Коэффициент проницаемости воды

Наилучшими свойствами при осушке газа обладают пленочные мембраны из ацетилцеллюлозы. Избирательность такой мембраны к влаге, присутствующей в газе, по отношению к углеводородам велика. Отношение коэффициентов проницаемости воды и метана (так называемый фактор разделения) равен 500. [c.10]

Рис. 50. Зависимость коэффициента проницаемости воды в поликапролактам от времени при 20 °С.

При этом выражают в барах, а (коэффициент проницаемости воды) — в см/сек-бар. Когда по обе стороны мембраны гидростатическое давление одинаково, принимается, что = —я = —ЯТс, где я — осмотическое давление (см. уравнение 1.69), ас — сумма молярных концентраций всех растворенных веществ независимо от того, проницаема для них мембрана или нет. Такие условия (Р = 0) наблюдаются при исследовании проницаемости, когда клетки находятся в стадии начального плазмолиза. При этом уравнение (VI.3) принимает вид [c.177]

А коэффициент проницаемости воды (м /м с бар) [c.12]

Поставим задачу следующим образом. Газовая или нефтяная залежь площадью S рассматривается как укрупненная скважина радиусом Лз = у/з/п. Законтурная вода, окружающая залежь, простирается до бесконечности. До начала отбора давление во всем водоносном пласте равно в момент, принимаемый за начальный, I = О, давление на забое снижается до значения и поддерживается постоянным в течение всего периода эксплуатации. Требуется определить объем воды, поступившей в укрупненную скважину за время /. Считая, что водоносный пласт имеет постоянную толщину Л, коэффициент проницаемости к и обозначая через т , вязкость воды и через р упругоемкость водоносного пласта, можем написать дифференциальное уравнение упругого режима для плоскорадиального течения воды к укрупненной скважине (5.49) [c.172]

Разработана методика определения коэффициентов проницаемости дренажа с учетом его сжатия [134]. Движение жидкости в дренаже подчиняется законам ламинарной фильтрации. В качестве дренажей были испытаны тканые и пористые материалы отечественного производства. Для всех материалов были определены коэффициенты проницаемости в широком диапазоне фильтрующего потока при различных давлениях на дренаж. Исследование режима движения воды в порах дренажей с высокой проницаемостью (латунных сеток) проводили при расходе воды от 0,01 до 1 л/ч на 1 см ширины испытуемого участка дренажа. Было установлено, что потеря напора для всех исследованных материалов является линейной функцией расхода. В расчетные формулы для определения потерь напора в дренаже входит коэффициент проницаемости, который целесообразно относить ко всей толщине дренажного слоя, поскольку толщина сеток и пористых пластин определяется заводскими данными. Значение коэффициентов проницаемости по результатам экспериментов, полученных на ячейке для эластичных дренажей, рассчитывается по формуле [c.275]

Несколько иначе ведут расчет удельной электрической проводимости растворов электролитов. Для сравнения берут температуры t, при которых имеются абсолютные максимумы удельной электрической проводимости. В этом случае строят изотермы электрической проводимости для 1 < и 2 > . Полагают, что появление максимума электрической проводимости совпадает с уменьшением диэлектрической проницаемости воды. По нашему мнению, каждый из трех интервалов температур для максимальных значений удельной электрической проводимости (при 1 ) можно охарактеризовать также коэффициентами активности соединений в насыщенном растворе, используя 7о даже при 25 °С, а не при I. Особенно наглядно возможность такой связи видна для первой группы электролитов (табл. 4.10), в которой максимум электрической проводимости соединений лежит в интервале температур 100+120 °С. [c.117]

Функция п (8 (1.36) характеризует не только изменение водонасыщенности потока жидкости в любом сечении пласта с известной водонасыщенностью но и определяет значение и скорость обводнения продукции скважин. Поэтому значения этой функции изучались более детально путем проведения многочисленных расчетов при различных значениях динамической вязкости нефти и коэффициента проницаемости пористой среды. На рис. 1.2 построены графики функции п (8 ) при различных значениях отношения вязкости воды к вязкости нефти. Из графиков видно, что на характер роста обводненности добываемой нефти в значительной степени оказывает влияние значение соотношения вязкостей вытесняемой и вытесняющей жидкостей. [c.31]

