Содержание к диссертации
Введение
1. Обоснование необходимости разработки методики выбора системы разработки месторождения западный аяд (пласты 5П+4П) с использованием технологий тампонирования и пско .. 8
1.1. Анализ геолого-промысловых особенностей месторождения Западный Аяд 8
1.1.1. Характеристика геологического строения месторождения Западный Аяд. 8
1.1.2. Анализ геолого-промысловых особенностей месторождения Западный Аяд
(5П+4П) 13
1.1.3. Физико-химические свойства пластовых жидкостей. 26
1.2. Анализ опубликованных результатов исследований по повышению эффективности разработки сложнопостроенных карбонатных месторождений на основе выравнивания профилей приемистости н притока 28
1.2.1. Классификация существующих методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи сложнопостроенных карбонатных коллекторов 28
1.2.2. Анализ опыта применения технологии тампонирования при использовании современных тампонирующих составов. 32
1.2.2.1. Современные тампонирующие составы и общие представления о механизме их действия 32
1.2.2.2. Технологии тампонирования и опыт их применения на промыслах. 39
1.2.3. Анализ эффективности применения соляно-кислотных обработок
низкопроницаемых интервалов карбонатных пластов в прискважинных зонах. 47
1.3. Обоснование необходимости разработки методики выбора системы разработки
сложнопостроенных карбонатных коллекторов с использованием технологий
тампонирования и ПСКО. Постановка задач исследования 63
1.3.1. Анализ техногенных процессов, протекающих в карбонатных пластах. 63
1.3.2. Выбор рациональной системы разработки. 73
1.3.3. Постановка задач исследования 76
2. Разработка методики обоснования выбора системы разработки с применением технологии тампонирования для сложнопостроенных карбонатных коллекторов 77
2.1. Основные положения 77
2.2. Описание исходных данных 83
2.3. Алгоритм выбора рационального варианта системы разработки 87
3. Выработка рекомендаций по выбору системы разработки с применением технологий тампонирования и пско для условий месторождения западный аяд (пласты 5П+4П) 96
3.1. Исходные данные для проведения многоварнантных расчетов 96
3.2. Результаты многовариантвых расчетов 100
3.2. Анализ результатов многоварнантных расчетов динамики показателей
разработки 113
4. Обоснование применения технологии тампонирования с использование эмульгатора нефтенол 121
4.1. Методика проведения экспериментальных исследований процесса тампонирования коллектора 121
4.1.1. Описание и принцип работы фильтрационной установки. 121
4.1.2 Подготовка модели пласта к фильтрационным исследованиям 124
4.2. Выбор оптимального состава тампонирующего материала на основе физического моделирования процесса тампонирования 130
4.2.1. Основные принципы исследования тампонирующих составов на фильтрационной установке 130
4.2.2. Выбор реагента на основе рекомендаций 131
4.2.3 Выбор оптимального состава тампонирующего материала с использованием эмульгатора на основе физического моделирования процесса тампонирования. 132
Основные выводы 137
Литература
- Анализ геолого-промысловых особенностей месторождения Западный Аяд
- Алгоритм выбора рационального варианта системы разработки
- Исходные данные для проведения многоварнантных расчетов
- Методика проведения экспериментальных исследований процесса тампонирования коллектора
Введение к работе
Практика разработки сложнопостроенных карбонатных месторождений при заводнении свидетельствует о достаточно низкой нефтеотдаче пластов. Одним из перспективных методов повышения эффективности разработки указанных коллекторов является выравнивание профилей приемистости нагнетательных скважин. До настоящего времени имеет место недостаточно высокая надежность и достоверность расчетов извлекаемых запасов при выборе технологий интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи пластов, в т.ч. при выборе технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин. Это связано с тем, что карбонатные коллектора отличаются исключительно сложными фильтрационно-емкостными свойствами и спецификой взаимосвязи содержащихся в них флюидов. Поэтому фильтрационно-емкостные параметры, необходимые при проектировании системы разработки карбонатных коллекторов, оказываются менее определенными, чем для терригенных коллекторов. При отсутствии в полном объеме достоверной геолого-промысловой информации важное значение приобретают экспериментальные исследования на комплексных фильтрационных установках высокого давления на основе значений «эквивалентных» параметров, полученных при анализе кернового материала.
Для повышения эффективности экспериментальных исследований необходимо выработать рекомендации по значениям фактора остаточного сопротивления на основе проведения расчетов по геолого-гидродинамическим моделям элементов систем разработки с учетом геолого-промысловых условий карбонатных пластов месторождения Западный Аяд: слоистая неоднородность пласта, в т.ч. наличие глинистых прослоев и «неколлектора», экспериментальные зависимости относительных фазовых проницаемостей нефти и воды от водонасыщенности пласта, зависимости эквивалентных пористости и проницаемости от давления, характерные для карбонатных коллекторов и др.
5 Поэтому исследование, направленное на разработку технологии
выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин при
минимуме геолого-промысловой информации на основе математического и
лабораторного экспериментов, является актуальным.
Основной целью диссертационной работы является создание на основе математического и физического моделирования методики обоснования системы разработки сложнопостроенного карбонатного месторождения Западный Аяд (пласты 4П+5П) с использованием технологии тампонирования.
Для достижения цели поставлены и решены следующие задачи:
Анализ опубликованных результатов исследований по повышению эффективности разработки сложнопостроенных карбонатных месторождений при заводнении.
Анализ влияния техногенных процессов, протекающих в пласте при разработке карбонатных коллекторов, на добывные возможности скважин.
Разработка методики обоснования системы разработки сложнопостроенных карбонатных месторождений при заводнении с использованием технологии тампонирования (совместно с обработками прискважинных зон пласта в низкопроницаемых интервалах) на основе математического и физического моделирования.
Проведение многовариантных расчетов для различных элементов систем разработки с учетом геолого-промысловых особенностей карбонатных пластов месторождения Западный Аяд (пласты 4П+5П).
Обоснование рекомендаций по технологиям тампонирования и ПСКО для различных элементов систем площадного заводнения.
Выбор системы разработки с применением технологии тампонирования с учетом технологических и технико-экономических критериев.
Физическое моделирование процесса тампонирования коллектора на фильтрационной установке высокого давления с линейной моделью пласта для выбора состава тампонирующего материала.
Научная новизна:
Разработана методика обоснования системы разработки залежей нефти со сложнопостроенными карбонатными коллекторами с использованием технологий тампонирования и ПСКО. Показано, что использование зависимостей эквивалентных параметров трещинно-порово-кавернозной среды от давления не противоречит существующим представлениям о механизме нефтеизвлечения из карбонатных пластов и позволяет учесть техногенные процессы.
Определен оптимальный состав тампонирующего материала (эмульсии на основе эмульгатора НЕФТЕНОЛНЗ) для месторождения Западный Аяд (пласты 4П+5П) на основе физического моделирования процесса тампонирования коллектора.
Практическая значимость
Разработана методика выбора системы площадного заводнения сложнопостроенного карбонатного коллектора с использованием технологий тампонирования и ПСКО, которая может быть использована при решении конкретных задач.
Для практической реализации результаты исследований оформлены в виде диаграмм, графиков и таблиц, в которых приведены параметры технологии тампонирования с применением эмульсии на основе эмульгатора НЕФТЕНОЛНЗ.
Работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и списка литературы.
ПЕРВАЯ ГЛАВА «Обоснование необходимости разработки методики выбора системы разработки месторождения Западный Аяд (пласты 5П+4П) с использованием технологий тампонирования и ПСКО» содержит анализ геолого-промысловых особенностей месторождения, анализ опыта применения технологии тампонирования и ПСКО при разработке сложнопостроенных карбонатных коллекторов; обоснование необходимости проведения многовариантных расчетов для различных элементов систем
7 площадного заводнения с целью получения рекомендаций по параметрам
технологий тампонирования и ПСКО, а также экспериментальных
исследований по выбору состава тампонирующего материала; постановку
задач исследований.
ВТОРАЯ ГЛАВА «Разработка методики обоснования выбора системы разработки с применением технологии тампонирования для сложнопостроенных карбонатных коллекторов» содержит постановку и решение комплекса взаимосвязанных задач, составляющих методику.
ТРЕТЬЯ ГЛАВА «Выработка рекомендаций по выбору системы разработки с применением технологий тампонирования и ПСКО для условий месторождения Западный Аяд (пласты 5П+4П)» содержит результаты расчетов для различных систем заводнения, в т.ч. с применением технологии тампонирования совместно с соляно-кислотными обработками призабойных зон; рекомендации по степени изменения проницаемости слоев в околоскважинных зонах и радиусу тампонирования. Расчеты проводились в соответствии с методикой, разработанной в главе 2.
ЧЕТВЕРТАЯ ГЛАВА «Обоснование применения технологии тампонирования с использование эмульгатора НЕФТЕНОЛНЗ» содержит результаты экспериментального изучения эффективности технологии повышения нефтеотдачи пластов путем выравнивания профиля приемистости на месторождении Западный Аяд в процессе обработки нагнетательных скважин.
Анализ геолого-промысловых особенностей месторождения Западный Аяд
Месторождение Западный Аяд расположено на северо-востоке Йеменской республики (ЙР) в центральной части провинции Шабва, в 55 км к северо-северо-востоку от административного центра провинции - г. Атак. Месторождение расположено в зоне пустынного ландшафта, для большей части территории характерна песчаная, реже каменистая равнина с отметками рельефа от +860 до +870 м. Растительный покров практически отсутствует.
Среднегодовая температура воздуха +250С, наибольшая летняя +450С, наименьшая зимняя +40С. Среднегодовое количество осадков 120 мм, их основная часть выпадает в августе-сентябре, иногда в виде ливневых дождей.
Поверхностные источники водоснабжения постоянного пользования отсутствуют, для питьевого и технического водоснабжения бурятся водозаборные скважины глубиной в среднем 150м. Статический уровень водоносных горизонтов около 80м, дебиты скважин 500 мЗ/сут при динамических уровнях 90 м.
Промышленная нефтегазоносность во впадине Шабва Йеменской республики установлена после начала систематических геологоразведочных работ на нефть и газ, развернувшихся с 1982г.
Промышленные притоки нефти получены на Западном Аяде и на Восточном Аяде в 1983-1987гг. В 1987-1988гг. осуществлена проектная эксплуатация разведочных скважин №№ 1, 2, 3, 4, 5 и 7 месторождения Западный Аяд, на котором дебиты скважин (до 360 м3/сут) намного превосходили дебиты скважин месторождения Восточный Аяд (до 20 м /сут). По результатам пробной эксплуатации разведочных скважин СНЭ Мингео СССР был произведен подсчет запасов нефти месторождений Западный и Восточный Аяд по состоянию на 20.11.1988г.
В мае 1989 года институтом «Гидровостокнефть» был составлен уточненный проект пробной эксплуатации месторождения Западный Аяд (промышленные запасы - 2,66 млн.т., запасы категории Сг - 5,39 млн.т.). Проектом предусматривалась доразведка месторождения, пробная эксплуатация скважин и определение их добывных возможностей, изучение параметров пластов и пластовых флюидов, режима работы залежей, т.е. подготовка месторождения к разработке. Результаты повариантных технико-экономических расчетов показали, что наибольший коэффициент нефтеотдачи (0,371) достигается при закачке в пласт воды по сравнению с режимами водогазового (0,276), газового воздействия (0,222) и естественными режимами истощения (0,147-0,149).
По результатам разведочного и эксплуатационного бурения подтверждено чрезвычайно сложное геологическое строение месторождения. Установлено, что основным продуктивным пластом на месторождении является пласт 5П, простирание которого имеет полосообразный (с юго-запада на северо-восток) характер. На западном и восточном крыльях коллекторы пласта 5П резко сокращаются по толщине, из разреза выпадают пористые и проницаемые разности. Последнее свидетельствует об отсутствии или крайне ограниченном подпоре краевых вод со стороны указанных направлений. Установлено резкое изменение толщин и в сводовой части залежи: зоны максимальных толщин (20-40 м) разделяются зонами пласта с меньшими толщинами (10-15 м). Залежь нефти 5П классифицировалась как литологически экранированная с возможным наличием газовой шапки. В ходе разведочного бурения наблюдалось значительное уменьшение фактических извлекаемых запасов относительно ожидаемых. Объясняется это тем, что при эксплуатационном разбуривании установлено уменьшение площади нефтеносности. Особенно значительное снижение запасов произошло по пластам 5П (-0.597 млн.т), в краевых частях на юге (районы скв.70 и 69), на севере (район скв.20, 23 и 78).
Существенно повлияли на снижение величины запасов меньшие фактические толщины пластов, вскрытые скважинами, по сравнению с ожидаемыми. В северной половине залежи пласта 5П новые скважины, как правило, вскрывали толщины ниже предполагаемых по результатам интерполяции нефтенасыщенных толщин (по данным ранее пробуренных разведочных и первых эксплуатационных скважин):
Литолого-стратиграфический разрез месторождения Западный Аяд представлен отложениями мезозойской и кайнозойской групп, залегающими на палеозойском фундаменте. Глубины залегания фундамента колеблются от 1800 до 2500 м (и более). На размытой поверхности магматических и метаморфических пород фундамента лежат серые трещиноватые известняки, участками битуминозные средне-верхнеюрского возраста. Они представляют так называемый пласт Ш, потенциально нефтегазонасыщенный, но в пределах месторождения не имеющий промышленной нефтеносности.
Отложения мезозойской группы представлены гидрохимическими осадочными породами юрской (верхний отдел) и меловой (нижний и верхний отделы) систем. Верхнемеловые отложения представлены терригенными осадочными породами. Кайнозойские отложения (неоген+четвертичные) также отложены терригенными осадками.
Известняки серые, темно-серые, с коричневатым оттенком, глинистые, плотные, с трещинами, выполненными кальцитом. Встречаются следы окисленного битума. Это пласт 2П-1. Выше по разрезу аналогичные плотные известняки, неравномерно насыщенные (пласт ЗП). Еще выше по разрезу аналогичные плотные пористо-кавернозные известняки, промышленно нефтенасыщенные - пласты 4П и 5П.
Пласт 4П подразделяется на нижнюю и верхнюю пачки и пачку «пила». Нефтенакопление битуминозных мергелей, аргиллитов и глинистых известняков в пачке под индексом «пила» не имеет промышленного значения. Вся толща продуктивного пласта (горизонта) 5П расслаивается тонкими прослоями мергелей и известняковых аргиллитов.
Алгоритм выбора рационального варианта системы разработки
В соответствии с основными положениями методики алгоритм выбора рационального варианта системы разработки с применением технологии тампонирования представлен на рис. 2.4.
Выбор совокупности критериев эффективности группы добывающих и нагнетательных скважин Выбор расположения скважин системы разработки Задание плотности сетки скважин і Задание параметров технологии выравнивания SL Задание начальных и формирование граничных условий і Расчет динамики показателей разработки и соответствующих значений критериев эффективности
Выбор рационального варианта системы разработки с учетом выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин
Алгоритм выбора рационального варианта системы разработки
Расчеты проводятся в следующей последовательности.
1. Выбор совокупности критериев эффективности группы добывающих и нагнетательных скважин. Технико-экономические критерии приведены в таблице 1.8.
2. Выбор расположения скважин системы разработки. Выбор системы разработки производится в соответствии с геолого-промысловыми особенностями месторождения с учетом планируемого использования технологий извлечения нефти на режимах истощения и существующих скважин.
3. Задание плотности сетки скважин. Плотность сетки скважин зависит от проницаемости коллектора, вязкости нефти, конструкции скважин и др. В данном случае использовались, так называемые, «средние» сетки, поскольку проницаемости слоев коллектора достаточно высокие.
4. Задание параметров технологии выравнивания гфофиля приемистости нагнетательных скважин. В качестве параметров рассматриваются: - фактор остаточного сопротивления, характеризующий степень снижения проницаемости высокопроницаемых пропластков в зоне влияния нагнетательных скважин; - радиус тампонирования - радиус области изменения проницаемости.
5. Задание начальных и формирование граничных условий. Начальные условия задаются как на начало разработки, так и на начало расчетов по оценке эффективности предлагаемой технологии.
Граничные условия по добывающим скважинам (дебиты и депрессии) формируются на основе решения задачи построения прогнозной индикаторной диаграммы с учетом техногенных процессов протекающих в околоскважинных зонах.
Граничные условия по нагнетательным скважинам формируются на основе плановых объемов добычи, а также с учетом требования ГШД. Расчеты проводятся при различных забойных давлениях нагнетательных скважин. Величина забойного давления нагнетательных скважин является одним из факторов, влияющих на эффективность системы разработки и обосновывается при выборе рациональной технологии.
6. Расчет динамики показателей разработки и соответствующих значений критериев эффективности.
Расчет динамики показателей разработки осуществляется с использованием программных средств, позволяющих исследовать процессы фильтрации с учетом геолого-промысловых особенностей месторождения. 7. Выбор рационального варианта системы разработки.
Как указывалось в п. 1.3.2. решение задачи выбора рационального варианта разработки осуществляется методами многокритериальной оптимизации, предлагаются: методы теории статистических решений и метод анализа иерархий.
В первом случае, лицо принимающее решение (ЛПР) должен выбрать один вариант из нескольких, например, т. Пусть і № стратегии ЛПР, / = 1,...,т. Природа, допустим, может находиться в и состояниях. Причем, если реализуется j-e состояние природы, то это означает, что у -й критерий является основным, j=l,...ji. Эффективность каждой стратегии оценивается несколькими показателями (критериями), например, КИН, Тр, Sc. Обозначим через Sjj- значение у-ого показателя эффективности для /-ой стратегии, f=l,...,m; у=1,...,л. Предположим, что чем больше значения показателей эффективности, тем предпочтительнее стратегия
Исходные данные для проведения многоварнантных расчетов
В данном разделе рассматриваются возможные варианты расположения скважин при применении технологии извлечения нефти водой, которые могут быть использованы на месторождении Западный Аяд с учетом расположения скважин при эксплуатации на упругом режиме.
Оценка максимального дебита добывающих скважин и соответствующих забойных давлений проводилась по уравнению притока по формуле (1.10), п. 1.3.2.
Как говорилось ранее, для наиболее полного учета техногенных процессов была принята экспоненциальная зависимость проницаемости от давления. Забойное давление добывающих скважин было принято держать на уровне насыщения, наибольшая депрессия составляет 2,9 МПа. На рисунке 3.1. представлены индикаторные линии, служащие обоснованием добывных возможностей скважин месторождения Западный Аяд: сплошная линия x(p)=const, пунктир в случае экспоненциальной зависимости проницаемости от давления.
Прогнозные индикаторные кривые Кроме того, были проведены многовариантные прогнозные расчеты показателей разработки с использованием технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин для указанных площадных систем разработки при различных плотностях сетки скважин, а также сравнительные расчеты эффективности различных элементов площадных систем заводнения с одинаковой плотностью сетки скважин.
При моделировании процесса извлечения нефти водой рассматривалось расположение скважин при пятиточечной и обращенной девятиточечной системах разработки при различных плотностях сеток скважин (Sc равны 12.5, 18 и 24.5 га/скв.). Расчеты проводились для элементов симметрии указанных систем площадного заводнения. Обоснованы забойные давления нагнетательных скважин, обеспечивающие поддержание пластового давления на уровне, соответствующем началу разработки. Так, для обращенной девятиточечной системы (Sc=18 га/скв) забойные давления нагнетательных скважин равны 26 МПа. Забойные давления добывающих скважин приняты равными давлению насыщения пластовой нефти газом.
Для проведения многовариантных расчетов с учетом поставленных задач были приняты следующие параметры и интервалы варьирования: Плотность сетки скважин (12,5-24,5 га/скв). Радиус изменения проницаемости околоскважинной зоны (0-30 м). Фактор остаточного сопротивления (1-Ю).
Расчетная динамика показателей разработки для пятиточечной и девятиточечной систем разработки приведена в таблицах 3.4. - 3.5. при различных плотностях сетки скважин (Sc) и различных забойных давлениях нагнетательных скважин (Рзн).
Анализ проведенных расчетов позволяет сделать следующие выводы:
При разработке месторождения на основе пятиточечной системы разработки срок разработки составляет от 9.75 лет до 18.25 лет в зависимости от плотности сетки скважин и забойных давлений нагнетательных скважин.
Коэффициент извлечения нефти для пятиточечной системы разработки изменяется от 39.22 до 39.39 %.
При разработке месторождения на основе девятиточечной системы разработки &р&к р азработки составляет от 7.25 до 13 лет в зависимости от плотности сетки скважин и забойных давлений нагнетательных скважин.
Коэффициент извлечения нефти для обращенной девятиточечной системы разработки изменяется от 39.97 до 40.02.
Для сравнения эффективности использования того или иного расположения скважин необходимо рассмотреть различные системы разработки при оптимальных граничных условиях и равных параметрах. Например, элемент пятиточечной системы разработки (Sc=12,5 га/скв, 8э=25 га) и элемент девятиточечной системы разработки (Sc=12,5 га/скв, 8э/2=25 га).
Методика проведения экспериментальных исследований процесса тампонирования коллектора
Принципиальная схема фильтрационной установки высокого давления представлена на рис. 4.1. Установка позволяет проводить эксперименты по изучению фильтрационных процессов на насыпных моделях пористых сред при температурах до 150С и давлении до 20 МПа. Кроме того, на установке можно проводить подготовительные работы по вакуум и рованию и насыщению моделей пласта. давления HP-CFS В1...В21 - вентили; М1...М4 - манометры; ПІ, ГІ2 - поджимки с разделительными поршнями; TD -дифманометр; PI и Р2 - газовые редукторы; МП - модель пласта; 1 -система предварительного нагрева входной линии; 2 - нагревательная лента; 3 - ЛАТР; 4 - термометр - регулятор нагрева; 5 - мерный сосуд; 6 - насосы высокого давления 1SCO; 7 - сосуд с маслом; 8 - сосуд высокого давления; 9 - самописец; 10 - сосуд высокого давления системы противодавления; 11, 12 - баллоны с газом.
Гермостатируемая насыпная модель пласта (МП) представляет собой трубу (или набор труб) из нержавеющей стали, и может иметь длину от 48,7 до 496,0 см и внутренний диаметр от 20 до 30 мм. Стальные трубы имеют нарезку на внутренней поверхности корпуса глубиной 1 мм.
Для поддержания нужной температуры корпуса МП и системы предварительного нагрева 1 жидкости используется нагревательная лента 2. Регулировкой напряжения с помощью трансформатора ЛАТР 3 обеспечивается нужная скорость нагрева МП. Контроль и поддержание заданной температуры осуществляется при помощи датчика-регулятора ТРМ-1 4, снабженного хромель-капелевой термопарой ТХК, находящейся на корпусе МП.
Подача в МП рабочих жидкостей осуществляется через поджимки П.І и 112, представляющие собой сосуды высокого давления с разделительными поршнями. В подпорщневые объемы поджимкой подается масло из трех соединенных в одну гидравлическую схему прессов 1SCO 6, с помощью которых обеспечивается постоянная скорость фильтрации рабочей жидкости в МП.
Объемный расход, поддерживаемый с помощью прессов ISCO может изменяться плавной регулировкой от 0-600 см7час.
Заполнение надпоршневого объема поджимков П1 и П2, рабочими жидкостями проводится по следующей методике. Под давлением газа из баллона 12 при открытых вентилях В4, В6, В16 и В17 масло из-под поршней поджимки П1 и П2 перетекает в сосуд 7. После того как поршни отпустятся в крайнее нижнее положение подачу газа из баллона 12 прекращают. Открытием вентиля В1 либо вентиля В2 из системы стравливают газ. Затем через вентиль В1 (при наполнении поджимки П1) или вентиль В2 {при наполнении - П2) система подсоединяется к вакуумному насосу и производится вакуумирование. После вакуумирования в течение 30 минут, отключается вакуумный насос и вентиль В1 или В2 соединяется с сосудом, в котором находится рабочая жидкость. Под действием атмосферного давления рабочая жидкость перетекает из сосуда в надпоршневой объем поджимки П1 и П2.
Эмульсия (высоковязкие составы), дисперсные системы и другие сложные при закачке жидкости подаются в МП из сосуда высокого давления 8 объемом 300 смЗ , под давлением газа из баллона 12. Для этого рабочая жидкость заливается в сосуд 8 и после герметичного закрытия при открытых вентилях В9, ВП, В12, В14, В 15, и закрытых - В6, В5, в верхнюю часть сосуда подается газ. Контроль за давлением газа осуществляется с помощью образцового манометра Ml. Если закачка рабочей жидкости в МП должна проводиться с определенным объемным расходом, тогда давление создается не газом, а с помощью прессов ISCO 6. Для этого рабочую жидкость, так же как и в предыдущем случае заливают в сосуд 8, который герметично закрывают. Для того чтобы не происходило разбавление рабочей жидкости, закачиваемой в МП, один из поджимки заполняют жидкостью не смешивающейся с ней. Например, если закачивается углеводородная жидкость, то поджимки заполняют водой и наоборот. После заполнения поджимки П1 и сосуда 8 при открытых вентилях В4,В5, В14, В15, В16, В18, В20, ВП, В12 и закрытых - В1, В2, В10, В17, В19, В21 включаются прессы ISCO 6 с требуемым объемным расходом.
При фильтрации флюидов выше их температуры кипения используется система противодавления, включающая в себя сосуд высокого давления 10 для сбора выходящей из модели продукции, газового баллона 11, образцового манометра М4 и мерного сосуда 5. Подачей газа из баллона 11 в сосуд 10 обеспечивается нужное значение противодавления, которое контролируется с помощью манометра М4
