменяющиеся практически от нуля (месторождение Банка Дарвина) до 9 кгс/см2 (Арланское нефтяное месторождение).

Преимущество метода состоит в определении начального градиента давления в условиях близких к пластовым. Некоторые погрешности при измерении этого параметра вносятся в случае применения при получении кривой падения давления жидкости с иными свойствами, чем пластовая нефть. Более существенным недостатком метода является неизвестность ухода жидкости за пределы области дренажа в процессе проведения экспериментов. Это обуславливает трудность нахождения начального градиента давления – основного параметра, применяемого в гидродинамических расчетах фильтрации вязко-пластических нефтей.

  1. Гидродинамические расчеты фильтрации аномальных нефтей в пористой среде.

    1. Схематизация плоско-радиальной фильтрации аномальной нефти.

В основу постановки задачи плоско-радиальной фильтрации аномальной нефти заложены данные о характере изменения вязкости нефти и скорости фильтрации в зависимости от градиента давления.

Результаты экспериментальных исследований фильтрации аномальных нефтей в пористой среде можно обработать двумя способами. По первому способу все изменения реологических свойств нефти учитываются вязкостью нефти, а коэффициент проницаемости считается постоянной величиной. В этом случае, очевидно, мы получаем несколько искаженную функцию изменения вязкости в зависимости от градиента давления, так как с увеличением градиента давления должен расти и коэффициент проницаемости породы. По второму способу по экспериментальным данным определяют коэффициент подвижности аномальной нефти при различных градиентах давления. Такой подход является методически более правильным, так как по мере увеличения градиента давления в пористой среде происходит с одной стороны уменьшение вязкости, с другой – увеличение коэффициента проницаемости пласта. Путем обработки экспериментальных данных в каждом случае можно получить эмпирическую формулу, связывающую подвижность аномальной нефти с градиентом пластового давления.

Формулы для расчета вязкости и подвижности аномальных нефтей имеют вид:

а) для эффективности вязкости нефти

(34)

б) для подвижности нефти при фильтрации в пласте

(35)

Где Кн – коэффициент проницаемости породы при больших градиентах давления;

µm,µ0 – наименьшее и наибольшее значения вязкости нефти;

с и уп – константы;

∆μ = μ0 – μm; у = grad р.

Следует отметить, что непосредственное использование функции (34) и (35) для решения задач сталкивается с математическими трудностями. В связи с этим необходимо для решения задачи использовать схематизацию притока аномальной нефти в круговом пласте.

Из рис.7 видно, что гладкие кривые изменения вязкости аномальной нефти могут быть заменены ломанными а, б, с с достаточной для практических расчетов точностью. В соответствии с такой схематизацией зависимостей в круговом пласте (рис.8) можно выделить три зоны. В первой зоне с внешним радиусом rm, расположенной вокруг скважины, градиент пластового давления всюду больше градиента давления предельного разрушения структуры в нефти. Нефть здесь движется с полностью разрушенной структурой и наименьшей постоянной вязкостью μm или же наибольшей подвижностью . Величина радиуса первой зоны определяется значениями реологических характеристик нефти и режимом работы скважины.

Рис.7. К аппроксимации зависимости эффективной вязкости аномальной нефти от градиента давления.

Рис.8. Схематизация фильтрации аномальной нефти в круговом пласте.

Во второй зоне вязкость или подвижность нефти в зависимости от градиента пластового давления изменяется по линейному закону. Внешний радиус второй зоны rg зависит от тех же параметров, что и первой. Здесь главную роль играет градиент динамического давления сдвига.

В третьей зоне фильтрация происходит при наибольшей постоянной вязкости μ0 или подвижности . По мере увеличения дебита скважины внешние границы первой и второй оси перемещаются к контуру питания.

При сравнительно больших дебитах или соответствующих сочетаниях реологических характеристик в пласте могут существовать только две зоны: первая и вторая (рис.8).

studfiles.net

8.3.2. Методика расчета реологических и фильтрационных характеристик аномальных нефтей месторождений карбона Татарии.

1. ПДНС стабилизированной нефти при температуре 25ºС и давлении 120 кгс/см2вычисляется по выражению

(25)

Формулой (25) можно пользоваться для расчета ПДНС нефтей, содержащих до 6 % масс, асфальтенов и до 22% масс, селикагелевых смол.

2. ПДНС пластовой нефти при температуре 25ºС и давлении 120 кгс/см2 определяется по следующей эмпирической формуле:

(26)

Формула (26) справедлива при насыщенности нефти азотом до 9, метаном до 10 и этаном до 7 нм3/м3.

3. Зависимость ПДНС нефти от температуры описывается следующей формулой:

(27)

где θ (t, 120) – ПДНС при температуре и давлении 120 кгс/см2, дин/см2. Формула (27) справедлива в диапазоне изменения t от 15 до 60ºС.

4. Напряжение сдвига предельного разрушения структуры в нефти достаточно тесно связано с ПДНС нефти линейной зависимостью:

(28)

5. Вязкость нефти с практически неразрушенной структурой можно рассчитывать по эмпирической формуле

(29)

6. ГДДС в песчанике с достаточной для практики точностью можно определить, зная ПДНС нефти и проницаемость породы, по формулам

(30)

(31)

Где Н (t, 120) – ГДДС нефти в песчанике при температуре t и давлении 120 кгс/см2 в кгс/см2∙м; Кн и Кв в Д.

Формулы (30) и (31) можно использовать для расчета ГДДС в песчанике с проницаемостью 0,03 + 1,5 Д и температурах 15 + 50ºС.

7. Градиент давления предельного разрушения структуры определяется по формуле

(32)

Здесь Н (t, 120) – ГДДС нефти в песчанике при температуре t и давлении 120 кгс/см2.

8. Подвижность нефти с практически неразрушенной структурой можно оценить по ГДДС и Ксп

(33)

При Н > 0,038 кгс/см2∙м,

Причем

В формулу (33) Ксп подставляется в см-1, ГДДС в кгс/см2∙м. Тогда размерность оказывается Д/сП.

8.4. Методы оценки реологических характеристик нефти, основанные на гидродинамических исследованиях скважин.

Применение традиционных гидродинамических методов, разработанных применительно к процессам фильтрации ньютоновских жидкостей, оказалось мало эффективным для оценки фильтрационных характеристик аномальных нефтей. Так, при исследовании скважин и пластов на неустановившихся режимах фильтрации снимаются кривые восстановления забойного давления. Обработка результатов исследований производится по основной формуле теории упругого режима, полученной для жидкостей с постоянной вязкостью. Вязкость жидкости считается не зависящей от времени и градиента давления. Эти параметры в случае фильтрации аномальных нефтей являются переменными.

Методы исследований скважин на установившихся режимах оказываются мало пригодными для изучения реологических свойств аномальных нефтей. Это объясняется тем, что основная доля потерь давления приходится на призабойную зону. Существующие здесь значительные градиенты давления обуславливают фильтрацию нефти в этой зоне с предельно разрушенной структурой. Таким образом, в процессе исследований скважин практически снимается зависимость дебита скважин от депрессии на пласт, в котором движется ньютоновская жидкость.

Исходя из предположения о справедливости для нефти модели вязко-пластической жидкости для оценки начального градиента давления предложена модификация метода исследования скважин на неустановившихся режимах – так называемый метод снятия двухсторонних кривых восстановления давления. Сущность этого метода, разработанного под руководством акад.АНАа ССП А.Х.Мирзаджанзаде, состоит в получении при исследовании скважины двух кривых восстановления забойного давления – при притоке жидкости из пласта и при поглощении пластом нагнетаемой жидкости. В случае вязко-пластической нефти предельные значения забойного давления в обоих случаях не равны между собой. Причем, предельное значение забойного давления, полученного при притоке, меньше давления при поглощении нефти. Разность этих забойных давлений равна удвоенному начальному перепаду давления, обусловленному фильтрацией жидкости с вязко-пластическими свойствами. Метод апробирован на скважинах многих месторождений страны. По результатам этих исследований получены значения начального давления, изменяющиеся практически от нуля (месторождение Банка Дарвина) до 9 кгс/см2 (Арланское нефтяное месторождение).

Преимущество метода состоит в определении начального градиента давления в условиях близких к пластовым. Некоторые погрешности при измерении этого параметра вносятся в случае применения при получении кривой падения давления жидкости с иными свойствами, чем пластовая нефть. Более существенным недостатком метода является неизвестность ухода жидкости за пределы области дренажа в процессе проведения экспериментов. Это обуславливает трудность нахождения начального градиента давления – основного параметра, применяемого в гидродинамических расчетах фильтрации вязко-пластических нефтей.

  1. Гидродинамические расчеты фильтрации аномальных нефтей в пористой среде.

    1. Схематизация плоско-радиальной фильтрации аномальной нефти.

В основу постановки задачи плоско-радиальной фильтрации аномальной нефти заложены данные о характере изменения вязкости нефти и скорости фильтрации в зависимости от градиента давления.

