Пористость коэффициент пористости

С помощью газовой хроматографии возможно определение коэффициентов распределения газ — жидкость или газ — твердое тело при малых концентрациях и конечных концентрациях, термодинамических функций сорбата (свободная энергия, энтальпия и энтропия) и, кроме того, следующих физико-химических характеристик констант устойчивости комплексов, коэффициентов активности, растворимости в системах газ — жидкость и жидкость — жидкость, характеристик специфического взаимодействия (водородной связи, комплексов с переносом заряда), структуры летучих и нелетучих соединений, давления пара веществ и их температуры кипения, вириальных коэффициентов, коэффициентов сжимаемости газов, поверхности твердых тел, пористости, размера частиц, кислотности, коэффициентов диффузии в газовой и жидкой фазах, констант скорости гомогенных и гетерогенных реакций, констант равновесия, молекулярных масс веществ, температур фазовых переходов, диэлектрической проницаемости и дипольного момента [c.186]

В уравнения, описывающие химическое превращение реагентов в грануле, входят два параметра — эффективный коэффициент диффузии и внутренняя удельная поверхность катализатора, значения которых определяются строением пористой структуры. Пористая структура катализаторов представляет собой твердый каркас, пронизанный системой сообщающихся друг с другом полостей нерегулярной формы и разнообразного размера. Эти полости называются порами. Объем пор, содержащихся в единичном объеме пористой массы катализатора, определяет пористость е, а поверхность пор образует внутреннюю удельную поверхность катализатора 5. Сложный нерегулярный характер пористой структуры делает нереальным точное описание ее свойств и процессов, происходящих внутри пористой массы катализатора. Поэтому реальная пористая структура заменяется моделью, представляющей твердый каркас или свободное пространство пористой массы в виде совокупности элементов правильной геометрической формы. Многочисленные геометрические модели пористой структуры катализаторов можно разбить на две группы капиллярные и глобулярные. Подробное описание различных моделей пористых материалов читатель может найти у авторов [82]. Ограничимся рассмотрением лишь тех моделей, которые используются для описания диффузии в пористых катализаторах. [c.161]

Долгое время считали, что нефть в земной коре может скапливаться в пустотах большого объема или в крупных трещинах в земной коре. Однако еще в шестидесятых годах XIX в. великий русский ученый Д.И. Менделеев выдвинул идею о скапливании нефти и газа в осадочных горных породах с большим количеством мелких сообщающихся между собой пустот (наподобие губки или поролона). Последующее изучение продуктивных пластов (нефтяных илй газовых) при бурении скважин полностью подтвердило эту идею. Пористость осадочных горных пород характеризуют различными параметрами (абсолютная пористость, коэффициент пористости). Абсолютная или теоретическая пористость характеризует суммарный объем пустот в горной породе (пор, каверн, трещин). Коэффициент пористости представляет собой отношение суммарного объема пустот в горной породе ко всему объему, занимаемому этой породой. Естественно, чем больше объем пор или коэффициент пористости для данной осадочной породы, тем больше жидкости или газа может разместиться в данном объеме породы. Суммарный объем пор в осадочной горной породе зависит от трех основных факторов формы зерен, составляющих горную породу характера взаимного расположения этих зерен наличия цементирующих прос- [c.31]

Важнейшая из них-коэффициент пористости (или просто пористость) т, определенный для некоторого элемента пористой среды как отношение объема занятого порами в этом элементе, к его общему объему V. [c.11]

Коэффициент пористости одинаков для геометрически подобных сред он не характеризует размеры пор и структуру порового пространства. Поэтому для описания пористой среды необходимо ввести также некоторый характерный размер порового пространства. Существуют различные способы определения этого размера. Естественно, например, за характерный размер принять некоторый средний размер порового канала с1 или отдельного зерна пористого скелета. [c.12]

Во все другие формулы табл. 1.1 (графы 5-9) в качестве характерного размера входят величины, пропорциональные (где /с-коэффициент проницаемости породы), методы определения которых хорошо известны. Формулы этой группы не имеют принципиальных преимуществ и одинаково удобны для практического использования. Для этих формул характерно то, что все они приводят к очень широким диапазонам изменения Re,p для различных пористых сред. И это представляется вполне естественным ввиду разнообразия свойств испытанных пористых сред. Кроме того, это свидетельствует о том, что ни в одну из предложенных формул для определения Re не входит полный набор параметров, позволяющий характеризовать сложную структуру пористых сред, использования для этой цели коэффициентов пористости и проницаемости явно недостаточно. [c.21]

Выведенные дифференциальные уравнения неразрывности и движения содержат, кроме скорости фильтрации и давления, плотность флюида р, коэффициент пористости т, коэффициент проницаемости к (для изотропной среды) и вязкость флюида т]. [c.48]

Чтобы выяснить, как зависит от давления коэффициент пористости, рассмотрим вопрос о напряжениях, действующих в пористой среде, заполненной жидкостью. [c.51]

Полученное дифференциальное уравнение неустановившейся фильтрации совершенного газа (6.6) называется уравнением Л. С. Лейбензона и представляет собой нелинейное уравнение параболического типа. Подчеркнем, что оно справедливо для совершенного газа при выполнении закона Дарси. Изменением коэффициента пористости пренебрегают потому, что он входит в уравнение (6.1) в виде произведений рт, в котором плотность газа меняется в гораздо большей степени, чем пористость. [c.182]

Рассмотрим характеристики чисто трещиноватой породы. Трещина представляет собой узкую щель, два измерения которой во много раз больше третьего. Коэффициент трещиноватости составляет обычно доли процента (в то время, как коэффициент пористости зернистой породы составляет 10-20%). Коэффициент трещиноватости так же, как и коэффициент проницаемости к , определяется густотой и раскрытием трещин. Густотой трещин Г называется число трещин п, отнесенное к длине нормали Ь, проведенной к поверхностям, образующим трещины. Для простоты представим себе модель трещиноватой среды с упорядоченной системой параллельных и равноотстоящих трещин с раскрытием 5 (рис. 12.2). Густота трещин Г = п/к, а коэффициент трещиноватости [c.353]

Наиболее ярко особенности фильтрации в трещиновато-пористой среде проявляются в неустановившихся процессах. Система трещин и система пор представляют собой две среды с разными масштабами (см. рис. 12.1,6). Средний размер пор составляет 1-100 мкм, протяженность трещин-от нескольких сантиметров до десятков метров. Так как коэффициент пористости блоков гп2 на один-два порядка выше, чем коэффициент трещиноватости то большая часть жидкости находится в порах. Чаще всего пористые блоки малопроницаемые (к2 к ) а жидкость, фильтруясь из них в трещины, движется в скважины в основном по трещинам, проводимость которых значительно выше, чем пористых блоков (см. рис. 12.1,6). [c.355]

Чтобы ответить на вопрос, как много может вместиться в подобных пустотах нефти, воды или газа, нужно уяснить себе, как велик объем, который эти пустоты занимают в породе, и от чего зависит величина этого объема. Что мы разумеем под объемом пустот, или величиной пористости — Всю сумму "пустот в породе, начиная от больших каверн, трещин и т. д. и кончая мельчайшими порами. Величина этого объема, выраженная в процентах по отношению ко всему объему породы, называется коэффициентом пористости. [c.146]

Величина объема пустот и коэффициент пористости зависят от ряда причин от формы зерен или частиц, слагающих породу, от их взаимного расположения и от наличия или отсутствия цементирующего вещества в породе. Пористость породы, сложенной из более или менее однородных зерен,, например округлых песчинок, будет значительно отличаться от пористости породы, сложенной из зерен разной формы и разной величины. Одни зерна — округлые, другие — угловатые, одни — крупные, другие — мел- [c.146]

Само собой понятно, что наличие цементирующего вещества, заполняющего пустоты и промежутки в породе, также сильно влияет на объем пор и коэффициент пористости [ ]. [c.147]

Согласно литературным данным, приводимым в книгах, посвященных вопросам нефтяной геологии, объем пор, или коэффициент пористости, выражается следующими данными Э. Блю-мера [c.154]

Если принять коэффициент пористости равным 25%, коэффициент насыщения 75% и коэффициент извлечения 70%, то получим 0,25-0,75 = 0,13125, или 13,125%, т. е. окончательно извлекается несколько больше половины того количества нефти, ко- [c.174]

Все геометрические модели пористого пространства можно классифицировать в зависимости от типа связи между порами. В соответствии с этой классификацией модели могут иметь размерность от нуля до трех [23]. Эти модели могут использоваться для описания явлений переноса в пористых средах и определения коэффициента переноса (эффективных коэффициентов диффузии и теплопроводности, проницаемости и других эффективных характеристик), а также капиллярного потенциала — движущей силы в уравнениях переноса, которая проявляется в условиях гетеро-фазного заполнения объема пор. Капиллярный перенос жидкости частично определяется формой поверхности и областью распространения жидкости в пористой среде кроме того, при наличии в системе капиллярного переноса движущая сила и коэффициент переноса являются функциями реальной геометрии пористого пространства [24]. [c.129]

Одномерные модели пористой среды отображают пористое пространство пористой среды пучком параллельных трубок. В зависимости от особенностей стенок пор выделяют несколько моделей 1) гладкий цилиндрический капилляр, характеризуемый эквивалентным радиусом г (радиусом капилляра) так, что пористость среды 8 = лг М, где N — число трубок в единице объема материала 2) гладкий сплюснутый капилляр, характеризуемый гидравлическим радиусом г,, = е/((1 — е), 5), где 8 — удельная поверхность (м ) 3) модель извилистых капилляров для описания одномерной диффузии в пористой среде, характеризующаяся извилистостью пор т — отношением длины пор к их проекции на направление переноса. Эффективный коэффициент диффузии определяется уравнением [c.129]

По аналогии с определением общей пористости П и коэффициента пористости Я отдельных частиц для характеристики доли свободного объема в слое наряду с порозностью е нспользуют коэффициент порозности [c.33]

В ряде отраслей промышленности, связанных с добычей, транспортировкой и переработкой сыпучих материалов, параметром пористости обычно не пользуются. Вместо него широко используют так называемый коэффициент пористости вг, который представляет собой отношение объема пор Гц к объему частиц [c.29]

Из рассмотрения характера изменения компрессионной кривой следует, что с увеличением давления коэффициент пористости уменьшается. Это можно объяснить тем, что число новых точек контакта между частицами увеличивается, вследствие чего действующие в них усилия перераспределяются. При этом удельные давления во всех точках контакта по сравнению с первоначальными уменьшаются несмотря на то, что общее давление на поршень увеличивается. [c.29]

В табл. 3 расчеты по формуле (33) сопоставлены со средними значениями экспериментальных коэффициентов В (см. [13, с. 363]). Результаты расчетов хорошо согласуются с опытными данными. Для зернистых слоев из шаров и таблеток прп стандартных значениях пористости коэффициент В мало зависит от ее величины и соотношения размеров зерен, что позволяет принять его постоянное значение в эмпирической формуле (32). Для колец Рашига, напротив, наблюдаются значительные изменения коэффициента в зависимости от размера колец. При малом отношении диаметра аппарата к диаметру зерна пористость слоя увеличивается, что приводит к уменьшению В. [c.141]

О. Сравнение с экспериментальными данными. На рис. 1 представлены измеренные приведенные значения коэффициентов теплоотдачи Ыи//ф и массоотдачи полученные различными авторами. На рисунке приведены также результаты измерений теплоотдачи при обтекании потоками воздуха, N2, Н, и СОг обогреваемых сфер, а также измерения массоотдачи при обтекании воздухом пористых с( р с испарением воды на поверхности. Пороз- [c.259]

Залежи нефти и газа находятся в пористых породах — в песках, песчаниках, карбонатах. Нефть и газ заполняют поры этих пород. Коэффициент пористости горных пород, т. е. объем норового пространства по отношению к всему объему породы, имеет большое значение. Чем больше величина коэффициента пористости, тем [c.48]

Коэффициент пористости горных пород, а также форма и расположение пор различны. У плотных увлажненных глин пористость практически отсутствует — коэффициент пористости равен нулю. Следует иметь в виду, что при погружении толщи пород по мере накопления над ней осадочных отложений давление в толще пород увеличивается. Это давление, называемое геостатическим, обусловлено весом всех вышерасположенных пород и в соответствии с их плотностью достигает на глубине 1 км 250—270 ат. На глубине 5 км это давление составляет уже 1250—1400 ат и т. д. [c.49]

Итак, условия залегания нефти в горных породах таковы, что нефть и газ заполняют поры вмещающей породы. Ясно, что чем больше коэффициент пористости породы, тем больше порода насыщена нефтью. Так как глины, особенно увлажненные, практически не имеют пор, то глинистые покрытия пористых пород хорошо предохраняют залежь от дальнейшей миграции. Вместе с нефтью и газом в залежах почти всегда присутствует и вода, так как она также заполняет поры пород. [c.9]

Ниже приведены значения коэффициента пористости и среднего расстояния между частицами для различных значений В/Ц. [c.106]

Разработанные в настоящее время неразрушающие методы контроля прочности основываются на измерении затухания ультразвуковых колебаний в образцах. Частота колебаний связывается различными корреляционными зависимостями с прочностными свойствами, определяемыми при разрушении образцов, например, с пределом прочности при сжатии. Для различных технологических однородных групп углеграфитовых материалов, полученных по электродной технологии, предел прочности при сжатии и измеренный по частоте поперечных ультразвуковых колебаний динамический модуль упругости, как видно из рис. 25, прямо пропорциональны [47] а= еЕ. При этом значения прочности и модуля упругости нанесены без приведения к нулевой пористости, поскольку в обоих случаях учитывающие пористость коэффициенты равны [33] испытания проведены при комнатной температуре. Влияние совершенства кристаллической структуры материала в первом приближении не сказывается на величине е. Экспериментальные точки, соответствующие образцам обработанного при различных температурах полуфабриката ГМЗ, группируются вдоль общей прямой, хотя и с заметным разбросом. Многократное уплотнение пеком при получении материала существенно повышает его относительную деформацию. Наибольшая ее величина -у материалов на основе непрокаленного кокса. Различие учитывающих пористость указанных коэффициентов для материалов, прошедших термомеханическую обработку, определило нелинейный характер связи модуля с прочностью у отличающихся плотностью образцов, и здесь [c.69]

Очевидно, что, если один пз двух коэффициентов диффузии (В или В во много раз больше другого, то последний не надо принимать во внимание. Однако существует переходная область, для которой должны быть учтены и ) и В . Бозанке предположил, что коэффициент диффузии должен быть гармоническим средним этих двух величин такая аппроксимация является достаточно точной (см. работу Полларда и Презента, указанную в библиографии, стр. 147). Следовательно, если В — эффективный коэффициент диффузии в пористой частице, то [c.132]

Обе фазы могут быть жидкими, или одна — жвдкая, а другая — твердая (например, фаза 2 — пористый катализатор или фаза 1 — растворяемое твердое тело). Если фаза 2 жидкая, то рассматриваемая проблема усложняется, так как необходимо учитывать механику жидкости. Если фаза 2 — газ или жидкость, близкая к идеальной, то значения коэффициентов диффузии могут быть рассчитаны. В связи с этим внимание будет сосредоточено на случае, когда фаза 2 жидкая, с освещением в отдельных случаях специфических аспектов проблемы, которые возникают, когда фаза 2 [c.13]

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]

При выводе указанного уравнения предполагалось, что коэффициенты пористости и проницаемости не изменяются с давлением, i. e. пласт недеформируем, вязкость газа также не зависит от давления, гяз совершенный. Принимается также, что фильтрация газа в пласте происходит по изотермическому закону, т.е. температура газа и пласта остается неизменной по времени. Впоследствии один из учеников Л.С. Лейбензона-Б. Б. Лапук в работах, посвященных теоретическим основам разработки месторождений природных газов, показал, что неустановившуюся фильтрацию газа можно приближенно рассматривать как изотермическую, так как изменения температуры газа, возникающие при изменении давления, в значительной мере компенсируются теплообменом со скелетом пористой среды, поверхность контакта газа с которой огромна. Однако при рассмотрении фильтрации газа в призабойной зоне неизотермичность процесса фильтрации сказывается существенно вследствие локализации основного перепада давления вблизи стенки скважины. Кстати, на этом эффекте основано использование глубинных термограмм действующих скважин для уточнения профиля притока газа по толщине пласта (глубинная дебитометрия). При рассмотрении процесса фильтрации в пласте в целом этими локальными эффектами допустимо пренебрегать. [c.181]

Объем пор и коэффициент пористости, как это ни странно, в случае однородного зерна не зависят от величины зерен. Это означает, что при прочих равных условиях грубозернгктый песчаник, тонкозернистый песок и плотный мергель и глина будут обладать одинаковым объемом пор. Например, пористость гравия, сложенного из зерен правильной сферической формы в 2 мм в диаметре, та же самая, что и у ила или глины, составленных. тоже из зерен правильной сферической формы, но с диаметром [c.148]

Из этих диаграмм видна тесная связь пористости и механического состава породы. Особенно рельефно это выделяется на диаграмме механического анализа нефтеносных песков Новогрозненского района и Сабунчинской площади в Бакинском районе. Преобладающей здесь фракцией является фракция с диаметром песчинок 0,05—0,25 мм количество ее колеблется от 67,5 до 72,7% в Сабунчах и от 68,15 до 93,68% — в Новогрозненском районе. Примесь к этой основной фракции более крупных или более мелких зерен сказывается уже на коэффициенте пористости, который колеблется, как видно из диаграммы, в пределах от 17 до 27,76% для Новогрозненского района и от 32 до 50,9% для Сабунчинского. Преобладающее значение фракции 0,25—0,05 мм служит причиной некоторой однородности породы, повышающей [c.162]

Примыкание зерна к разным ячейкам несущественно вследствие слабого влияния внешних градиентов на эффективность работы пористой частицы [38]. Задача исследования режимов ячейки, как и в случае реакции на внепшей поверхности зерен, сводится к тем же уравнениям, что и уравнения процесса на изолированном зерне, с той лишь разницей, что истинные коэффициенты массо- и теплопередачи на внешнюю поверхность р и а заменяются на эффективные величины Р и а. Влияние внешних коэффициентов переноса на режимы пористого зерна было рассмотрено в разделе 111.5. Нолучевщде езуяь-таты применимы, после указанной замены, и к частице, помещенной в зернистый слой. В условиях, когда внешнедиффузионное торможение не влияет на процесс внутри пористой частицы, влияние ячеистой структуры не сказывается и подавно из-за малости дополнительного сопротивления а ., [c.251]

Другой показатель назьгаается приведенной пористостью или коэффициентом пористости [c.7]

Многие исследователи [8, 45, 46, 102, 111, 112, 124] указывали на аномальные свойства нефтей в пористой среде, которые проявляются тем больше, чем меньше скорость фильтрации нефти. Сравнение закономерностей фильтрации и вытеснения из пористой среды нефти и изовискозной ей неполярной жидкости показывает, что явления, осложняющие указанные процессы, тесно связаны с содержанием в нефти поверхностно-активных компонентов [9, 45, 157, 184]. Затухание фильтрации тем больше и соответственно коэффициенты вытеснения тем меньше, чем больше в нефти поверхностно-активных веществ. [c.5]

Из рассмотрения рис. 2 можно сделать вывод, что одному п тому же коэффициенту пористости может соответствовать несколько значений а, т. е. одно и то же сыпучее тело прп одной и той же пористостп может оказывать различное сопротнвление сжатию в зависимости от характера предшествующего нагружения. Иными словами, для любого сыпучего тела каждая последующая стадия его напряженного состояния зависит от напряженного состояния предыдущей (его предыстории). На примере катализатора можно показать, что его напрян енное состояние при транспортировке является предшествующим процессу загрузки в реактор. Собственно процесс загрузки, также имеющий в динамике свое напряженное состояние, будет определять напряженное состояние в неподвижном слое последнее будет, в свою очередь, являться предысторией напряженного состояния, например процесса псевдоожижения и т. д. Можно предположить, что возникновение па одной из стадий в объеме слоя катализатора крупномасштабных или локальных неоднородностей пористости (т. е. зон непредельного и предельного равновесия) приведет к их усилению или ослаблению в последующей стадии. [c.31]

В настоящее время в механике сыпучих тел в области исследования деформаций развито целое научное направление, связанное с выявлением общих закономерностей, характеризующих процессы деформации. В [41] получена зависимость изменения коэффициента пористости кварцевого песка во времени. Теория и методика эксперимептальных исследований изменения пористости сыпучих тел во времени под действием собственного веса, внешней нагрузки, а также под действием температуры довольно подробно разработана [42, 43]. Влияние на процесс уплотпенпя сыпучего материала фильтрации через него жидкости или газа экспериментально показано в работе [40]. Во все зависимости [41—43], связывающие пористость сыпучего материала с его объемной усадкой, входит параметр, характеризующий напряженное состояние, предшествующее нагружению. [c.31]

Коэф [ициент пронидаемости есть функция коэффициентов пористости I, формы а, извилистости , шероховатости г-, т.е. геометрических характеристик пористой структухн [c.68]

В суспензиях тампонажного портландцемента, имеюшего плотность 3100 кг/мз и удельную поверхность 320 м /кг, твердая фаза занимает меньшую часть объема, однако вследствие большой ее удельной поверхности расстояния между частицами малы. Соотношение между объемами твердой и жидкой фаз в концентрированных суспензиях удобно выражать условным коэффициентом пористости [c.106]

В опыте 2 накопление биообразований в пористой среде проводилось аналогичным образом, использована менее вязкая нефть и модельная пористая среда с большей проницаемостью (табл. 1). Здесь в результате закачивания в течение трех суток 0,15% ЛПЭ-11в происходит снижение перепада давления от 0,22 до 0,11 мПа, при этом прирост коэффициента нефтевытеснения по сравнению с закачкой воды без биоцида составляет 0,6%. Последующее закачивание 0,3% ЛПЭ-11в приводит к дальнейшему снижению перепада давления до [c.44]