В реальных условиях в большинстве случаев залежи нефти приурочены к нескольким продуктивным пластам, отличающимся эффективной толщиной, коэффициентами проницаемости, пористостью, а также термобарическими условиями. В большинстве случаев реальные пласты имеют послойную неоднородность. При выборе систем разработки в один объект объединяются несколько нефтенасыщенных пластов. В результате в процессе заводнения послойно-неоднородные пласты, имеющие различные физические характеристики, охватываются процессом воздействия неодинаково. Пласты или отдельные пропластки реального пласта, имеющие низкую проницаемость, отстают в вытеснении нефти. При продвижении фронта вытеснения нефти гидравлическое сопротивление высокопроницаемого пласта ниже, чем менее проницаемых пластов, и после прорыва воды в добывающие скважины вытесняющая вода в основном фильтруется по высокопроницаемому пласту, не вытесняя нефть по низкопроницаемым пропласткам. Эффективность процесса разработки нефтяной залежи снижается, технико-экономические показатели ухудшаются. К моменту прорыва воды по высокопроницаемым прослоям в низкопроницаемых пластах остается еще значительное количество остаточной нефти, которая не может быть извлечена без применения специальных способов воздействия. [c.39]

В качестве модели пласта был использован комплект составных образцов кернов со средней пористостью 0,188, средним коэффициентом проницаемости 0,066 мкм . Диаметр образцов 28 мм, общая длина 42,4 см, содержание остаточной воды 0,133. [c.156]

В НИИнефтеотдача выполнены фильтрационные исследования на насыпных моделях карбонатной пористой среды по изучению процессов осадкообразования при закачке сульфата алюминия. В качестве моделей пористой среды в лабораторных опытах использовались дезинтегрированные керны пород Знаменского месторождения (НГДУ Аксаковнефть ), состоящие в основном из карбонатов. Длины моделей составляли 0,5 и 1 м, а диаметры — 0,02 м, коэффициент проницаемости 5—20 мкм . Модели пористой среды насыщались водой. [c.305]

Как видно из приведенных данных, коэффициенты проницаемости моделей пористой среды были очень высокие. После подготовки модели к эксперименту закачивали 0,5%-ный раствор сульфата алюминия в количестве 4 поровых объема и воды 8,5 порового объема модели пласта. В процессе опыта измеряли перепады давления между концами кернодержателя. Установлено, что уже при такой малой концентрации сульфата аммония в 2—3 раза уменьшается коэффициент проницаемости модели пласта при фильтрации 4 или 10 поровых объемов раствора. После перехода к закачке воды, т. е. при последовательной фильтрации воды за раствором сульфата алюминия, полностью восстанавливается исходный коэффициент проницаемости. [c.305]

Опыты проводились и при более высоких концентрациях раствора сульфата алюминия. Так, при закачке 6 поровых объемов 2%-ного раствора сульфата алюминия коэффициент проницаемости модели пласта уменьшается в десятки раз. При переходе на закачку воды после сульфата алюминия коэффициент проницаемости пористой среды увеличивается. Однако при этом исходная проницаемость не восстанавливается. [c.305]

Сначала в модель пласта закачивали пластовую воду указанного месторождения до стабилизации перепада давления, затем 0,5 поровых объема 5% -ного раствора лигносульфоната, после чего продолжали закачивать сильно минерализованную пластовую воду. Как видно из результатов экспериментов, происходит некоторое снижение коэффициента проницаемости пористой среды для воды. Однако уменьшение проницаемости пористой среды по сравнению с начальной незначительное и составляет 70—80%. Такое небольшое снижение проницаемости пористой среды, по-видимому, не обеспечит эффективное ограничение движения воды по высокопроницаемым и хорошо промытым пропласткам неоднородного пласта. [c.306]

Коэффициент проницаемости по газу, мкм Коэффициент проницаемости по керосину при наличии связанной воды, мкм [c.322]

Итак, результаты экспериментов показывают, что отработанная щелочь ОЩ-2 имеет достаточно высокие нефтевытесняющие свойства. Кроме того, при взаимодействии с высокоминерализованными пластовыми водами способна образовать осадки, снижающие коэффициент проницаемости пористой среды для воды. Это позволяет рекомендовать использование отработанной щелочи ОЩ-2 для опытно-промышленного применения при разработке нефтяных залежей, приуроченных к послойно неоднородным пластам на поздней стадии добычи нефти. [c.323]