Результаты экспериментальных исследований фильтрации аномальных нефтей в пористой среде можно обработать двумя способами. По первому способу все изменения реологических свойств нефти учитываются вязкостью нефти, а коэффициент проницаемости считается постоянной величиной. В этом случае, очевидно, мы получаем несколько искаженную функцию изменения вязкости в зависимости от градиента давления, так как с увеличением градиента давления должен расти и коэффициент проницаемости породы. По второму способу по экспериментальным данным определяют коэффициент подвижности аномальной нефти при различных градиентах давления. Такой подход является методически более правильным, так как по мере увеличения градиента давления в пористой среде происходит с одной стороны уменьшение вязкости, с другой – увеличение коэффициента проницаемости пласта. Путем обработки экспериментальных данных в каждом случае можно получить эмпирическую формулу, связывающую подвижность аномальной нефти с градиентом пластового давления.

Формулы для расчета вязкости и подвижности аномальных нефтей имеют вид:

а) для эффективности вязкости нефти

(34)

б) для подвижности нефти при фильтрации в пласте

(35)

Где Кн – коэффициент проницаемости породы при больших градиентах давления;

µm,µ0 – наименьшее и наибольшее значения вязкости нефти;

с и уп – константы;

∆μ = μ0 – μm; у = grad р.

Следует отметить, что непосредственное использование функции (34) и (35) для решения задач сталкивается с математическими трудностями. В связи с этим необходимо для решения задачи использовать схематизацию притока аномальной нефти в круговом пласте.

Из рис.7 видно, что гладкие кривые изменения вязкости аномальной нефти могут быть заменены ломанными а, б, с с достаточной для практических расчетов точностью. В соответствии с такой схематизацией зависимостей в круговом пласте (рис.8) можно выделить три зоны. В первой зоне с внешним радиусом rm, расположенной вокруг скважины, градиент пластового давления всюду больше градиента давления предельного разрушения структуры в нефти. Нефть здесь движется с полностью разрушенной структурой и наименьшей постоянной вязкостью μm или же наибольшей подвижностью . Величина радиуса первой зоны определяется значениями реологических характеристик нефти и режимом работы скважины.

Рис.7. К аппроксимации зависимости эффективной вязкости аномальной нефти от градиента давления.

Рис.8. Схематизация фильтрации аномальной нефти в круговом пласте.

Во второй зоне вязкость или подвижность нефти в зависимости от градиента пластового давления изменяется по линейному закону. Внешний радиус второй зоны rg зависит от тех же параметров, что и первой. Здесь главную роль играет градиент динамического давления сдвига.

В третьей зоне фильтрация происходит при наибольшей постоянной вязкости μ0 или подвижности . По мере увеличения дебита скважины внешние границы первой и второй оси перемещаются к контуру питания.

При сравнительно больших дебитах или соответствующих сочетаниях реологических характеристик в пласте могут существовать только две зоны: первая и вторая (рис.8).

studfiles.net

подвижность нефти

 подвижность нефти

oil mobility

Русско-английский словарь по нефти и газу. - ВНИИГАЗ, РАО «ГАЗПРОМ». 1998.

  • подвижность газа
  • подвижность углеводородов

Look at other dictionaries:

  • подвижность нефти — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN oil mobility …   Справочник технического переводчика

  • Аномально вязкие нефти —         (a. non Newtonian viscous oils; н. Erdol mit Viskositatsanomalie; ф. petrole de viscosite anomale; и. petroleo de viscosidad anуmale) нефти, не подчиняющиеся в своём течении закону вязкого трения Hьютона (т.н. неньютоновские нефти).… …   Геологическая энциклопедия

  • Происхождение нефти — Нефть  результат литогенеза. Она представляет собой жидкую (в своей основе) гидрофобную фазу продуктов фоссилизации (захоронения) органического вещества (керогена) в водно осадочных отложениях в бескислородных условиях.… …   Википедия

  • Роль бактерий в преобразовании и разрушении нефти —         В настоящее время существуют две теории о происхождении нефти органическая и минеральная. Хотя большинство исследователей придерживается органической теории, она все еще остается гипотетической, поскольку в современных условиях не удалось …   Биологическая энциклопедия

  • Коллектор нефти и газа — горная порода, содержащая пустоты с такими фильтрационно емкостными свойствами, которые обусловливают ее способность вмещать флюиды и обеспечивают их подвижность. К наиболее важным промысловым характеристикам коллектора можно отнести их толщину,… …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

  • МИКРОЭМУЛЬСИИ — многокомпонентные жидкие коллоидные системы (микрогетерог. жидкости), характеризующиеся термодинамич. устойчивостью. Обычно прозрачны или слабо опалесцируют. Образуются самопроизвольно при смешении двух жидкостей с ограниченной взаимной р ри… …   Химическая энциклопедия

  • Капитализм — (Capitalism) Капитализм это общественно экономическая формация, основанная на частной собственности, эксплуатации наёмного труда и признающая главенство капитала История капитализма, модели капитализма, основные понятия капитала, становление… …   Энциклопедия инвестора

  • Нефть — (Oil) Нефть это горючая жидкость Добыча и переработка запасов нефти является основой экономики многих стран Содержание >>>>>>>>>>>>>>>>> …   Энциклопедия инвестора

  • Нефть —         Нефть (через тур. neft, от перс. нефт) горючая маслянистая жидкость со специфическим запахом, распространённая в осадочной оболочке Земли, являющаяся важнейшим полезным ископаемым. Образуется вместе с газообразными углеводородами (см.… …   Большая советская энциклопедия

  • ПЕРЕВЯЗОЧНЫЙ ОТРЯД — ПЕРЕВЯЗОЧНЫЙ ОТРЯД, подвижное санитарное (лечебное) учреждение, имеющее своим назначением оказание мед. помощи раненым. Для работы на месте П. о. развертывает перевязочный пункт, или пункт мед. помощи. П. о. как военно санитарное учреждение… …   Большая медицинская энциклопедия

  • Южная Америка —         юж. материк Зап. полушария.          Oбщие сведения. Площадь Ю. A. c островами 18,28 млн. км2. Hac. 273,5 млн. чел. (1985). Cоединяется c Северной Америкой в p не Панамского перешейка, на Ю. прол. Дрейка отделена от Антарктиды. Oмывается… …   Геологическая энциклопедия

oil_gas_ru_en.enacademic.com

Коэффициент - подвижность - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Коэффициент - подвижность

Cтраница 2

Причем под коэффициентом подвижности понимается отношение фазовой проницаемости породы для данной жидкости к ее вязкости. Различие в подвижностях за фронтом движения и перед ним учитывается отношением коэффициентов подвижности.  [16]

Отсюда легко определяется коэффициент подвижности.  [17]

На графиках зависимости коэффициента подвижности от градиента давления ( рис. 26) отмечаются две зоны постоянных значений коэффициента подвижности - от 0 до Нг и при градиентах больше Нт. В соответствии с принятыми терминами для вязкости их следует назвать коэффициентом подвижности нефти с практически неразрушенной структурой - - ( к / [ х) 0 и коэффициентом подвижности нефти с предельно разрушенной структурой.  [18]

На графиках зависимости коэффициента подвижности нефти от градиента давления ( рис. 1.13, а) отмечаются две зоны постоянных значений коэффициента подвижности - от О до Н и при градиентах более Нт. В соответствии с принятыми терминами для вязкости их следует назвать коэффициентом подвижности нефти практически неразрушенной структуры - ( k / i) 0 и коэффициентом подвижности нефти предельно разрушенной структуры.  [19]

Ниже приведен пример определения коэффициента подвижности.  [20]

Отношение - - называется коэффициентом подвижности.  [21]

Коэффициент самодиффузии связан с коэффициентом подвижности молекул. Подвижность молекул в жидкости определяется как коэффициент, обратный коэффициенту трения.  [22]

Фарадея; Ti DiFjRT - коэффициенты подвижности ионов; DJ - коэффициенты диффузии; Zj - заряды иона i - ro сорта, Cj - концентрации ионов.  [23]

Основной характеристикой вещества при хроматогра-фировании является коэффициент подвижности Rf, который определяется как отношение пути, пройденного веществом, к пути, пройденному растворителем.  [24]

Общие уравнения выведены при условии, что коэффициент подвижности адсорбированных ионов не зависит от состава смолы.  [26]

Как видно из приведенных результатов, значения коэффициентов подвижности k / u, рассчитанные по КВД и по кривой изменения дебитов, хорошо согласуются.  [27]

Продвигаясь перед нефтяным фронтом, свободный газ понижает коэффициент подвижности.  [28]

Фарадея; Тг - DiF / RT - коэффициенты подвижности ионов; DI - коэффициенты диффузии; Z; - заряды иона г - ro сорта, сг - концентрации ионов.  [29]

При этом число Re -, определяемое через коэффициент подвижности ионов k, можно назвать ионным числом Рейнольдса.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Коэффициент - подвижность - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Коэффициент - подвижность

Cтраница 1

Коэффициент подвижности зависит от многих факторов: строения сахара, состава растворителя, качества бумаги, температуры среды.  [2]

Коэффициент подвижности, полученный по уравнению (1.31) с использованием подсчитанных выше значений относительных значений проницаемости, такой же, как и в примере 1.2. Вышеприведенный коэффициент подвижности может рассматриваться как водонефтяной фактор пласта-коллектора. Его значения больше единицы указывают на то, что вода в данном пласте имеет преимущество в потоке, тогда как при М меньше единицы в потоке доминирует нефть. Когда нефть является доминирующей фазой, фронт заводнения характеризуется устойчивым состоянием и распространяется в радиальных направлениях на большие расстояния. Когда подвижность больше единицы, поток неустойчив и вода образует языки обводнения в направлении добывающих скважин.  [3]

Коэффициент подвижности является важной характеристикой системы сорбент-сорбат.  [4]

Коэффициент подвижности, полученный по уравнению (1.31) с использованием подсчитанных выше значений относительных значений проницаемости, такой же, как и в примере 1.2. Вышеприведенный коэффициент подвижности может рассматриваться как водонефтяной фактор пласта-коллектора. Его значения больше единицы указывают на то, что вода в данном пласте имеет преимущество в потоке, тогда как при М меньше единицы в потоке доминирует нефть. Когда нефть является доминирующей фазой, фронт заводнения характеризуется устойчивым состоянием и распространяется в радиальных направлениях на большие расстояния. Когда подвижность больше единицы, поток неустойчив и вода образует языки обводнения в направлении добывающих скважин.  [5]

Коэффициент подвижности зависит от многих факторов: строения сахара, состава растворителя, качества бумаги, температуры среды.  [7]

Коэффициент подвижности неньютоновских нефтей, как было показано в работах [1, 2], является функцией градиента давления. При разработке нефтяных залежей фактические градиенты давления меняются в широких пределах. Поэтому следут ожидать существенные изменения величины коэффициента подвижности нефти при фильтрации ее в пористой среде. В связи с этим исследование факторов, определяющих величину этой важной характеристики нефти, установление аналитической зависимости ее от градиента давления имеет практическое значение для проектирования и анализа разработки залежей неньютоновских нефтей. В этой статье излагаются результаты исследований коэффициента подвижности неньютоновских нефтей месторождений Башкирии, выполненные в Уфимском нефтяном институте.  [8]

Вычисляются коэффициенты подвижности нефти при фильтрации через породу.  [10]

Нт коэффициенты подвижности нефти постоянны и не меняются.  [11]

Зависимости коэффициента подвижности от градиента давления для ряда химреагентов ( полимерных, мицеллярных, щелочных и др.), описываемые формулами и используемые в расчетах.  [12]

Для коэффициента подвижности К / л в зависимости от изменения давления для кривой 4 на рис. 2.76 можно выделить три характерные зоны фильтрации.  [14]

Если же коэффициент подвижности М50, то охват пласта заводнением в большей мере зависит от степени неоднородности при малых значениях стандартного отклонения.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Коэффициент подвижности - Справочник химика 21

    T. e. произведение подвижности (a следовательно, и электропроводности) на коэффициент вязкости является величиной постоянной и, следовательно, температурный коэффициент подвижности должен быть равен величине, обратной температурному коэффициенту вязкости. Действительно, температурный коэффициент подвижности большинства ионов в водных растворах равен 2,3—2,5%, в то время как величина, обратная температурному коэффициенту вязкости воды, равна 2,43%. [c.438]     Температурный коэффициент подвижности--оказывается до- [c.438]

    Л/Со ") = 0,54. Вычислите относительные коэффициенты подвижности для указанных трех катионов. Ответ Д ( Си ") = 1,37. (Мп ") = 0,59, Rs( e ) = 1,80. [c.287]

    При анализе методом ТСХ двухкомпонентной смеси, содержащей предположительно пропазин (компонент X) и дипразин (комнонет V), с применением свидетелей-эталонов получена хроматограмма, на которой расстояние от линии старта до линии фронта растворителя I = 100 мм, расстояния от линии старта до центров пятен компонентов X, V, свидетелей — пропазина и дипразина соответственно равны /(X) = 38 мм, /(У) = = 79 мм, /(пропазин) = 40 мм, /(д]Пфазин) = 78 мм. Рассчитайте для каждого компонента смеси и свидетелей коэффициенты подвижности Rfi определите природу компонентов X, У и вычислите коэффициент их разделения а. [c.286]

    Рассчитать эквивалентную электропроводность при бесконечном разведении для раствора слабого электролита по (ХИ,7). При расчете учесть температурные коэффициенты подвижностей. [c.280]

    Повышение температуры увеличивает подвижность всех ионов, причем температурный коэффициент подвижности оказывается обычно тем меньше, чем выше ионная. 1роводимость. [c.115]

    КРАЕВАЯ ЗАДАЧА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЛАСТИ ИЗМЕНЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ПОДВИЖНОСТИ ПРИ ФИЛЬТРАЦИИ НЕНЬЮТОНОВСКИХ НЕФТЕЙ [c.69]

    ВОДНОСТЬ металлов, наоборот, уменьшается. Положительный температурный коэффициент подвижности ионов можно объяснить уменьшением вязкости электролита с температурой. Из таблицы видно также, что предельная подвижность 0Н и особенно Н3О+ аномально высока. Аномально высокая подвижность ионов гидроксония и гидроксила может быть объяснена эстафетным меха-лизмом переноса протона. [c.288]

    Напряжение является единственным ненулевым главным напряжением, поскольку предполагается, что свод самоподдерживается. И ст , и — линейные функции ширины загрузочного устройства, а их отношение для данного устройства постоянно. Коэффициент подвижности зависит от геометрии загрузочного устройства и свойств материала его значения рассчитаны для ряда загрузочных устройств и материалов с разными свойствами. Предел текучести уплотненного материала устойчивого свода определяется пределом текучести материала в ненагруженном состоянии который в свою очередь является функцией напряжения сжатия Поэтому условие, при котором свод не образуется, состоит в следующем  [c.235]

    Различие в температурных коэффициентах подвижности может быть следствием и ряда других причин (например, изменение координационного числа с температурой). Однако различное влияние ионов на трансляционное движение, по-видимому, является фактом, установленным не только на основании сопоставления температурных коэффициентов, но и на основании прямых опытов по влиянию ионов на диффузию молекул воды различного изотопного состава на основании наблюдений иад особенностями изменения энтропии гидратации. Эти явления были объяснены на основании представлений о влиянии ионов на структуру воды вблизи сольватной оболочки. [c.152]

    Определите относительные коэффициенты подвижности анионов X , Y н установите их природу. Ответ Rs(X ) = 0,4.5, X" = СГ Rs(Y ) = 1,49, Y = Г. [c.287]

    С учетом температурных коэффициентов подвижностей, значения которых взять из справочника. Затем рассчитать растворимость 5, выразив ее в г-экв/л  [c.286]

    Таким образом, из сравнения величин температурных коэффициентов подвижности и вязкости можно найти знак и величину АЕ. Ниже приведены температурные коэффициенты подвижности и величины энергии АЕ (при +21,5 °С)  [c.151]

    В заключение следует заметить, что сопоставление температурных коэффициентов подвижности и вязкости является косвенным доказательством увеличения и уменьшения подвижности молекул воды вблизи иона по сравнению с подвижностью молекул воды в отсутствие ионов. [c.152]

    Коэффициент Яр имеет большое значение для распределительной хроматографии, так как его величина характерна для каждого компонента смеси в стандартизированных условиях хроматографирования, и называется коэффициентом подвижности. [c.102]

    Для характеристики разделяемых компонентов в системе вводят коэффициент подвижности 7 /(или / фактор)  [c.270]

    Решение. Определим коэффициенты подвижности К/. [c.286]

    В заключение данного параграфа остановимся еще иа одном приеме интерпретации оптических свойств комплексных соедииеиий, а именно на коэффициентах подвижности лигандов. [c.260]

    При этом возникает вопрос, по каким формулам вести расчет процессов вытеснения. Расчеты эти можно осуществить путем определения суммарной скорости или скорости фильтрации смеси через коэффициенты вязкости и проницаемости смеси, а также через коэффициент подвижности [2], т. е. [c.121]

    Построив зависимость предела текучести ненагруженного материала от давления сжатия, которая была определена Дженике [71 как функция движения , и используя ее совместно с коэффициентом подвижности, можно установить условие образования свода. Подобный анализ необходимо проделать, чтобы избежать трубного движения. Детальное исследование трубного движения и движения с зависанием можно найти в литературе [4, 7, 15]. Ричмонд [16] использовал теорию сводов для конструирования загрузочного устройства оптимальной формы. [c.235]

    Эквивалентную электрическую проводимость насыщенного раствора труднорастворимой соли можно приравнять электрической проводимости при бесконечном разведении. Эквивалентную электрическую проводимость при бесконечном разведении рассчитать по уравнению (XIII.22) с учетом температурных коэффициентов подвижностей, значения которых взять из справочника. Затем рассчитать растворимость соли 5 (моль/л) по формуле [c.285]

    Краевая задача определения области изменения коэффициента подвижности при фильтрации неньютоновских нефтей. Кучумов А. Я., Шагиев Р. Г., Кучумов Р. Я. Сб. Физикохимия и разработка нефтяных и газовых пластов . Уфа, 1977, стр. 69—72. [c.117]

    Не рассматривая в деталях механизм нарушения движения, отметим только его основные причины. В частности, рассмотрим проблему образования сводов. Саморазгружаемость загрузочных воронок может быть охарактеризована функцией, называемой коэффициентом подвижности , которая определяется как [c.235]

    Относительный коэффициент по.гвижности являегся более объективной характеристикой подвижности вещества, чем коэффициент подвижности Лу. [c.271]

    Коэффициент подвижности являегся важной характеристикой системы сорбент-сорбат. Для воспроизводи 1ы.х и строго постоянных условий хроматографирования Rf= onst. [c.271]

    В результате хроматографического разделения методом ТСХ смеси бензойной и иа/ а-аминобензойной кислот с использованием в качестве ПФ смеси гексан—ацетон (объемное соотношение 56 44) найдены значения коэффициентов подвижности Я/, равные 0,54 и 0,30 для указанных кислот соответственно. Рассчитайте относительные коэффициенты подвижности Rs обеих кислот, если для стандарта — орто-хлорбензойной кислоты / /ст) = Я/ = 0,48, и вычислите коэффициент разделения а бензойной и ийра-аминобензойной кислот. [c.286]

    Коэффициент подвижности Rf зависит от целого ряда факторов природы и качества растворителя, его чистоты природы и качества сорбента (тонкого слоя), равномерности i o зернения, толщины слоя активности сорбента (содержания в нем влаги) техники эксперимента (массы образца, длины L пробега растворителя) навыка экспериментатора и т. д. Постоянство воспроизведения всех этих параметров на практике иногда бывает затруднительным. Для нивелнроиания влияния условий проведения процесса вводят относительный коэффициент подвижности R  [c.271]

    РАСЧЕТ ПРОЦЕССОВ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕСЖИМАЕМЫХ ЖИДКОСТЕЙ ИЗ ПОРИСТОЙ СРВДЫ ЧЕРЕЗ КОЭФФИЦИЕНТЫ ПОДВИЖНОСТИ И ПРОНИЦАЕМОСТИ [c.120]

    Для более надежной идентификации разделяемых компонентов используют свидетели — эталонные вещества, наличие которых предполагается в анализируемой пробе. Если Rf = / /свид), где R и /г/свид) — соответственно коэффициенты подвижности данного компонента и свидетеля, то можно с больщой вероятностью предположить, что вещество-свидетель присутствует в хроматофафи > емой смеси. [c.271]

    При анализе методом бумажной хроматографии раствора, содержащего смесь анионов Вг , Г, S N , с применением в качестве ПФ смеси бутанол пиридин + водный аммиак (1,5 моль/л) в обр.емном отношении 2 1 2 и раствора-сввдетеля, содержащего нитрат-анионы NOj. найдены следующие расстояния от линии старта до линии фронта раствЬрителя Z, = 100 мм, /(Вг) = 36 мм, /(Г) = = 47 мм, /(S N ) = 56 мм и /(NO3) = 40 мм. Рассчитайте коэффициенты подвижности R H относительные коэффициешъг подвижности Rs для всех анионов. Ответ Л/ВГ) = 0,36, ЛДГ) = 0,47, Л/S N ) = 0,56, / /(N0 ) = 0,40 Л. (Вг ) = 0,90, Л5(Г) =1,18, Ai(S N )= 1,40. [c.287]

    Решение. Рассчитаем относительные коэффициенты подвижности бензойной / 5 Б) и иа/7й-аминобензойной 7 [c.286]

    При разделении смеси катионов Си ", Мп " и Fe ", содержащихся в анализируемом растворе, методом хроматографии на бумаге с использованием в качестве ПФ ацетона, насыщенного НС1, получены следующие значения коэффициентов подвижности Ay[c.287]

    После хроматографирования на бумаге анализируемого раствора, содержащего смесь двух анионов X и Y, с применением в качестве ПФ смеси пиридина и воды (90 10 по объему) и в качестве стандарта — раствора, содержащего бромид-ионы ВГ, получено Л/ВГ) = 0,47. Л/Х ) = 0,21, Л/Y ) = 0,70. В тех же условиях для свидетелей хлорвд-ионов СГ и иодид-ионов Г навдены относительные коэффициенты подвижности (СГ) = 0,49 и / (l ) = 1,51. [c.287]

    Основной объем теоретических, экспериментальных и промысловых исследований в настоящее время выполнен для условий терригенных коллекторов, как кварцевых, так и по-лиминеральных. Судя по механизмам и принципам снижения коэффициента подвижности жидкостей в высокообвод-ненных прослоях продуктивного пласта ПДС после ряда до- [c.57]

    Здесь 2 — усредненное значение коэффициента подвижности для модели пласта в целом. В различные моменты времени этот коэффициент будет иметь свои зйачения. [c.125]

chem21.info

Соотношение - подвижность - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Соотношение - подвижность

Cтраница 3

Применение полимеров при заводнении, согласно формуле (3.2), способствует увеличению коэффициента охвата пласта в процессе вытеснения нефти из-за снижения соотношения подвижности воды и нефти благодаря увеличению вязкости закачиваемого нефтевытесняющего агента.  [31]

При этом оказывается, что известная самая интенсивная 5-точечная схема площадного заводнения вовсе не является самой интенсивной; с учетом соотношения подвижностей вытесняющего агента и нефти и соотношения коэффициента продуктивности ( при избирательности целенаправленно изменяется соотношение коэффициентов продуктивности нагнетательной и добывающей скважин) рациональное соотношение добывающих и нагнетательных скважин вместо 1 может оказаться 3, 5 и даже больше.  [32]

Рекомендуемая композиция ( опыт 8) проявляет фактор и остаточный фактор сопротивления соответственно 3 4 и 3 7, обеспечивает выравнивание соотношений подвижности воды и нефти.  [33]

Переход к заводнению после создания фронтальных газовых оторочек оптимального размера позволяет резко повысить коэффициент охвата вытеснением, поскольку при этом резко снижается соотношение подвижностей вытесняющего агента it нефти и значительно увеличивается предельная доля агента в дебите жидкости.  [34]

Оптимизация режима работы работающего фонда добывающих скважин увеличит текущую добычу нефти в 1, 2 раза и за счет уменьшения - улучшения соотношения подвижностей вытесняющей воды и вытесняемой нефти частично увеличит нефтеотдачу пластов. Дальнейшее увеличение текущей добычи нефти и нефтеотдачи пластов произойдет после проведения подземного ремонта по плохо работающим скважинам.  [35]

Концентрация полимерного раствора должна составлять не менее 0 01 %, но окончательное определение концентрации уточняется в зависимости от геолого-физических условий месторождения по соотношению подвижностей полимерного раствора и нефти при пластовых условиях и обосновывается соответствующими расчетами.  [36]

Если рассмотреть малое искажение первоначально плоского фронта в горизонтальном тонком пласте типа изображенного на рис. 26, то видно, что устойчивость фронта зависит от соотношения подвижностей жидкостей по обе его стороны. Если за фронтом движется более подвижная вытесняющая жидкость, то небольшое искажение фронта вперед ( рис. 26, б) вызовет уменьшение местного сопротивления, и такой язык будет распространяться.  [37]

Учет различия подвижностей состоит в том, что в формуле общего дебита нефтяной площади внутреннее фильтрационное сопротивление нагнетательных скважин уменьшается делением на величину ц - соотношения подвижностей вытесняющего агента ( закачиваемой воды) и нефти.  [38]

По скважинам, которые сначала работали добывающими, а затем стали работать нагнетательными, по соотношению их последующего коэффициента приемистости и предыдущего коэффициента продуктивности определяется соотношение подвижностей вытесняющей воды и нефти в пластовых условиях.  [39]

По соотношению таких коэффициентов продуктивности ( начального и текущего) определяют для каждого текущего момента времени текущее ( по сравнению с начальным) дополнительное увеличение соотношения подвижностей агента ( обычно воды) и нефти. Полученные уточненные коэффициенты различия физических свойств надо использовать для перехода от весовых дебитов и накопленных отборов жидкости к расчетным дебитам и накопленным отборам.  [40]

Укрупненные расчетные объекты могут различаться не только по средней проницаемости и интенсивности отбора запасов нефти, но и по другим признакам - по вязкости нефти и соотношению подвижностей закачиваемой воды и нефти в пластовых условиях.  [41]

Кроме того, второй коэффициент, уже по нефтяному объему пластов, охваченному воздействием, учитывает неоднородность слоев по проницаемости, геометрическую неравномерность вытеснения нефти агентом, соотношение подвижностей и плотностей нефти и агента в пластовых условиях, предельную долю агента в дебите добывающих скважин, зависящую от цены нефти на рынке и текущих экономических затрат.  [42]

Очень важным опорным звеном теории является стабильность соотношения подвижностей вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях при давлении выше давления насыщения нефти газом и обусловленная этой стабильностью соотношения подвижностей стабильность коэффициента различия физических свойств нефти и вытесняющего агента.  [43]

Смысл этой формулы состоит в том, что существует вполне определенное соотношение добывающих и нагнетательных скважин, при котором достигается максимум дебита, и это соотношение зависит от соотношения подвижностей вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях. Но эта формула также предупреждает, что нельзя результат, полученный для случая одинаковых подвижностей, распространять на случаи различных подвижностей. Нетрудно подсчитать сколько будет потеряно в общем дебите нефти из-за ошибочного применения 5-точечной схемы как самой интенсивной.  [44]

Важнейшие параметры нефтяных пластов, необходимые для планирования и проектирования дальнейшей разработки нефтяной залежи ( величины коэффициентов продуктивности по нефти добывающих скважин, результирующей неравномерности вытеснения нефти, соотношения подвижностей вытесняющего агента и нефти, коэффициента различия физических свойств нефти и агента, зональную неоднородность нефтяных пластов по продуктивности и удельной продуктивности на единицу эффективной толщины нефтяных пластов), можно и нужно определять по фактической работе и исследованиям добывающих и нагнетательных скважин в предыдущий период, по фактическим начальным нефтяным и водяным толщинам, по фактическим перфорированным толщинам эксплуатируемых нефтяных пластов.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru