Коэффициент фильтрационной проницаемости

Коэффициент фильтрации кф или коэффициент проницаемости к определяют экспериментально в специальном приборе - пермеаметре, содержащем образец исследуемого грунта (рис. 1.4). Общий расход Q фильтрационного потока при этом поддерживается постоянным. Напоры и Н2 измеряются двумя пьезометрами, соединенными с пористой средой в сечениях 1 и 2. Превышения центров сечений над плоскостью сравнения равны и 2, а давленияи р , расстояние между этими сечениями по оси цилиндра составляет L. [c.16]

Коэффициент фильтрационной проницаемости Кп определяют из уравнения [c.194]

Транспорт компонента разделяемой газовой смеси через пористую основу мембраны осуществляется одновременно несколькими механизмами переноса, в зависимости от структуры матрицы, свойств веществ и термодинамических параметров процесса. В общем случае движение компонентов смеси может вызываться конвективно-фильтрационным переносом, различного вида скольжениями вдоль поверхности пор, объемной диффузией, баро- и термодиффузией, кнудсеновской диффузией (эффузией), поверхностной диффузией, пленочным течением вследствии градиента расклинивающего давления, капиллярным переносом конденсированной фазы в анизотропных структурах. Вещество в порах скелета мембраны, как показано ранее, может находиться в виде объемной газовой фазы, капиллярной жидкости и адсорбированной пленки. Для каждого из этих состояний возможно несколько механизмов переноса, взаимосвязанных между собой. Не все виды переноса равнозначны по своему вкладу в результирующий поток веществу, поэтому при вычислении коэффициента проницаемости необходимо определить условия, при которых те или иные формы движения вещества являются доминирующими [З, 9, 10, 14—16]. [c.54]

Эта зависимость позволяет определять по данным исследований скважин, используя коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В, многие важные параметры пористой среды коэффициенты абсолютной проницаемости к и открытой пористости / (), объем связанной воды 5в, начальную газонасыщенность а , коэффициенты извилистости и формы X, удельную поверхность Р, поскольку объем связанной воды, структурный коэффициент в формуле удельной поверхности, удельная поверхность пористой среды также зависят от отношения к/т. [c.309]

Коэффициент проницаемости пласта поперек напластования ( ) можно рассчитать для совершенных по характеру, но несовершенных по степени вскрытия пласта скважин (при 1г < 0,3) по коэффициенту фильтрационного сопротивления Л, если извес-ген коэффициент проницаемости пласта вдоль напластования, подбором из уравнения 130] [c.324]

Массоперенос при сбросе давления осуществляется молярным путем, т. е. испарение растворителя происходит внутри перегретого раствора и движение паров растворителя осуществляется под действием градиента давления. Таким образом, движущей силой процесса является разность между давлением паров растворителя и давлением в окружающем пространстве. Фильтрационная проницаемость зависит от прочностных свойств каучука. При повышении температуры одновременно возрастают движущая сила и проницаемость каучука, поэтому коэффициент полезного действия процесса с ростом температуры увеличивается. При увеличении начальной концентрации растворителя происходит снижение прочности образца, поэтому наибольшая эффективность сброса давления имеет место при высоких концентрациях растворителя. [c.308]

Исследованиями ряда авторов установлено [25, 27, 132, 133], что нефти многих месторождений обладают аномалиями вязкости, и это оказывает суш ественное влияние на процессы фильтрации и нефтеотдачу. Коэффициент конечной нефтеотдачи по месторождениям неньютоновских нефтей более чем в два раза меньше соответствующего коэффициента для нефтей, не проявляющих аномалии вязкости. На процессы вытеснения таких нефтей из пористой среды существенное влияние оказывает градиент давления вытеснения. Кроме того, показано, что с уменьшением коэффициента проницаемости породы фильтрационные характеристики аномальных нефтей ухудшаются. [c.147]

Выполненные расчеты относительных фазовых проницаемостей для нескольких последовательно смоделированных операций глушения и освоения на модели пласта показали, что при каждом последующем глушении происходит снижение проницаемости пласта и коэффициента продуктивности. Анализ промысловых данных по Волго-Уральскому и Западно-Сибирскому регионам показывает, что после 4 — 7 операций по глушению скважин ухудшение фильтрационных параметров ПЗП и технологических показателей работы скважин стабилизируется, однако они работают до 40 % ниже своих возможностей [3.31]. [c.212]

Как видно из (8.9), функция /(s) полностью определяется относительными фазовыми проницаемостями (см. гл. 1). Типичные графики /(j) и ее производной/ (i) приведены на рис. 8.2. С ростом водонасыщенности f(s) монотонно возрастает от О до 1. Характерная особенность графика/(s)-наличие точки перегиба П с насыщенностью участков вогнутости и выпуклости, где вторая производная/"(j) соответственно больше й меныйе нуля. Эта особенность в большой степени определяет специфику фильтрационных задач вытеснения 6 fiaM-ках модели Бакли-Леверетта (по сравнению, например, с задачами распространения ударных волн в, газовой динамике). Графики функций f (s) и f s) для различных отношений коэффициентов вязкости фаз [c.231]

При исследовании фильтрационных свойств глинистых покровных отложений необходимо учитывать, что грунты всех литологических разностей в естественном залегании имеют большую водопроницаемость, чем в монолитах, исследуемых в лаборатории. Величины коэффициентов фильтрации суглинков и глин, определенные лабораторными методами, на 1-2 порядка ниже тех значений, которые получены в результате полевых исследований. Это обстоятельство связано с недоучетом литологической (фильтрационной) неоднородности, свойственной породам в естественном залегании. Поэтому пользоваться лабораторными данными при решении практических задач следует с большой осторожностью. Несмотря на известное несовершенство полевых опытов, они дают более правильное представление о проницаемости глинистых пород, чем лабораторные. [c.70]

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]

Последняя формула совместно с (3.18) позволяют выяснить, как влияет изменение проницаемости призабойной зоны на дебит скважины. Таким обазом, установлено, что при рассмотрении фильтрационных потоков в неоднородных пластах по закону Дарси могут применяться основные расчетные формулы, полученные для однородных пластов. При этом для расчета усредненных характеристик неоднородного пласта следует воспользоваться средними значениями коэффициентов фильтрационного сопротивления, определяемыми в зависимости от геометрии [c.97]

Исследованы [370] фильтрационные свойства диатомита, древесной муки, силикагеля, летучей золы, сульфоугля (размер частиц 0,2—0,75 мм) с использованием суспензий гидроокисей алюминия и железа, которые разделялись на лабораторном фильтре типа воронки. Начальная толщина слоя вспомогательного вещества на фильтре составляла 60 мм при проведении серии опытов внешняя часть этого слоя толщиной 10 мм по окончании каждого опыта срезалась ножом. Получены данные о коэффициенте проницаемо- [c.356]

Параметры, по которым залежи различаются существенно, можно объединить в две группы - параметры, характеризующие емкостно-фильтрационные свойства пласта (нефтенасыщенная толщина, проницаемость, вязкость пластовой нефти), и параметры, характеризующие тип разреза (коэффициенты песчанистости и расчлененности). [c.66]

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]

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]

Такая связь осуществляется на базе выполненных фильтрационных экспериментов по определению коэффициента вытеснения р в зависимости от пористости и проницаемости коллектора, скорости фильтрации. С помощью этих зависимостей возможно оценить, каких значений КИН может достигнуть при существующих схеме заводнения и свойствах пород-коллекторов, а также в случае изменения указанных характеристик. [c.56]

Предельные значения коэффициента вытеснения определяются в первую очередь свойствами пород, слагающих коллектор, пластовых флюидов и скоростью фильтрации. Увеличить коэффициент вытеснения выше значения, достигаемого при высокой проницаемости пород и оптимальной скорости фильтрации, не представляется возможным. Кроме того, результаты лабораторных фильтрационных исследований показывают, что на девонских песчаниках Ромашкинского месторождения достигаются очень высокие [c.56]

