2) Коэффициент температуропроводности определяют по формуле:

где К- коэффициент, зависящий от формы и размера тела;

- коэффициент темпа охлаждения.

K = = = 5,44 см².

Коэффициент темпа охлаждения определяем по формуле:

φ = = = 0,00117 с^-1.

Тогда a = 5,44 · 0,00117 = 0,0064 см²/с = 0,64 · 10^-6 м²/с.

Коэффициент температуропроводности связан с коэффициентом теплопроводности λ и удельной теплоемкостью зависимостью

Отсюда

λ = a · c · ρ_п = 0,0064 · 1092,2 · 10^-3 · 2,48 = 0,0173 Вт/м·град

Задача 8.2(3) Рассчитать теплоёмкость дегазированных нефтей, если известно: ρ_н=878 кг/м³, t=24 град.

Решение. Теплоемкость нефти рассчитываем по формуле:

Задача 8.3(4) Вычислить теплоёмкость насыщенной нефтесодержашей породы по принципу аддитивности по известным параметрам: m=0,2, S_н=0,67, S_в=0,22, с_сп=0,86 кДж/(кг град), с_н=2,08 кДж/(кг град), с_в=4,12 кДж/(кг град), ρ_н=0,86∙10³ кг/м³, ρ_сп=2,01∙10³ кг/м^3, ρ_в=1,09∙10³ кг/м³, T=323 K.

Решение. С учетом приведенных исходных данных по формуле определяем теплоемкость насыщенного пласта:

Задача 9.1(3) Определить коэффициент набухания глины-бентонит в пресной и минерализованной воде, используя исходные данные и результаты эксперимента, полученные на приборе Жигача К.Ф. и Ярова А.Н. Расчеты сопоставить и сделать выводы.

та вить и сделать выводы.

Решение. 1) По данным вычисляем объемы сухого глинопорошка и соответствующие им объемы набухшей глины для каждого опыта:

№№ опыта	Показания индикатора, ∙10-2 м		Объем глины, ∙10-6 м3
	hнач	hнаб	Vнач	Vнаб
В пресной воде
1	0,017	0,62	0,0834063	3,041875
2	0,09	0,63	0,4415625	3,0909375
3	0,073	0,61	0,3581563	2,9928125
4	0,082	0,62	0,4023125	3,041875
5	0,098	0,64	0,4808125	3,14
6	0,094	0,636	0,4611875	3,120375
7	0,088	0,63	0,43175	3,0909375
В минерализованной воде
1	0,082	0,542	0,4023125	2,6591875
2	0,086	0,546	0,4219375	2,6788125
3	0,077	0,54	0,3777813	2,649375
4	0,09	0,55	0,4415625	2,6984375
5	0,075	0,538	0,3679688	2,6395625
6	0,086	0,546	0,4219375	2,6788125
7	0,084	0,544	0,412125	2,669

2)

а) для пресной воды: а=3,018∙10^-6 м³,

V_наб, ∙10^-6 м³

V_нач, ∙10^-6 м³

б) для минерализованной воды:

а=2,65∙10^-6 м³,

V_наб, ∙10^-6 м³

V_нач, ∙10^-6 м³

3) Коэффициент набухания бентонита в пресной и минерализованной воде оцениваем по формуле:

а) в пресной воде

б) в минерализованной воде

Вывод: Коэффициент набухания глины-бентонита в пресной воде ниже ее набухания в минерализованной воде.

Задача 10.4(4) Определить дннамическую вязкость нефти при двух значениях дав­ления: при пластовом и при давлении несколько большем, чем давление насыще­ния, если известны и экспериментально определены следующие данные:

Решение. Для расчетов используем данные: ρ_н1=776 кг/м³, ρ_н2=731 кг/м³, р_пл=23 МПа, р_нас=15 МПа, D=0,643 см, d₁=0,635 см, d₂=0,622 см, ρ_ш=7770 кг/м³, K∙10³=5,89, φ=15 град.

Время падения шарика τ, с	τср, с	Время падения шарика τ, с	τср, с
При давлении 20 МПа		При давлении 12 МПа
23,17	23,17	18,33	18,33
23,16		18,33
23,18		18,34
23,17		13,32

Подставляя экспериментальные, данные в нижеследующую формулу:

При пластовом давлении получим:

При давлении несколько большем давления насыщения:

Найдем критическое значение вязкости по формуле:

Коэффициент К׳ и критическое число Рейнольдса находим по графикам в зависимости от отношения диаметров d/D:

При диаметре шарика d₁=0,635 см d₁/D=0,987, К׳=4∙10^-6, Re_кр=25

0,447мПа∙с

При диаметре шарика d₂=0,622 см критическое значение вязкости при d₂/D=0,967, К׳=4∙10^-4, Re_кр=17

Так как для диаметра шарика d₂= 0,622 см критическое значение вязкости получается выше вязкости пластовой нефти, то выбор шарика d₁=0,635 см произведен правильно.

Задача 15.1(3) Определить величину межфазного натяжения на границе дегазированная нефть-пластовая вода, если известны результаты, полученные на сталагмометре и исходные данные:V_октан=68 дел.шкалы, V_нефти=78 дел.шкалы, ϭ₀=50,98 мН/м, ρ_пл=1076 кг/м³, ρ_дег.н=894 кг/м³

Принимаем плотность октана (ρ_о) и дистиллированной воды (ρ_в) равными соответственно 713 и 1000 кг/м³ .

Решение. 1) Определяем постоянную капилляра:

(мН∙м³)/(м∙кг)