Водородсодержание

Cтраница 1

Водородсодержание может быть уменьшено, если газ в нефти будет находиться в свободном состоянии, например, при снижении пластовых или забойных давлений до величины меньшей или равной давлению насыщения. [1]

Водородсодержание воды, нефти, газа, заполняющих поровое пространство, и связанной воды, выражается водородным индексом или влажностью породы о, равной отношению объемной концентрации водорода в компонентах породы и насыщающем ее флюиде к концентрации водорода в пресной воде при нормальных условиях. [2]

Сущность метода определения водородсодержания состоит в измерении интенсивности потока медленных нейтронов, возникающих в результате замедления быстрых нейтронов а-бсриллиевых источников в контролируемой среде. Измерение уровня ( водород - или углсродсодержащих сред) основано на том же методе. [3]

Палетка для определения коэффициента пористости по данным метода регистрации плотности тепловых нейтронов. [4]

Чтобы получить кривую 1п 1 т отражающую водородсодержание пород, необходимо, насколько это возможно, исключить влияние хлора на измеряемые значения 1пп т - Это предусмотрено в скважинном приборе фирмы PGAG. В приборе индикатор окружен специальным контейнером, заполняемым буровым раствором, который оказывает то же влияние, что и буровой раствор в скважине. Чувствительность прибора корректируется по показаниям индикатора, контейнер которого играет роль эталонной среды. Корректировка заключается в том, что при определении скорости счета в эталонной среде доводят стандартное отклонение блика гальванометра до 10 см независимо от свойств глинистого раствора и диаметра скважины. Благодаря этому все диаграммы нейтрон-нейтронного метода имеют одинаковую шкалу скорости счета и одинаковую шкалу пористости. [5]

Принципиальная зависимость регистрируемого потока нейтронного излучения от влажности и. [6]

Малые доинверсионные зонды весьма чувствительны к изменению водородсодержания. Они позволяют использовать источники излучения малой активности и обладают максимальной разрешающей способностью по мощности пласта. Однако они обладают наименьшей глубинностью и при наличии в скважине бурового раствора практически не несут информации из пласта. [7]

Таким образом, характер кривой нейтронного гамма-метода в основном определяется водородсодержанием породы. [8]

Известно, что показания кривой нейтронного гамма-метода зависят в основном от водородсодержания породы. Поэтому можно предположить, что интенсивность поглощения нейтронов породой находится в прямой зависимости от пористости породы. Первый вариант способа определения коэффициента пористости по данным нейтронного гамма-метода предложили Буш и Мардок в 1949 г. Способ заключается в составлении корреляционной связи между показаниями / n Y и пористостью исследуемых пород, определенной на кернах, и в использовании этой связи для определения пористости. [9]

Однако в отличие от нейтронного гамма-метода у нейтронных методов зависимость показаний от водородсодержания горных пород более однозначна в связи с тем, что на результаты исследований не влияет естественное гамма-излучение горных пород. [10]

Принципиальная зависимость регистрируемого потока нейтронного излучения от влажности и. [11]

Для зонда средних размеров ( - 20 см) зависимость регистрируемого излучения от водородсодержания претерпевает инверсию, и метод становится малочувствительным к изменению влажности. Инверсионные зонды используют для выявления пород, содержащих элементы - аномальные поглотители нейтронов, и в частности, водоносные пласты, содержащие минерализованные воды. [12]

Известно, что чем больше размер нейтронного зонда, тем он чувствительнее к газо - или водородсодержанию пород. Однако с увеличением его длины растет погрешность измерения из-за снижения скорости счета нейтронов или - квантов. [13]

При кадмировании стали У8А в сульфатном электролите эмульгатор ОП-10 может выполнять функцию ингибитора наводороживания, увеличение его концентрации приводит к уменьшению высоты и ширины зоны повышенного водородсодержания. [14]

Зависимости относительных показаний / Пл / / оп радиоактивных методов от коэффициентов пористости kn ( а и глинистости Сгл ( б пластов некоторых месторождений Краснодарского края. [15]

Страницы: 1 2 3