Проницаемость пласта

Согласно исследованиям Н. Коха и Р. Слобода 123], количество растворителя, необходимое для создания эффективно действующей оторочки, пропорционально квадратному корню из длины линейного пласта, т. е. чем длиннее пласт, тем меньше должна быть величина оторочки, выраженная в долях порового объема пласта эти авторы подтверждают, что проницаемость пласта не влияет существенным образом на процесс вытеснения. [c.15]

Когда грунтовый поток, движущийся с расположенной выше области, вступает в водопроницаемый пласт, ограниченный водоупорным пластом не только снизу, но и сверху, и при этом окажутся заполненными все поры проницаемого пласта, то давление станет больше атмосферного, движение воды будет напорным. [c.295]

Определить дебит скважины, проведенной до подошвы непроницаемого пласта, при следующих данных глубина скважины Н = 2400 м, диаметр скважины D = 200 мм, мощность пласта h = = 12 м, проницаемость пласта К = 460 мд, пластовое давление = = 180 ат, забойное давление = 84 ат, радиус контура питания скважины R — 350 м, плотность нефти р = 840 кг/м , динамический коэффициент вязкости нефти в пластовых условиях р, = 3,2 сПз. [c.101]

Определить дебит скважины при следующих данных мощность пласта h = 2,6 м, проницаемость пласта К = 94 мд, диаметр скважины 168 мм, радиус контура питания R = 320 м, пластовое давление = 120 ат, забойное давление = 78 ат, плотность нефти р = 845 кг/м , динамический коэффициент вязкости нефти в пластовых условиях х = 2,8 спз. [c.101]

Если проницаемый пласт залегает на непроницаемом основании и не перекрывается сверху непроницаемым слоем, фильтрация происходит с образованием свободной поверхности, давление на которой равно атмосферному (рис. 197). Движение в этом случае называется безнапорным. Если же фильтрация происходит в пласте, заключенном между двумя непроницаемыми пластами без образования свободной поверхности (рис. 198), движение называют напорным. [c.272]

Определить проницаемость пласта k в дарси для средней температуры воды i = 20° [33, 325], [И, 278]. [c.145]

Нефтеносный пласт большой мощности вскрыт на глубине Я = 600 м. Диаметр скважины / = 400 м.и, радиус дренирования R = 600 м, пластовое давление /> = 60 ат, проницаемость пласта 5 дарси, удельный вес нефти f = 880 се динамическая [c.148]

Здесь к проницаемость пласта и р. — вязкость газа. [c.250]

Таким образом, и здесь расход пропорционален разности значений функции W. Результаты, которые изложены ниже для изотермического газа при постоянной проницаемости пласта, можно пересчитать на случай более сложных условий. [c.257]

Для пласта постоянной толщины будем иметь, принимая, что вертикальные скорости на подошве и кровле пласта происходят от просачивания через соседние слабо проницаемые пласты толщины тп-1 и т.п+1, с коэффициентами фильтрации x i и x +i и средними напорами Hn-i и Я ц в верхнем и нижнем проницаемых пластах [c.312]

Ряс 4 16 Зависимость диэлектрической проницаемости пластинки 2-среза кристалла НБС состава ж=0,25 от смещающего поля (при 25 °С) [15] 1 — Е параллельно, 2 — перпендикулярно направлению Рд кристалла [c.128]

Во второй части книги показано, как от общей теории упругого деформирования пористых сред можно перейти к теории упругого режима фильтрации. При этом фундаментальное значение имеют гипотезы о действии горного давления. В книге дается подробный обзор всех доступных данных о фильтрационных свойствах горных пород под давлением. Излагаются основные результаты исследований в области нелинейно-упругого режима фильтрации, учитывающие в более полной форме реальные физические свойства пласта и жидкости (газа). Среди них учет трещиноватости, нелокальных эффектов передачи горного давления скелету пласта, изменений проницаемости пласта с давлением, двухфазного насыщения и т. д. Проанализирована постановка задач фильтрации, основных для расчетов при исследовании нефтяных и газовых скважин и при проектировании эксплуатации месторождений. [c.4]

ПОРИСТОСТЬ И ПРОНИЦАЕМОСТЬ ПЛАСТА КАК ФУНКЦИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ [c.163]

Формулы (23.3)—(23.6) соответствуют процессу стационарной фильтрации упругой жидкости в упругой (деформируемой) пористой или трещиноватой среде. Когда на проницаемость пласта, а также на плотность и вязкость жидкости не влияет давление (т. е. когда а = 0), из этих зависимостей получаются обычные формулы стационарного дебита скважины. Для этого достаточно раскрыть получающиеся в этих формулах неопределенности по правилу Лопиталя, что сразу приведет к известным линейным формулам Дюпюи и Дарси. [c.213]

Учет изменения проницаемости пласта, плотности и вязкости жидкости от давления не влияет на характер размещения галерей и скважин формулы и номограммы Ю. П. Борисова [29, 30,112] действительны и при размещении скважин на пласте с меняющимися значениями к, т, р, при изменениях давления в пласте. Эффект нелинейно-упругих свойств среды и жидкости сказывается на величинах дебитов и приемистости скважин, а следовательно, и на сроках разработки месторождения. Рассмотрим некоторые особенности проектирования при нелинейно-упругом режиме. [c.272]

Пример 3.23. В табл. 3.5 приведены результаты численных экспериментов, которые состояли в формировании волн типа Но1 (А = 10,6 мкм, с цугом в одну длину волны), падающих на границу раздела пластинка-воздух, и моделировании дальнейшего распространения прошедших и отраженных волн. Диэлектрическая проницаемость пластинки -= 5,76. Параметры схемы (3.381) выбирались следующими Ьу = 500 мкм, = 180 мкм, = 8,1 10 " с, ку = 1/3 мкм, = 0,2 мкм, = 3,5 10 с. Распределение энергии электромагнитного пола вдоль оси X определялась [c.233]

Номер численного эксперимента Форма дифракционного рельефа Диэлектрическая проницаемость пластинки (Ф/м) Доля отраженной энергии (%) [c.283]

Задача 15.3. Проницаемые пластинки. Найти решение задачи 15.2 при нулевом градиенте давления для случая проницаемых пластин, т. е. когда, например, на нижней движущейся с продольной скоростью 1>о пластине среда отсасывается с постоянной скоростью и, направленной нормально к пластине, а через верхнюю то же количество среды вдувается с той же скоростью (рис. 83). [c.433]

Фильтрование через стеклянный фильтрующий тигель. Стеклянный фильтрующий тигель представляет собой небольшой стеклянный сосуд с впаянным пористым дном-пластинкой, которая и является фильтрующим слоем (рис. 39). Проницаемость пластинок различна. Выпускаются тигли четырех номеров [c.76]

Определить дебит дренажной галереи шириной В = 100 м, если мощность пласта /1=10 м, расстояние до контура питания 7=10 км, коэффициент проницаемости пласта к= Д, динамический коэффициент вязкости жидкости (х=1 сП, давление на контуре питания р =9,8 МПа (100 кгс/см ) и давление в галерее рг=7,35 МПа (75 кгс/см ). Движение жидкости напорное, подчиняется закону Дарси. [c.21]

Определить коэффициент проницаемости пласта (в различных системах единиц), если известно, что в пласте происходит одномерное, прямолинейно-параллельное установившееся движение однородной жидкости по закону Дарси. Гидравлический уклон = 0,03, ширина галереи В = 500 м, мощность пласта А = 6 м, плотность жидкости р = 850 кг/м , дина.м.ический коэффициент вязкости д, = 5 сП и дебит галереи (3 = 30 м /сут. [c.21]

Определить дебит нефтяной скважины (в т/сут) в случае установившейся плоскорадиальной фильтрации жидкости по закону Дарси, если известно, что давление на контуре питания /71,=9,8 МПа (100 кгс/см2), давление на забое скважины Рс = = 7,35 МПа (75 кгс/см ), коэффициент проницаемости пласта. =0,5 Д, мощность пласта /г=15 м, диаметр скважины Ос = = 24,8 см, радиус контура питания / и=10 км, динамический коэффициент вязкости жидкости х=6 мПа-с и плотность жидкости р = 850 кг/м . [c.21]

Построить индикаторную линию (зависимость дебита Q от перепада давления Ар=рп—Рс), имеющуюся при установившейся плоскорадиальной фильтрации жидкости но линейно.му закону, если известно, что давление на контуре питания р,,= = 8,82 МПа (90 кгс/см ), коэффициент проницаемости пласта [c.22]

Определить время (, за которое частица жидкости подойдет к стенке скважины с расстояния го=200 м, если коэффициент проницаемости пласта к = Д, динамический коэффициент вяз-.кости нефти ц.= 5 сП, депрессия во всем пласте радиусом / ,< = = 1 км составляет рк—рс=Ю кгс/см мощность пласта Л=10м, коэффициент пористости пласта т=15%, радиус скважины 7-0= 10 см. [c.23]

Сколько жидкости следует закачивать в пласт в единицу времени через нагнетательную скважину, если необходимо, чтобы давление в скважине поддерживалось в процессе закачки на Ар = 1,47 МПа (15 кгс/см ) выше давления, установившегося в пласте на расстоянии г= 2 км от скважины Имеет место закон Дарси. Динамический коэффициент вязкости 1=1 сП, коэффициент проницаемости пласта =150 мД, мощность пласта /г =10 м, радиус скважины Гс = 10 см. [c.24]

Коэффициент проницаемости пласта й = 0,6 Д, динамический коэффициент вязкости нефти х=1,1 мПа-с. [c.34]

Отметим, что Т. Д. Дадашевой [12] исследованы автомодельные решения уравнения вида (1) и линеаризованного уравнения для случая переменной проницаемости пласта, заданной в виде степенной функции от х. Решения для (1) искали также Aronof-sky, Jenkins [13]. [c.206]

Б действительности между водоносными пластами различных горизонтов существует связь, даже если водоупорными грунтами являются чрезвычайно слабопроницаемые грунты. В теории таких движений, разработанной А. Н. Мятиевым и Н. К. Гирин-ским [4—61, предполагается, что через слабо проницаемые грунты происходит фильтрация только по вертикали, под влиянием разности напоров в водопроницаемых пластах. Так, если хорошо проницаемый пласт мощности а с коэффициентом фильтрации к (рис. 4) граничит со слабо проницаемым пластом мощности Яц с коэффициентом фильтрации малым по сравнению с к, причем напоры в данном и верхнем водоносном пластах соответственно равны /г и Я , то вертикальная скорость просачивания в наш слой (она может быть как положительной, так и отрицательной) равна [c.229]

Представляет интерес разработка обратных задач теории фильтрации, т. е. задач об отыскании тех или иных величин — проницаемости пласта, величин, характеризующих размеры области и т. д. по заданным дебитам скважин. В работе П. Я. Полубариновой-Кочиной [99] исследованы случаи 1) область, занятая фильтрующейся жидкостью, ищется в форме круга, в то время как заданными считаются дебиты трех или большего числа скважин, включаемых последовательно 2) область считается имеющей вид бесконечной полосы 3) нефтяная залежь круговой формы окружена водой. [c.314]

Содержит антиэнуль-гатор и не оказывает отрицательного влияния на проницаемость пласта [c.54]

Большие снижения (увеличения) пластового давления происходят при одновременном уменьшении (увеличении) проницаемости пласта, в условиях нелинейной зависимости пористости пласта и параметров насыщающей пласт жидкости от давления (см. 19). Поэтому часто возникает необходимость соответствующего обобщения линейного уравнения пьезопроводпости (18.8). Ограничимся анализом обратных эффектов, будем рассматривать движения жидкости и газа в глубинных пластах в условиях нелинейно-упругого ре/кнма фильтрации. [c.194]

Основные положения проектирования нефтяных месторождений с учетом зависимости проницаемости пласта и свойств жидкости от пластового давления остаются теми же, что и без учета этой зависимости [112]. Однако определение параметров пласта, а также гидродинамические расчеты неско-тько видоизменяются. Так, для проектирования и анализа необходимо знать не только коэффициент гидроироводности пласта при каком-то определенном пластовом давлении, но еще и новый параметр — коэффициент изменения гидропроводности а. Во все гидродинамические расчеты вводится среднее значение коэффициента а. [c.272]

Автомодельные задачи о нагнетании газа в водоносный неоднородный по проницаемости пласт (отборе газа из пласта) рассматривались в предположении о поршневом вытеснении С. И. Алекперовым (1964) и М. В. Филиповым (1965), а в рамках двухфазной теории фильтрации — В. А. Томе льгасом и М. В. Филиповым (1966). [c.630]

Существуют серьезные разногласия по вопросу о роли несовместимых вод при закупорке пор нефтеносных пластов. Лейрд и Когбилл [22] считают, что при определенных условиях смешивание несовместимых вод может вредно влиять на эффективную проницаемость пласта. С другой стороны, Бернард [16] приводит как лабораторные, так и призводственные данные, которые показывают, что в нормальных условиях при закачке воды, которая несовместима с подпочвенной водой самого нефтеносного пласта, никакого закупоривания не происходит. Он ссылается на примеры, когда воды, содержащие сероводород и сульфаты, успешно закачивались в нефтеносные пласты, содержащие ферро-ионы и ионы бария. Как было показано при детальном изучении этой проблемы, проведенной в Западно-Виргинской горной школе [17], истина — между этими двумя крайними точками зрения. Исследователи пришли к выводу, что степень закупоривания пор нефтеносных пластов, обусловленная этой причиной, непосредственно связана с проницаемостью пор пласта и что, как правило, воду, несовместимую с водой, имеющейся внутри пласта, не следует использовать для закачки в пласт. При исследовании принимались во внимание различные сочетания сульфатов кальция, натрия и железа, хлоридов и сульфидов, кислорода, а также скорости потока и плотности нефтеносных пластов. [c.234]

По условиям залегания можно различать подземные вбды в поверхностных слоях земли и воды глубокие или воды мажпластовые, т. е. лежащие в одном из проницаемых слоёв, заключённом в серии других непроницаемых и проницаемых пластов. [c.623]

Показать графически распределение давления и найти градиент давления при прямолинейно-параллельном движении в пласте несмсимаемой жидкости по линейному закону фильтрации, используя следующие данные длина пласта /к=5 км, мощность пласта /г=10 м, ширина галереи В = 300 м, коэффициент проницаемости пласта = 0,8 Д, давление в галерее Рг= = 2,94 МПа (30 кгс/см ), динамический коэффициент вязкости жидкости ц = 4 сП, дебит галереи Q = 30 м /сут. [c.21]

Определить давление на растоянии 10 и 100 м от оси скважины прн плоскорадиальном установившемся движении несжимаемой жидкости по линейному закону фильтрации, считая, что коэффициент проницаемости пласта /г = 0,5 Д, мощность пласта /г=10 м, давление на забое скважины ро = = 7,84 МПа (80 кгс/см ), радиус скважины Гс=12,4 см, динамический коэффициент вязкости нефти, и = 4-10 кг/м-с, плотность нефти р = 870 кг/м и массовый дебит скважины Qm- = 200 т/сут. [c.22]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...