В опыте 4 (см. табл. 8.7) была испытана водоизолирующая способность композиции 20% ЛГС -Ь 80% ОЩ-2. Сравнение результатов опытов 3 и 4 показывает, что увеличение содержания флокулянта-осадителя в композиции повышает пластичность геля, что проявляется в уменьшении степени снижения коэффициента проницаемости. Данные опыта 4 свидетельствуют о том, что образовавшийся гель устойчив к размыванию водой. Фильтрация 9,59 объемов пор минерализованной воды через модель пласта не привела к заметному изменению перепада давления и появлению ЛГС на выходе из модели. [c.324]

Затем в модель пласта одновременно двумя насосами высокого давления закачивали по 0,3 порового объема растворов композиции ОЩ-2 + ЖС в минерализованной воде, что сопровождалось ростом перепада давления от 0,008 до 0,084 МПа, т. е. в 10,5 раз. Существенное увеличение фильтрационных сопротивлений объясняется уменьшением коэффициента проницаемости пористой среды. Это предположение подтвердилось результатами измерений основных характеристик при фильтрации закачиваемой воды. При этом значение коэффициента проницаемости составило всего 7,8% от исходного для этой же воды до закачки композиции. После прекращения процесса фильтрации на 1 сут проницаемость модели пласта уменьшилась в 100—175 раз. Возобновление фильтрации после покоя в течение 15 сут показало, что старение не приводит к разрушению образовавшегося в пористой среде геля. [c.328]

Тип коллектора Коэффициент проницаемости породы, мкм Содержание в воде, г/м [c.342]

На рис. 4 и 5 приведены графики изменения дефекта проницаемости от коэффициента проницаемости образцов. Под дефектом проницаемости понимается разность между проницаемостью до глинизации и проницаемостью после глинизации и срывом глинистой корки. Из графиков видно, что с ростом коэффициента проницаемости наблюдается тенденция к увеличению дефекта проницаемости. Было установлено, что дефект проницаемости, определенный по воздуху, был больше дефекта проницаемости, определенного по воде. Это явление также объясняется подвижностью глинистых частиц при фильтрации через образцы пород воды. [c.32]

Значение коэффициентов проницаемости естественных образцов песчаников, определенных по пресной воде, на несколько порядков меньше значений коэффициентов проницаемости, определенных по воздуху. [c.35]

Правая и левая стенки горизонтальной прямоугольной области размером Я X которая заполнена насыщенной водой пористой средой, поддерживаются при температурах 25 и 15 °С соответственно. Коэффициент проницаемости К равен 2 X дарси. [c.404]

Для ПЭВД характерно низкое значение коэффициента проницаемости для воды и ее паров по сравнению с другими-полимерами, например полиме-тилметакрилатом, полистиролом, поливинилхлоридом. Более низкий коэффициент про-, ницаемости, чем ПЭВД, имеет поливинилиденхлорид. [c.166]

Ниже указан коэффициент проницаемости некоторых полимерных пленок для паров воды,г - мм/ (сут мм рт. ст.) [58, с. 384] [c.167]

Следовательно, между логарифмом коэффициента проницаемости и обратной температурой имеет место линейная зависимость. На рис. 7.43 представлены экспериментальные результаты по температурной зависимости коэффициента проницаемости ПЭВД для ряда растворителей. Угол наклона прямых позволяет определить значение энергии активации Е. Из рис. 7.43 видно, что наименьшее значение коэффициента проницаемости среди исследованных растворителей имеет вода [58, с. 385]. [c.167]

Как видно из таблицы, значение потока получено при 15 бар, 16 С и концентрации Na l 1500 млн , так что коэффициент проницаемости воды Л должен соответствовать именно этим условиям. Объемный поток задается уравнением VIII-6 [c.463]

Эластомеры сорбируют воду, как правило, в меньшей степени, чем обычные полимеры. При определении двумя разными методами значения коэффициентов водопроницаемости хлоропренового каучука оказались равными 0,37-10 и 0,38-10 , а для резин на основе смеси натурального и бутадиенового каучуков — 0,52 10 и 0,14-10 кг/(с м-Па), им соответствовали коэффициенты диффузии 5,510 и 2,510 , 210 ° и 11,6-10 м /с. Для резины СКМС проницаемость воды при 50 °С составила 2,5-10 кг/(с м-Па). [c.118]

При разработке залежей аномальных нефтей, приуроченных к послойно-неоднородным пластам, при прочих равных условиях охват пластов воздействием еще более осложняется. Основные фильтрационные характеристики нефтей, такие как градиент динамического давления сдвига и градиент давления предельного разрушения структуры, зависят от состава нефти и коэффициента проницаемости породы [25, 26, 27, 28]. Установлено, что чем меньше проницаемость породы, тем сильнее проявляются аномалии вязкости нефти. Для более полного вытеснения аномальной нефти из малопроницаемой пористой среды необходимо создавать достаточно большие градиенты давления, достигаемые лишь в призабойной зоне пласта. По данным публикаций [3, 24] на Ново-Хазинском и Арланском месторождениях, нефти которых являются аномально вязкими, при текущей нефтеотдаче 10—17% содержание воды в добываемой продукции уже составило 68—72%, что свидетельствует о низком значении коэффициента охвата пластов воздействием. Такая особенность заводнения характерна для большинства месторождений с неоднородными пластами. [c.42]

Уменьшение коэффициента проницаемости пористой среды по воде после закачки пены установлено на моделях пласта в опытах И. А. Швецова, А. Н. Горбатовой и Ю. В. Солякова. [c.49]

Сущность методов увеличения коэффициента охвата пласта воздействием путем периодической закачки инертного газа или активной нефти в процессе заводнения сводится к уменьшению фазовой проницаемости для воды в отдельных пропластках, хорошо промытых водой. Количество инертного газа или активной нефти, проникшее в отдельные пропластки неоднородного пласта, пропорционально их проницаемости. Чем выше проницаемость пропластка, тем большее количество реагента в него проникает и тем сильнее снижается проницаемость при дальнейшей закачке воды. Коэффициент проницаемости малопроницаемых пропластков снижается на меньшее значение. Б результате такой селективной подачи реагента в разнопроницаемые слои происходит некоторое выравнивание приемистости. [c.50]

Оптимальная концентрация полимерного раствора для терригенных пород, обеспечивающая создание ПДС, по результатам предварительных исследований А. Ш. Газизова составляет 0,05—0,08% по массе. В результате образования ПДС в высокопроницаемом обводненном пропласте происходит существенное уменьшение подвижности жидкости. Закачиваемая вода вынуждена двигаться по менее проницаемым прослоям, более эффективно вытесняя остаточную нефть. Эксперименты показывают, что подвижность воды после обработки полимердисперсной системой снижается в 2—4 раза по сравнению с закачкой только раствора полимера или глинистой суспензии, остаточный фактор сопротивления увеличивается с повышением коэффициента проницаемости породы. Это является одним из важных факторов, способствующих получению высокого эффекта. [c.57]

Установка предназначена для насыщения искусственных или естественных кернов жидкостями и определения их неф-тепроницаемости. На установке представляется возможным определение коэффициента проницаемости пористой среды при различных градиентах давления или скоростях фильтрации. Установка состоит из следующих основных узлов и элементов баллон с азотом высокого давления 11, редуктор 12, служащий для выбора давления, при котором происходит процесс насыщения, колонка для воды 10, колонка для нефти 8, манометр 9, кернодержатель с образцом пористой среды 6, штатив 7 для укрепления кернодержателя 6, сосуд Ти- [c.136]

Предварительные исследования по вытеснению нефти водой и растворами НПАВ были проведены методом центрифугирования на единичных цилиндрических образцах карбонатных пород (длина 4—5 см, диаметр 2,8 см, коэффициент проницаемости для нефти 0,025—0,081 мкм ), отобранных из СКВ. 2935 каширо-подольских горизонтов Вятской площади Арланского месторождения. Коэффициент пористости образцов пород составлял 26—33%. Связанную воду в образцах создавали методом центрифугирования. В зависимости от пористости содержание ее составляло 6—15% объема пор. В опытах применяли модель пластовой воды плотностью 1150 кг/м при температуре 20 °С. При подготовке модели пластовой нефти использовали дегазированную нефть, которую разбавляли керосином до вязкости 12,95 мПа с и плотности 863 кг/м при температуре 20 °С. [c.149]

Коэффициент вытеснения нефти водой определялся в лабораториях Башнипинефти для коротких образцов пород каширо-подольских горизонтов. Минимальное значение коэффициента проницаемости составило 0,0194 мкм , а максимальное— 0,100 мкм . Коэффициент вытеснения нефти водой из исследованных образцов пород изменялся от 0,548 до 0,698. Для расчетов проектной нефтеотдачи среднее значение коэффициента вытеснения было принято равным 0,636. [c.175]

Предварительно было установлено, что 5%-ный раствор Балахнинского и Солкинского лигносульфоната в пресной воде плотностью 1160 кг/м выпадает в осадок в виде вязкой объемистой массы, что характерно для ряда месторождений республики Башкортостан и других районов. Фильтрационные исследования проводились на насыпной модели пласта, представляющей собой трубку из нержавеющей стали, заполненную размолотой и фракционированной породой Городецкого месторождения республики Башкортостан. Исходный коэффициент проницаемости модели пористой среды по воде составлял 1—2 мкм . [c.306]

В опытах с водонасыщенными моделями пласта первоначально через модель фильтровали закачиваемые воды для определения коэффициента проницаемости по воде, после чего в пористую среду закачивали осадкообразующие композиции и на конечной стадии эксперимента — снова пластовую воду. В лабораторных исследованиях использовались образцы терригенных пород Арланского и Уршакского месторождений Башнефть и Красноярского месторождения ОАО Оренбургнефть . Опыты проводили при температурах, равных пластовым залежам нефти, применительно к которым готовились технологии. Эксперименты по фильтрации и нефтевытесне-нию проводили путем приближенного моделирования условий разработки указанных месторождений. [c.321]

Длительный опыт эксплуатации систем ППД в различных геолого-физических и технологических условиях показал, что требования к качеству закачиваемых в нефтяные залежи вод определяются характеристикой продуктивных пластов нефтяных месторождений [156, 160, 153, 151 и др.]. Многочисленными исследованиями установлено, что допустимое содержание примесей в закачиваемой воде, при котором практически не происходит существенное снижение приемистости водонагнетательных скважин, зависит от химического состава и коэффициента проницаемости пород, репрессии на пласт, порометри-ческой характеристики и трещиноватости пород, а также от гранулометрического состава механических примесей в закачиваемой воде. При этом отдельные факторы, определяющие допустимые нормы содержания примесей в процессе закачки воды, могут изменяться. При закачке вод с повышенным содержанием примесей существенное влияние оказывают форма частиц, диспергирование частиц примесей в процессе фильтрации и прохождение их по поровым каналам пласта, физикохимические свойства закачиваемых пластов вод, а также свойства пород пласта. Сложность физико-химических и гидродинамических условий, влияющих на приемистость водонагнетательных скважин при закачке вод, не позволяет установить нормы качества вод теоретическим путем. [c.341]

В ходе опытов предусматривалось прослеживание за изменением коэффициента проницаемости образца при последовательной фильтрации различных жидкостей (газ, нефть, пластовая вода, пресная вода и растворы ПАВ различной концентрации). Поэтому было особенно важным исключить влияние посторонних факторов на величину коэффициента проницаемости при фильтрации по образцу различных жидкостей в течение довольно длительного времени (3—6 дней). К этим факторам относятся механические примеси в жидкостях и продукты коррозии, получающиеся в результате контакта рабочих жидкостей с металлическими деталями установил. Если в первом случае задача решается сравнительно легко специальной подготовкой жидкости и подбором соответствующего номера фильтра Шотта перед входом в образец (в нашем случае фильтр № 4), то во втором случае требуется специальная установка. При изготовлении установки была произведена замена металлического материала отдельных деталей на неметаллический, предусмотрена возможность осуществления, промывки входной и выходной камер кернодержателя перед сменой фильтрующихся жидкостей и возможность просто и быстро менять направление фильтрации жидкости в образце (см. рисунок). Сосуд с фильтрующейся жидкостью 1, пьезометр 2 и керновый зажим 4 с образцом 5 помещали в термостатируемый шкаф, температура в котором автоматически поддёрживалась равной 35° С при помощи контактного термометра типа ТК-6. В качестве [c.94]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология