Характеристика - пористая среда
Cтраница 3
 |
Зависимость теплопроводности сухого скелета горных пород от их относительной плотности по.| Поправочный коэффициент.| Теплопроводность глин в зависимости от глубины их залегания по. [31] |
Известно, что при пуске скважины в работу на разных режимах давление и температура в стволе скважины обусловливаются дебитом газа и ее конструкцией. В то же время дебит скважины зависит прежде всего от характеристики пористой среды. [32]
Эти данные охватывают результаты экспериментальных работ, проведенных на 43 образцах. Уменьшение числа образцов, приводимых здесь, по сравнению со сводной таблицей характеристик пористых сред обусловлено сокращением объема. [33]
Окончательная формулировка большинства задач теории фильтрации заключается в составлении на основе уравнения неразрывности и закона фильтрации дифференциальных уравнений для распределения давления и в установлении соответствующих начальных и граничных условий. При составлении этих уравнений и формулировке задач необходимо знать зависимость от давления характеристик пористой среды и насыщающей ее жидкости. [34]
Особенности вытеснения нефти водой обуславливаются микроскопическим распределением жидкостей в пористой среде. Это распределение полностью зависит от геометрии норового пространства, состояния в нем жидкостей и газов и смачивающей характеристики пористой среды. [35]
Дарси ( нарушение закона) к нелинейному сопровождается возникновением акугтич. При этом для каждой структуры пористого пространства характерен свой спектр шумов, к-рый наряду с коэффициентами проницаемости и макрошероховатости ( характеристика пористой среды) является газодинамич. [36]
Различие в рекомендациях и непостоянство показателей в формуле (4.10) свидетельствует о неадекватности модели. Это очевидно из общих физических соображений: при кольматации меняются объемные ( порозность), поверхностные ( удельная поверхность), и структурно-гидродинамические характеристики пористой среды, поэтому учет изменения только объемных характеристик недостаточен. К сожалению, детального исследования гидравлики коль-матирующегося слоя не проводилось, поэтому, по существу, единственным способом расчета остается метод экспериментального моделирования. Сущность и техника реализации метода приводятся в разд. [37]
 |
Зависимость Др2 от Q для. [38] |
Изложенные выше данные показывают, что образование пробки в стволе скважины зависит от многих факторов, где одним из основных является глубина спуска фонтанных труб. В первом приближении глубина спуска фонтанных труб должна быть увязана с устойчивостью коллектора, распределением дебита по интервалу перфорации, потерями давления и характеристикой пористой среды. [39]
 |
Схема рндяальной модели № 4. [40] |
Последнее указывает на то, что на величину столба жидкости способного оставаться над пористой средой и не выносившегося при значительных расходах воздуха, оказывает влияние характеристика пористой среды. [41]
По формулам (2.40) и (2.41) рассчитаны время, за которое происходит изменение коэффициентов фильтрационных сопротивлений а и b в результате выпадения в пласте конденсата, и дебит реальной газоконденсатной скважины. Результаты расчетов для опытов с чистым кварцевым песком приведены в табл. 2.4. Как видно из приведенной оценки, процесс накопления и вынос выпавшего конденсата при определенных условиях, зависящих от характеристики пористой среды и содержания конденсата в газе, может продлиться несколько лет. При одинаковом характере изменения коэффициентов проницаемостей натурного и модельного пластов производительность газоконденсатной скважины может снижаться до 18 % от начальной. [42]
Коэффициент вытеснения К2 показывает потенциально доступную долю отбора дренируемых запасов нефти при достаточно длительной промывке пласта большим объемом вытесняющего агента. На величину этого коэффициента влияет различие физических свойств нефти и вытесняющего агента, поверхностное натяжение на контакте нефти и агента, действие капиллярных сил, микронеоднородность пористой среды, начальная нефтенасыщенность и др. Многие из этих факторов зависят не только от характеристики пористой среды, но и от свойств и состава самой нефти. Коэффициент вытеснения определяется в лабораторных экспериментах на образцах породы ( керна), отобранных из продуктивного пласта при соответствующих пластовых термобарических условиях. [43]
При вытеснении газа водой образуется макроскопически четкая граница фронт вытеснения - газоводяной контакт между обводненной и газонасыщенной частями модели. За фронтом вытеснения газа водой остается неподвижный и подвижный остаточный газ. Для заданных физико-литологических характеристик пористой среды соотношение между количествами неподвижного и подвижного остаточного газа определяется условиями заводнения. При этом отмечена наиболее существенная зависимость общей газонасыщенности и насыщенности подвижным газом от темпа заводнения. Чем медленнее происходит заводнение, тем меньше насыщенность подвижным газом и тем больше общая насыщенность газом. [44]
Пользуясь приведенным выше выражением, можно определить распределение нефтенасыщенности в конце опыта, когда нефть уже не вытесняется при данном давлении газа при закачке. Для этого требуется знать зависимость капиллярного давления от нефтенасыщенности. Такая зависимость является характеристикой пористой среды, используемой в опыте. [45]
Страницы: 1 2 3 4