Как известно, коэффициент вытеснения Р, в свою очередь, является функцией проницаемости коллектора к, а также скорости фильтрации V. Зависимость р = f(k,v) может быть получена на основе фильтрационных исследований с использованием натурного керна. [c.57]

Полимеры обычно используют в виде слабоконцентрированных водных растворов, которые подают в систему поддержания пластового давления. При этом повышается коэффициент нефтеотдачи. Полимерные реагенты в процессах вытеснения нефти способствуют увеличению коэффициента охвата tioib пласта снижением соотношения подвижностей воды и нефти (АаЦв)/(м.а н). Этот параметр может быть улучшен уменьшением фазойой проницаемости по воде fea и вязкости нефти цн, увеличением фазовой проницаемости по нефти йн и вязкости воды Ца. Растворение полимера в закачиваемой воде увеличивает ее вязкость. Так как за исключением тепловых методов возможностей для изменения фильтрационных характеристик пластовой системы практически нет, то загущение закачиваемой воды — единственное средство увеличения коэффициента охвата пласта при заводнении. [c.103]

На следующем этапе проводились фильтрационные исследования на нефтенасыщенной модели пласта. В модели пористой среды, составленной из образцов девонского песчаника с проницаемостью по керосину, равной 0,464 мкм , был проведен полный комплекс исследований по определению коэффициента вытеснения нефти водой. Далее была закачана оторочка композиции хлористого алюминия с щелочным полиглицерином, разбитая на порции растворов полиглицерина с щелочью и хлористого алюминия таким образом, что общий объем системы составил 0,3 У ор- При линейной скорости фильтрации, составляющей V = 226 м/год, довы-теснение остаточной нефти составило 1,55 %. Фактор сопротивления в данном опыте оказался равным 1. [c.81]

Полимеры используются для формирования водных, обычно слабоконцентрированных растворов, которые закачиваются в нагнетательные скважины. При этом улучшение метода заводнения и системы разработки в целом выражается, главным образом, в повышении коэффициента нефтеотдачи. Полимерные реагенты в процессе вытеснения нефти в первую очередь способствуют увеличению коэффициента охвата т)охэ пласта в результате снижения соотношения подвижностей воды и нефти АаМ н/(М а н). Из выражения для соотношения подвижностей вытесняющего агента и вытесняемой нефти видно, что в принципе этот параметр может быть снижен уменьшением фазовой проницаемости для воды а и вязкости нефти Цн. либо увеличением фазовой проницаемости для нефти и вязкости воды Иа. Использование полимера направлено на увеличение вязкости воды. Если учесть, что, за исключением тепловых методов, возможностей для изменения фильтрационных характеристик [c.99]

В. С. Баранов использовал методику Б. Рута для выявления закономерностей фильтрации буровых растворов, обработанных лигносульфонатами, обнаруживающих своеобразный максимум в области перепадов давлений 1—20 кгс/см . Это характеризует значительную сжимаемость корок и сни 5(ение их проницаемости. При обработке другими реагентами подобная аномалия не отмечается, коэффициенты удельного сопротивления корок и их сжимаемости обладают большим постоянством. Своеобразие фильтрационных процессов в буровых растворах тесно связано со специфичностью корок и физико-хими-ческим состоянием исходного раствора. [c.277]

Исследованы [262] фильтрационные свойства диатомита, древесной муки, силикагеля, летучей золы, сульфоугля (размер частиц 0,2—0,075 мм) с использованием суспензий гидроокисей алюминия и железа, которые разделялись на лабораторном фильтре типа воронки. Начальная толщина слоя вспомогательного вещества на фильтре составляла 60 мм при проведении серии опытов внешняя часть этого слоя толщиной 10 мм по окончании каждого опыта срезалась ножом. Получены данные о коэффициенте проницаемости слоя вспомогательного вещества и скорости фильтрования в зависимости от толщины слоя и концентрации суспензии, а также сведения о коэффициенте разделения, под которым понимается отношение концентраций твердых частиц в суспензии до и после фильтрования. Отмечено проникание твердых частиц в слой вспомогательного вещества на глубину нескольких миллиметров, что, возможно, объясняется несоответствием свойств ис- [c.296]

При интенсивном нагреве влажного тела внутри его пористой структуры происходит процесс парообразования. Возникающее при этом избыточное давление не успевает мгновенно релаксиро-ваться через пористую структуру материала, и появляющийся градиент давления внутри капиллярно-пористого материала вызывает перемещение влаги. Поэтому в общее уравнение для потока влаги вводится слагаемое, соответствующее переносу влаги под действием возникающего во влажном материале избыточного давления /ф = —Кф /Р, где /Сф — коэффициент фильтрационной проницаемости пористого материала. Общее уравнение имеет вид [c.109]

Интенсивный нагрев влажного тела вызывает процесс парообразования внутри его пористой структуры. Возникающее при этом избыточное давление паров не успевает релаксироваться через пористую структуру материала, и появляющийся градиент внутреннего давления УЯ вызывает в капиллярно-пористом материале дополнительное перемещение влаги. Поэтому в уравнение потока влаги (5.15) вводится слагаемое фильтрационного переноса влаги /ф = —Кф Р, где Кф — коэффициент фильтрационной проницаемости пористого материала. Уравнение внутреннего переноса влаги в таком случае принимает вид [c.272]

Схема истощенного газового месторождения пластового типа приведена на рис. 203. Известны размеры и форма газонасыщенного пласта, объем порового пространства залежи, коэффициенты иористости и проницаемости, пластовые давление и температура, состав газа, размещение нагнетательных скважин на площади газоносности, коэффициенты фильтрационных сопротивлений, изменение расхода закачиваемого в хранилище газа во времени. [c.481]

Повсеместное внедрение гидродинамических исследований газовых скважин при стационарных и нестационарных режимах фильтрации с применением глубинных приборов, измеряющих поствольные и забойные характеристики потока, позволяет с минимальными затратами средств и времени определять основные исходные параметры пластов и скважин, необходимые для проектирования разработки. К этим данным относятся пластовые давления, рабочие дебиты, коэффициенты фильтрационного сопротивления, неоднородность пород по мощности и площади, проницаемость призабойной зоны и участков, удаленных от скважины, наличие экранов и зон ухудшенной проводимости, эффективные мощности, пористость и пр. При этом основным препятствием к широкому применению гидродинамических методов исследования газовых и газоконденсатных скважин является отсутствие соответствующей аппаратуры и прибо- [c.107]

Фильтрационные параметры буровых растворов, замеренные в пластовых условиях и отобранные при вскрытии продуктивных пластов, составляют до 26 см за 30 мин. По результатам прокачки через образцы керна фильтратов буровых растворов, отобранных со скважин Уренгойского ГКМ, получено, что коэффициент восстановления достигает 0,23-0,75. По данным экспериментальных исследований (с приготовленным в лабораторных условиях буровым раствором), коэффициент восстановления проницаемости составил 0,5 (табл. 2). Исследовано влияние концентрации полиакрилата натрия (Kem-Pas) и комплексного реагента-стабилизатора (карболигносульфонат пековый - КЛСП) на проницаемость образца керна. Определен количественный состав данных реагентов в буровом растворе при условии сохранения проектных параметров промывной жидкости. [c.79]

При выделении различных групп коллекторов И.П. Чоловский предложил комплексный параметр — идропроводность, характеризующий фильтрационные свойства и продуктивность пласта и представляет собой Iотношение произведения абсолютной проницаемости и эффективной тол- щины пласта к вязкости пластовой жидкости. Ввиду недостаточного количества гидродинамических исследований и невозможности определения гидропроводности каждого из перфорированных пластов в насосных скважинах, им было предложено определение этого параметра следующим I образом. Коэффициент проницаемости определяют по одному из геофизических методов. Толщину пласта определяют по комплексу промыслово-геофизических исследований, обеспечивающих высокую степень точности. Вязкость пластовой нефти берется средняя для каждого пласта, определенная в лабораторных условиях на основании исследования глу- бинных проб нефти. [c.82]

Учет эффективной толщины при построении зависимостей возможен и через удельный коэффициент продуктивности (равный коэффициенту продуктивности, деленному на эффективную перфорированную толщину). Зависимость удельного коэффициента продуктивности от проницаемости и геофизических параметров получена многочисленными исследователями по различным районам. Изучение этих зависимостей в основном велось при обосиова1ши нижних пределов проницаемости и геофизического параметра. Практика показала, что они применимы при определении потенциальной величины коэффициента продуктивности, так как они включают в себя основные параметры, определяющие фильтрационную особенность продуктивных пластов. [c.89]

Литологические особенности оказывают на фильтрационно-емкостные свойства пород влияние разного знака. Так, O.A. Черниковым по данным исследования керна месторождения Узень было показано, что с увеличением содержания в породе устойчивьгх компонентов и кварца, при росте среднего диаметра зерен и параметра упаковки пористость и проницаемость увеличиваются. В то же время рост содержания цемента в породе, увеличение коэффициента сортировки зерен ведут к понижению добывных возможностей пород-коллекторов. [c.95]

В работе [10] по гидродинамическим исследованиям было установлено, что при отложении гипса в ПЗП коэффициент продуктивности некоторых сквжин НГДУ Чекмагушнефть уменьшается в 7-10 раз. Для повышения продуктивности скважин в этом случае оказался эффективным метод ТГХВ наряду с химической очисткой скважин от гипса. Это позволило восстановить или значительно повысить фильтрационные параметры ПЗП (гидропроводность и проницаемость). Так, по данным работы [6] в НГДУ Чекмагушнефть в 22 % обработок произошло увеличение и в 64 % — восстановление продуктивности скважин на 95—100 %. [c.125]

Из анализа промысловых данных, приведенных авторами [1, 34, 46, 56, 59 и др.], большое влияние на приемистость нагнетательных скважин оказывает содержание в составе пласта-коллектора глинистых пропласт-ков различной толщины и протяженности, наличие глинистого цемента. Содержание глины в породах продуктивного пласта колеблется в пределах от нескольких процентов до 25% [34]. При закачке в нефтяной пласт воды, отличающейся по химическому составу от высокоминерализованных пластовых вод, происходит ее взаимодействие с глинистыми составляющими пласта, что вызьшает набухание и разрущение последних. Это приводит к закупорке фильтрационных каналов, к снижению проницаемости ПЗП и уменьшению коэффициента охвата пласта заводнением по толщине. Такое же явление наблюдается и при закачке пресных (подрусло-вых и речных) вод. Наибольшей гидратирующей способностью обладают монтмориллонитовые глины, которые при полном диспергировании могут впитать в себя обьем воды, во много раз превышающий ее собственный объем, наименьшей — каолинитовые и гидрослюдистые глины [1, 21]. Исследования, проведенные авторами [1, 21, 37, 40 и др.], показали, что набухание глин наблюдается в разных водах, однако большее увеличение объема глины отмечено в пресных и щелочных водах, меньшее — в высокоминерализованных пластовых водах. [c.102]

При закачке в пласт сточных вод нефтяных промыслов, содержащих различное количество нефти и нефтепродуктов, происходит загрязнение как перфорационных отверстий, так и пористой среды призабойной зоны скважин, т.е. увеличивается нефтенасыщенность ПЗП нагнетательной скважины, которую необходимо снижать для улучшения фазовых проницаемостей для воды. Это приводит не только к ухудшению фильтрационных свойств пласта, но и к потерям нефтепродуктов. Так, на месторождениях ПО Башнефть (НГДУ Арланнефть , Южарланнефть ) содержание нефтепродуктов в сточных водах не должно превышать 30-40 мг/л. Однако, как правило, эти нормы не вьщерживаются, а в некоторых периоды содержание нефтепродуктов достигает 500-1000 мг/л. По данным БашНИПИнефть, при закачке сточной воды с содержанием нефтепродуктов 300 мг/л только в НГДУ Южарланнефть в пласт возвращается до 200 т нефти в год. При закачке сточных вод с повышенным содержанием нефтяных остатков резко снижается приемистость и охват пласта заводнением по толщине. На Арланском нефтяном месторождении скв. № 6034, переведенная в нагнетательную, из добьшающего фонда скважин за 3 года, в течение которых проводилась закачка сточной воды, снизила приемистость с 531 до 43 м /сут. Одновременно снизился и коэффициент охвата пласта заводнением по толщине до 0,18. Исследования, проведенные на скважине, показали, что основной причиной такого резкого сннження приемистости явилось загрязнение призабойной зоны нефтепродуктами, солержашимИ., ч в закачиваемой воде. Причем отложение нефтепродуктов отмечено и в ство ле скважины, что явилось препятствием для спуска глубинных приборов в скважину. [c.103]

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]

Учитывая, что большинство композиций химреагентов, применяемых для повышения нефтеотдачи, обладают неньютоновским характером течения, нами введена зависимость фактора и остаточного фактора сопротивления от скорости фильтрации. Кроме того, экспериментами установлено, что фильтрационные характеристики некоторых композиций зависят от проницаемости пористой среды. Например, для растворов полимеров, сшитых полимерных систем, фактор и остаточный фактор сопротивления с увеличением проницаемости снижаются по экспоненциальному закону К(к)=ехр(-с1-к,-кср) Где ( -коэффициент, определяемый экспериментальным методом. Опытами и промысловой практикой также установлено, что многие композиции со временем теряют свои изолирующие и нефтеотмывающие свойства в результате старения химических реагентов в пласте. Например, полимеры подвергаются деструкции, что приводит к снижению остаточного фактора сопротивления. В результате может существенно снизиться эффективность метода. [c.195]

Величина т1охв зависит от отнощения подвижностей вытесняющей среды и нефти, а при неизменности фазовых проницаемостей — от отношения вязкости нефти к вязкости вытесняющей среды. Применительно к условиям месторождений Припятской и Днепровско-Донецкой впадин (Речицкое, Осташковичское, Вишанское, Леляковское и т. п.) зависимость для прироста коэффициента охвата при смене фильтрационных потоков на 90° записывается в виде [c.97]

Закачивание 0,3 п. о. ОК и затем воды позволило увеличить коэффициент нефтевытеснеиия на 7,7% (табл.47, опыт №19). При этом наблюдался рост проницаемости более чем в 2 раза. Последующая закачка 4,0 п. о. отработанной щелочи привела к дополнительному приросту коэффициента нефтевытеснеиия на 4,0% и не сопровождалась значительным изменением фильтрационного сопротивления. [c.129]

А.Х. Мирзаджанзаде, Н.Г Бернардинер и В.М. Ентов) или физико-химическом взаимодействии ее с породой (А.Х Мирзаджанзаде, О.Ф. Кондрашев), либо наложением перечисленных явлений. Количественной характеристикой последних является фактор сопротивления, остаточный фактор сопротивления, коэффициент изоляции и ряд других показателей, определяющих снижение проницаемости кернов при фильтрации вязкоупругих жидкостей. Но однозначно выявить природу вязкоупругих аномалий по данным фильтрационных измерений достаточно сложно, хотя известный факт увеличения последних при снижении исходной проницаемости пористой среды и скорости фильтрации косвенно свидетельствует о физико-химической природе фактора сопротивления. [c.8]

Разработаны технологии глубинного закрепления грунтов, рецептуры закрепляющих растворов в грунтах с различной фильтрационной способностью. Для хорошо проницаемых грунтов применяют цементноглинистые растворы. Эти растворы обладают лучшей проникающей способностью, чем песчаные в трещинах и порах грунта продвигаются как тиксотропные. Цементно-глинистые растворы целесообразно применять в песчано-гравийных грунтах с коэффициентом фильтращш от 100 до 500 м/сут. [c.88]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология