Permeabilitás egysége k - stadopedia
Az egységek nemzetközi rendszerében (SI) a k (1.7) képlet képletei a következő méretekkel rendelkeznek:
[Q] = m 3 / s, [m] = Pa * s, [DL] = m,
Q = 1 m 3 / s, m = 1 Pa * s, DL = 1 m, DP = 1 Pa, F = 1 m 2 k = 1 m 2.
Így a nemzetközi rendszerben (SI) egységnyi permeabilitásának 1 m 2 állandónak tekintjük az ilyen egy porózus közeg, a szűrés a minta, amelyen keresztül a keresztirányú terület 1 m 1 m 2, és a nyomásesés 1 Pa, az áramlási sebességet a viszkozitása 1 Pa-s 1 m 3 / s. A k (terület) dimenzió fizikai értelme tükrözi azt a tényt, hogy k a porózus közeg csatornaelkülönítésének a területét jellemzi, amelyen keresztül a szűrés megtörténik.
A sziklák fázisa és relatív permeabilitása.
Természetben a tartály pórusai egyszerre tartalmazhatnak olajat, gázt, vizet vagy két fázist. Ennek az állapotnak a jellemzésére a tartály olaj, gáz és víz telítettségének fogalmát vezettük be, amelyet a megfelelő fázis térfogatának és a szikla összes pórusának térfogatának arányában definiálunk:
Gyakorlati kutatások azt mutatják, hogy:
1. a folyadékok keverékeinek szűrése során a szikla permeabilitása egy fázisnál kisebb, mint a szikla abszolút permeabilitása;
2. fázis és a relatív permeabilitása különböző fázisok függ az olaj, gáz és víz telítettségét a pórustér kőzetek (fő tényező), fizikai és fizikai-kémiai tulajdonságai a folyadékok és porózus közeg, nyomásviszonyok.
A többfázisú áramlások jellegét (2 vagy 3 fázisból) porózus közegben kísérletileg vizsgálták. A viszonylagos permeabilitás dependenciáinak grafikonjait a pórustér telítettségének különböző fázisaiban ábrázolja.
ahol kN és kB az olaj és víz fázisáteresztő képessége, k a tartály abszolút permeabilitása.
Amint a 4. ábrán látható, ha a nem homokos homok 20% vizet tartalmaz, a víz relatív permeabilitása nulla marad (kB1 görbe).
Ezt azzal magyarázza, hogy kis vízzel való telítettség esetén a vizet a mozdulatlan filmek alakjában, sekély és piszkos pórusokban tárolják. De a pórusok egyes részeiben víz van, és ezért az olaj permeabilitása élesen csökken a növekvő víz telítettségével. Ha a pórusok 30% vizet tartalmaznak, az olaj relatív permeabilitása 2-szeresére csökken. Ezért a gyakorlati következtetés arra vonatkozóan, hogy meg kell óvni az olajtartályokat és a kútokat az idő előtti öntözéstől (speciális fúrófolyadékok).
A 4. ábrából kitűnik, hogy ha a homok víz telítettsége 80%, az olaj relatív permeabilitása nulla, a lezáratlan homok maradék olajtranszformációja (kapilláris és molekuláris erők következtében) legalább 20% (még homokkőben is).
A relatív permeabilitás értékét befolyásoló egyéb tényezők:
I. folyadékok fizikai-kémiai tulajdonságai
1. a felületi feszültség a folyadékok közötti határfelületen (az olaj-vízhatáron a felületi feszültség csökkenésével, a kapillárisnyomás csökkenésével és az olaj és a víz mozgékonyságával nő - 4. ábra)
2. Az alkáli vizek (a klóralkálokhoz viszonyítva) csökkentik a felszíni feszültséget az olajvíz felszínén, és elősegítik az olajfilmek szétterülését is;
3. Alacsony áteresztőképességű kőzetek kevesebb olajat adnak, mert az olaj és a víz mobilitása alacsony, ezért a permeabilitási vonalak általában alacsonyabbak, mint a kisebb permeabilitású tartályok megfelelő görbéi.
A kőzet áteresztő képességének tulajdonságai:
1. A fázisok (fázisáteresztő képességek) hatásos permeabilitásának összege általában kisebb, mint a szikla abszolút permeabilitása;
2. a relatív permeabilitás 0-tól 1-ig terjed;
3. A sziklák relatív permeabilitását befolyásolja a nyomás gradiens, a felületi feszültség a felületeken és a folyadékok nedvesedési tulajdonságai.
Ennek eredményeként a folyadékok és gázok szűrési folyamatainak szimulálása során a következő hasonlósági feltételeket kell létrehozni:
1. Porozitás - m;
2. nedvesítési szögek - q;
3. A dimenzió nélküli komplex:
vagy ennek megfelelő arány:
ahol s a víz határán lévő olaj felületi feszültsége, k a permeabilitás, ½grad P1 a nyomás gradiens modulusa, és V a két fázis teljes szűrési sebessége.
II. A pórustér geometriája, a pórusok eloszlása a szilárd fázis felületének dimenziói, tulajdonságai és szerkezete felett.
Ennek szem előtt tartásával a gyakorlati számításokhoz a magmagok mintáin kísérletesen kapott relatív permeabilitás függését kell használni.
Amint az az 5. ábrából (a, b, c) látható:
1.
2. Ha a folyadék részaránya a homok és 30% mészkő, és homokkő legfeljebb 60% relatív fluidumáteresztési nulla (k'Zh = 0), és a relatív gáz permeabilitás homok és mészkő 0,6 (k'G = 0,6) ; és a homokkő esetében - k'Г = 0,3 (ez azt jelenti, hogy a folyadék az elején a tartalma növekedésével szinte nincs hatása a gázszűrésre)
3. Ha a kőzetben lévő folyadéktartalom a pórustérfogat 30-60% -áig terjed, akkor tiszta gáz kivonható a képződésből;
4. gáztelítettségre [SG -sV% = 100 (%)] a homok és homokkő legfeljebb 10-15%, és a mészkő, hogy 25 - 30% -a gáz stacionárius (k'G ≈0); Azonban, ebben az esetben csökken meredeken relatív folyadék permeabilitás (k'Zh = 0,22 a mészkő, és a homok, hogy - k'Zh = 0,7, homokkövek - k'Zh = 0,6). Ez azt jelzi, hogy a negatív hatása szabad gáz a szűrési az olaj és a víz.
5. Összehasonlítás k'G és k'Zh görbe a különböző típusú kőzetek - homok (a), homokkő (b), mészkő (c) azt mutatják, hogy mely formában térnek csak S. Különösen nagy tengely eltolás eltolás Homokkövekben t .k.v már sok finom pórusokat töltjük meg vízzel, amelyen keresztül a gáz nem szűrt (emiatt a víz át szűrjük, homokkő kezdődik csak magas tartalma (körülbelül 50 - 55% -ot).
1. a kereskedelmi számításokhoz a legjobb, ha a szóban forgó betétre épített k 'görbéket használjuk;
2. A közelítő számítások fenti alkalmazni görbék k „a különböző típusú kőzetek (és úgy gondoljuk, hogy a görbék k'odnogo kőzet típusa eltérő abszolút áteresztőképesség azonos), ez az értelme referencia koncepció»relatív permeabilitás«.