Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ современного состояния технологий вскрытия залежей нефти и газа 8
1.1 Фильтрационно-емкостные характеристики коллекторов нефти и газа . 8
1.2 Распространённые способы первичного вскрытия продуктивных залежей, снижающие степень загрязнения ПЗП 13
1.3 Причины ухудшения фильтрационно-емкостных свойств нефтегазовых коллекторов в процессе первичного вскрытия 15
1.4 Составы промывочных жидкостей для вскрытия продуктивных пластов 22 Выводы и постановка цели и задач исследования 31
2 Методика исследований 33
2.1 Состав и свойства промывочных жидкостей. Технологические параметры буровых растворов 33
2.2 Методы изучения процессов, протекающих в продуктивных пластах. 35
2.3 Реологические и фильтрационные характеристики полимерных буровых растворов 37
2.4 Методика планирования эксперимента 44
3 Исследование технологических свойств и разработка составов биополимерных буровых растворов для вскрытия продуктивных пластов 49
3.1 Предварительные замечания 49
3.2 Исследования свойств буровых раствора на основе экзополисахаридов 52
3.3 Исследования стабильности свойств биополимерных растворов 64
3.4 Разработка безглинистых составов промывочных жидкостей для вскрытия продуктивных пластов 69
Выводы по главе 3 78
4 Исследование фильтрационных процессов в терригенных нефтенасыщенных породах-коллекторах при их взаимодействии с дисперсионной средой бурового раствора 79
4.1 Постановка задач исследования 79
4.2 Методика проведения экспериментов и корректность измерений 84
4.3 Исследование закономерностей изменения фильтрационно-емкостных свойств терригенных коллекторов при фильтрации через них промывочных жидкостей 90
Выводы по главе 4 95
5 Оценка экономической эффективности применения бурового раствора на основе биополимера Barrixan 96
Общие выводы и рекомендации 101
Список литературы 103
- Фильтрационно-емкостные характеристики коллекторов нефти и газа
- Состав и свойства промывочных жидкостей. Технологические параметры буровых растворов
- Исследования свойств буровых раствора на основе экзополисахаридов
- Методика проведения экспериментов и корректность измерений
Введение к работе
Актуальность проблемы. В настоящее время нефтяная и газовая отрасли являются ведущими в топливно-энергетическом комплексе России, а их развитие определяется научно-техническими достижениями в области строительства скважин на нефть и газ.
Вскрытие продуктивных пластов традиционными методами с применением глинистых буровых растворов на водной основе в большинстве случаев приводит к загрязнению призабойной зоны пласта (ПЗП) твердой фазой и фильтратом раствора. Это ведет к ухудшению коллекторских свойств пласта и увеличению сроков и стоимости работ по освоению скважин, а иногда вообще не удается получить промышленно значимый приток пластовых флюидов к скважине.
Вышеуказанные факторы особенно сильно влияют на результаты освоения скважин на месторождениях высоковязких нефтей с низкими пластовыми давлениями и малопродуктивными коллекторами.
В связи с этим становится актуальной задача снижения негативного воздействия промывочной жидкости на ПЗП при первичном вскрытии продуктивных залежей.
Для решения данной проблемы в настоящее время при вскрытии продуктивных пластов все чаще применяются специальные составы промывочных жидкостей с низким содержанием дисперсной фазы (малоглинистые и поли-мерглинистые буровые растворы), а также безглинистые очистные агенты на углеводородной основе, минерализованные растворы, аэрированные жидкости и пены, сжатый газ, которые снижают ухудшение коллекторских свойств ПЗП и повышают коэффициент восстановления проницаемости продуктивных пластов при освоении скважин.
Тем не менее применение перечисленных составов не обеспечивает сохранение естественных фильтрационно-емкостных характеристик пластов, что приводит к снижению их продуктивности.
Зарубежный опыт первичного вскрытия продуктивных залежей показывает, что существенного снижения воздействия промывочной жидкости на пласт можно добиться путем применения определённых композиций буровых растворов на основе высокомолекулярных органических и неорганических соединений.
Однако, при значительных технологических преимуществах таких растворов их главный и существенный недостаток - высокая стоимость полимерных реагентов, которая колеблется от 100 до 500 тыс. руб. за тонну и является основным сдерживающим фактором широкого распространения безглинистых буровых растворов в практике ведения буровых работ.
В этой связи представляется актуальной задача создания рецептур более дешёвых, но не менее эффективных безглинистых биополимерных буровых растворов, в частности, на основе экзополисахаридов (ЭПС).
Вопросами совершенствования технологий вскрытия продуктивных нефтяных и газовых пластов посвящены работы многих российских ученых, в том числе Ангелопуло O.K., Ахмадеева Р.Г., Булатова А.И., Зозули Г.П., Мавлютова М.Р., Мирдзаджанзаде А.Х., Овчинникова В.П., Полякова В.Н., Рябоконя С.А., Шищенко Р.И., Юсупова И.Г. и др.
Исследованием и разработкой рецептур промывочных жидкостей в разное время занимались Агзамов Ф.А., Городнов В.Д., Грей Дж. Р., Дарли Г.С.Г., Зозуля В.П., Измайлова Р.А., Кистер Э.Г., Кондрашев О.Ф., Кошелев В.Н., Крылов В.И., Маковей Н., Николаев Н.И., Нифонтов Ю.А., Рябова Л.И., Рязанов Я.А., Уляшева Н.М., Чубик П.С., Шарафутдинов 3.3. и др.
Актуальность темы диссертации подтверждается её включением в планы исследования госбюджетной НИР кафедры технологии и техники бурения скважин СПГГИ(ТУ) за 2005-2007 гг. "Разработка рецептур промывочных жидкостей на основе полимерных композиций", а также в тематику хозяйственного договора между СПГГИ(ТУ) и ООО "Севергазпром" № 4/2007 "Повышение качества вскрытия продуктивных пластов с аномально низкими пластовыми дав лениями за счёт применения малоглинистых буровых растворов и безглинистых промывочных жидкостей на основе полисахаридов".
Цель работы. Повышение эффективности вскрытия и освоения продуктивных залежей с аномально низкими пластовыми давлениями, низкой проницаемостью коллектора и значительной вязкостью углеводородного сырья.
Идея работы. Сохранение естественных фильтрационно-емкостных характеристик пластов за счёт создания в ПЗП временного изолирующего слоя при использовании в качестве очистного агента модифицированных безглинистых растворов на основе ЭПС Barrixan.
Задачи исследования:
1. Проанализировать современные способы первичного вскрытия продуктивных пластов с аномально низкими пластовыми давлениями, низкой проницаемостью коллектора и значительной вязкостью углеводородного сырья и оценить факторы, влияющие на качество вскрытия продуктивных пластов.
2. Провести комплекс лабораторных исследований безглинистых промывочных жидкостей на основе различных биополимеров типа ксантан.
3. Разработать составы модифицированных безглинистых буровых растворов, позволяющих создавать в ПЗП временный изолирующий слой, предотвращающий глубокое загрязнение продуктивного пласта промывочной жидкостью.
4. Провести исследования технологических свойств разработанных составов безглинистых биополимерных растворов и дать оценку границам их применимости.
5. Разработать методику проведения экспериментов по исследованию проницаемости нефтенасыщенных пород при фильтрации через них различных типов промывочных жидкостей и углеводородов.
6. Исследовать процессы фильтрации различных типов буровых растворов в нефтенасыщенных терригенных породах и дать оценку их загрязняющего воздействия на пласт.
7. Провести оценку ожидаемой технико-экономической эффективности предложенных составов буровых растворов.
Методика исследования включает в себя комплекс экспериментальных и аналитических исследований с использованием как стандартных, так и специально разработанных методик проведения экспериментов, планирование и статистическая обработка результатов с использованием современного программного обеспечения.
Научная новизна заключается в установлении способности безглинистых биополимерных буровых растворов на основе ксантановых смол формировать в ПЗП изолирующий слой, снижающий отрицательное воздействие промывочной жидкости на коллекторские свойства нефтенасыщенных пород и полностью разрушаемый с течением времени в результате биодеструкции.
Защищаемые научные положения:
1. Применение безглинистых буровых растворов на основе биополимера Barrixan при его массовом содержании 0,3-0,5 % обеспечивает условия восстановления фильтрационно-емкостных свойств нефтенасыщенных горных пород за счёт гидрофобизации глинистых частиц в пористой среде, а также создания временного изолирующего слоя на границе взаимодействия бурового раствора с горной породой.
2. Эффективным стабилизатором технологических свойств разработанных составов биополимерных буровых растворов является добавка алюмока-лиевых квасцов, вводимая в количестве 0,1-0,3 % мае. и повышающая биостабильность буровых растворов в 3 раза.
Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций определяется современным уровнем аналитических и экспериментальных исследований, удовлетворительной сходимостью расчетных величин с результатами лабораторных исследований (±1-5%), воспроизводимостью полученных данных.
Практическая значимость заключается в разработке рецептур промывочных жидкостей для бурения скважин и вскрытия продуктивной толщи, позволяющих снизить материальные затраты на бурение и повысить сохранность фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов, а также комплекта программ для оперативного получения оптимальной концентрации компонентов в биополимерном буровом растворе.
Апробация работы. Основные положения и результаты исследований докладывались на VII международной молодежной научной конференции "СЕ-ВЕРГЕОЭКОТЕХ-2006" (Ухта, Ухтинский государственный технический университет, 2006); XVII Международной конференции по науке и технике (Польша, Краковская горно-металлургическая академия, 2006); III Всероссийской научно-практической конференции "Нефтепромысловая химия" (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2007).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 8 печатных работ.
Фильтрационно-емкостные характеристики коллекторов нефти и газа
Традиционно месторождения нефти и газа связывают с осадочным чехлом. По данным на 1 января 2000 г. 23% мировых запасов (3703 млрд. м3 газа и 31602 млн. т. нефти) сосредоточено в 450 месторождениях углеводородов (УВ) в кристаллическом фундаменте, среди которых 40 являются гигантскими [46]. Кроме этого можно встретить месторождения с промышленными запасами УВ в глинистых, биогенных кремнистых толщах и вулканогенных породах [20, с. 236-238]. В табл. 1.1 представлены виды пустот, встречающихся в коллекторах [20, с. 236]. Рассмотрим, как с глубиной будут меняться физические условия (температура, давление) и свойства породы (плотность, пористость).
Термический режим недр Земли характеризуется: температурой, геотермическим градиентом, теплопроводностью и тепловым потоком. Температура -важнейший термодинамический параметр, характеризующий энергетическое состояние среды. На рис. 1.1 приведены графики "температура - глубина" для некоторых регионов мира [51].
Зависимость изменения литостатического давления в массиве кристаллических горных пород от глубины в Кольской сверхглубокой скважине представлена на рис. 1.2 [38].
На глубинах 3000 и 8000 м чётко выделяется два крупных отклонения горного давления от гидростатического (пунктирная линия), что подтверждает блоковое строение земной коры [27; 64]. По Френкелю, понятие дефекта или дислокации включает пару - "дырку" и "сгущение". Дислокации разряжения ("дырки", образующиеся за счёт появления системы трещин и прорыва по ним газа из нижележащих пластов) называются "положительными", или просто дислокациями, а дислокации сгущения - "отрицательными" или антидислокациями. Две положительные или отрицательные дислокации "отталкиваются" друг от друга, а положительная и отрицательная "притягиваются". [5]
Изменение плотности и пористости осадочного чехла с глубиной изучено для большинства платформенных регионов. На рис. 1.3 приведён разрез по Прикаспийской впадине [104]. Его можно охарактеризовать как монотонный: значения плотности нарастают постепенно, а пористость уменьшается. Кроме этого фиксируется ряд плотностных границ.
Из таблицы следует, что трудноизвлекаемые запасы углеводородного сырья составляют 33,6% от общего объема начальных извлекаемых запасов нефти и 79,6% от общего объёма остаточных извлекаемых запасов. Накопленный отбор активных запасов достиг 80,2%, а их освоенность - 92,9% от общего объема начальных извлекаемых запасов. На долю освоения трудноизвлекаемых запасов приходится только 45,7%, причём темп их освоения от начальных извле каемых запасов в три раза выше, чем активных запасов. Годовая добыча труд-ноизвлекаемых запасов в общей добыче составляет 59,1% и оказывается выше, чем годовая добыча активных запасов.
Снижение продуктивности вводимых в эксплуатацию скважин, кроме усложнения горно-геологических условий, обусловлено вступлением большого числа высокопродуктивных залежей в позднюю стадию разработки, характеризующуюся резким ростом обводненности продукции и падением пластового давления.
По прогнозу Всероссийского научно-исследовательского геологического нефтяного института [16] основной прирост запасов углеводородного сырья в нашей стране ожидается за счет акваторий морей, Восточной Сибири и Дальнего Востока, причем их объемы значительно меньше уже разрабатываемых. В связи с этим становится актуальной задача повышения эффективности первичного вскрытия залежей содержащих трудноизвлекаемые запасы углеводородного сырья. [71] Качество первичного вскрытия продуктивных залежей зависит от применяемого способа вскрытия, который главным образом определяется особенностями продуктивных отложений, а именно: пластовыми давлениями; наличием пропластковых и подошвенных вод; прочностью пород, слагающих вскрываемые пласты; типом коллекторов.
Исходя из целей вскрытия продуктивных пластов, можно выделить три способа первичного вскрытия продуктивных залежей [2]: вскрытие с сохранением естественного состояния ПЗП; создание непроницаемого участка в ПЗП, имеющего ограниченные размеры; создание временной изоляции в ПЗП, разрушаемой при вызове притока.
Первый случай имеет место при вскрытии скважин эксплуатируемых с открытым забоем. Он реализуется с использованием гомогенных углеводородных растворов, состав которых не снижает фильтрационных характеристик проницаемого пространства, либо с применением газожидкостных систем и бурении на репрессии.
Второй случай применяется при вскрытии продуктивных пластов, которые не планируется опробовать в открытом стволе и которые перед освоением вскрываются перфорацией. В буровых растворах применяется в этом случае тонкодисперсная и адгезионноактивная твердая фаза, которая необратимо кольматирует ПЗП. Дисперсионная среда этих буровых растворов должна быть вязкой с высокой физико-химической активностью.
Третий случай применяется при вскрытии скважин, в которых производиться опробование продуктивных пластов. Он обеспечивается формированием фильтрационной корки и зоны кольматации в ПЗП из неадгезионноактивной и легкоразрушаемой твердой фазы. Дисперсионная среда буровых растворов в этом случае не должна оказывать существенного влияния на фильтрационные характеристики коллектора.
Состав и свойства промывочных жидкостей. Технологические параметры буровых растворов
Основная технологическая операция промывки скважины - прокачивание бурового раствора по её стволу, однако необходимость выполнения большого количества функций, неизбежно приводят к созданию многокомпонентной гетерогенной полидисперсной системы. Как написал в эпиграфе к одной из глав [90] Я. А. Рязанов: "Буровой раствор должен быть эффективной "кровью" для термобарического реактора (скважины)".
Регулирование технологических параметров буровых растворов при первичном вскрытии продуктивного пласта в первую очередь направлено на сохранение фильтрационно-емкостных свойств, что достигается формированием разрушаемой или не разрушаемой зоны в ПЗП (в зависимости от способа вскрытия см. п. 1.2). Во вторую - увеличение скорости бурения за счёт эффективного разрушения забоя, снижения количества аварийных ситуаций и повышения срока службы породоразрушающего инструмента. В третью - удешевление процесса бурения за счёт применения реагентов низкой стоимости и сокращения времени простоя.
Многолетний опыт бурения на глинистых растворах выделил доминирующие параметры, которые входят в стандартную методику контроля безаварийной проходки скважины, в том числе и в продуктивных интервалах. Перечень контролируемых технологических параметров для буровых бригад (на примере СургутНИПИнефть) включает в себя: определение плотности раствора ареометром АБР -1; определение условной вязкости вискозиметром ВБР-1; определение статического напряжения сдвига на приборе СНС-2; определение СНС на вискозиметре FANN; определение пластической вязкости, динамического напряжения сдвига и эффективной вязкости на вискозиметре FANN; определение показателя фильтрации на приборе ВМ-6; определение показателя фильтрации на фильтр-прессе; определение рН (колорометрическим способом); определение концентрации посторонних твердых примесей; определение содержания песка по стандарту АНИ; определение показателей стабильности и седиментации; определение коэффициента трения фильтрационной корки; определение содержания жидкостей и твердой фазы.
Для буровых растворов, содержащих кальций [90], кроме контроля перечисленных выше параметров, необходим постоянный контроль над содержанием растворенного кальция и щелочности фильтрата. При недостатке растворенного кальция увеличивается гидратация глинистых частиц, их набухание и рост вязкости, а при недостатке щелочи увеличивается содержание кальция в фильтрате, а также рост структурно-механических свойств из-за коагуляционных процессов.
Буровые растворы на основе нефтяных составов [90] - инвертные эмульсии - в первую очередь нуждаются в контроле стабильности, внешними признаками потери которой является видимое разделение фаз, появление воды или эмульсии в фильтрате, «вспучивание» в приемных емкостях, резкое снижение вязкости, не повышающееся при добавке воды. При этом происходит коалес-ценция (слияние) капель, потеря агрегативной устойчивости, не зависящей от поверхностного натяжения на границе раздела фаз и разделение фаз. Устойчивость инвертных эмульсий к коалесценции оценивается по условной величине напряжения пробоя, под воздействием которого в эмульсии появляется ток утечки (0,6-1,0 мА), фиксирующий изменения в инвертной эмульсии только в конкретный момент измерения. Этот параметр зависит от объемного заполнения эмульсии водной фазой и будет иметь высокие значения ( 100В) для мало концентрированных эмульсий и низкие значения ( 100В) — для высококонцентрированных. Устойчивость эмульсии снижается при добавке глины, утя 35 желителя, попадании выбуренной породы с гидрофильной поверхностью, особенно при температуре 70 С.
Если имеется вероятность насыщения бурового раствора газом, необходим постоянный контроль за его содержанием. В буровых растворах на углеводородной основе следует контролировать содержание воды. К химическим методам контроля относятся: определение минерализации фильтрата (содержание ионов кальция, магния, хлора), определение жёсткости воды, определение сульфат-иона, определение активности извести.
Адаптация биополимерных буровых растворов к геолого-техническим условиям распространёнными методиками снижает эффективность их применения, так как стандартные методики исследования технологических параметров промывочных жидкостей ориентированы на растворы, где изолирующий эффект, в основном, определяется малопроницаемой коркой. В то же время, по современным представлениям [44], фильтрационное сопротивление системы "биополимер - пористая среда" определяется вязкоупругими эффектами.
Для биополимерных буровых растворов характерно проявление сдвигового разжижения (уменьшение эффективной вязкости) в вискозиметрическом эксперименте, и, наоборот, сдвигового загущения при фильтрации, т.е. имеет место аномальный рост сопротивления течению в пористой среде. При этом вязкие силы, обуславливающие сопротивление, являются решающим фактором лишь в области малых скоростей фильтрации и заметно снижаются с ее увеличением, когда преобладающую роль начинают играть упругие силы, т. к. жидкость не успевает релаксировать при переходе из одной поры в другую, что приводит к увеличению эффективной вязкости. [99]
Исследования свойств буровых раствора на основе экзополисахаридов
Рассматриваемый ЭПС представляет собой легкодоступный коммерческий продукт, на рынке которого насчитывается несколько десятков сортов. Для проведения исследований было отобрано несколько реагентов, различного производства. [62]
В табл. 3.1 представлены результаты измерения параметров растворов, определение которых проводилось от одного до двух часов после приготовления. Для уменьшения влияния непостоянства соленого состава водопроводной воды, реагенты вводились в дистиллированную воду.
Биополимерные буровые растворы обладают меньшей плотностью, чем глинистые, кроме того, они позволяют, при несбалансированном давлении на забое и управляемом выбросе пластового флюида, бурить на максимальных скоростях. Результаты проведенных исследований биополимерных безглинистых растворов показывают, что плотность раствора в зависимости от марки биополимера меняется незначительно, и характеризуются величинами, пригодными для вскрытия продуктивных пластов с аномально низкими пластовыми давлениями (АНИД).
При необходимости дальнейшего снижения плотности, этого можно добиться введением лёгких твёрдых наполнителей (резиновая крошка, пластмассовые, стеклянные или кремниевые микросферы) или насыщением газообразными агентами.
Следующим параметром, характеризующим качество вскрытия продуктивных пластов, является значение водоотдачи бурового раствора.
Из таблицы видно, что водоотдача растворов, приготовленных на основе Rodhopol и Barrixan в 2 раза ниже, чем у китайских биополимеров Haihua IN и Haihua IV. Причины резкого изменения данного параметра заключаются в принадлежности ЭПС продуцентам бактерий рода Xanthomonas к разным видам, патоварам и даже штаммам, что свидетельствует о существенном различии в их молекулярном строении.
Если рассматривать седиментационную устойчивость бурового раствора и способность удерживать шлам во взвешенном состоянии, то в первую оче редь они зависят от статического напряжения сдвига (СНС). Чтобы определить минимальное значение этого показателя, существует методика Гаррисона.
Предлагаемый метод основан на математическом описании процесса оседания обломков выбуренной породы в неподвижном тиксотропно упрочняющемся буровом растворе [10]. В первом приближении можно СНС должно быть не менее ff MJPn-p)t (ЗЛ) 6т где DM - эффективный диаметр наиболее крупных частиц выбуренной породы, находящихся в скважине; рп, р - плотность соответственно выбуренной породы и бурового раствора; m - коэффициент формы оседающих в буровом растворе частиц; m = = 1,6-5-2,5. Из данных табл. 3.1 следует, что показатели СНС биополимерных растворов меняются от 8,6 до 11 Па, причём реагент Barrixan обладает лучшей характеристикой для формирования защитного слоя в ПЗП.
Для глинистых буровых растворов вязкость всегда стараются минимизировать, так как с её понижением падают энергетические затраты на циркуляцию бурового раствора, улучшается очистка забоя, появляется возможность реализовать большую гидравлическую мощность на долоте, уменьшаются потери давления в кольцевом пространстве скважины. Для биополимерных и некоторых других типов растворов (см. рис. 3.1) требование снижение вязкости может быть менее категорично, так как они обладают свойством разжижения при высоких скоростях сдвига.
Условная вязкость (см. табл. 3.1) исследованных нами растворов колеблется от 36 до 81 с, пластическая вязкость - от 9 до 15 мПас, причём наблюдается соответствие порядка расположения при изменении показателей от меньшего значения к большему для обоих параметров, что указывает на адекватность оценки вязкости с помощью СПВ-5.
Методика проведения экспериментов и корректность измерений
Литературный обзор и анализ продукции фирм-производителей лабораторного оборудования показал, что существует широкий выбор установок для исследования фильтрационных процессов. Использование в качестве пористой среды кернового материала не позволяет получать идентичные начальные условия, т.к. свойства породы с одной и той же залежи (и даже скважины) будут отличаться в зависимости от того, где отобран керн (например, ближе к кровле или подошве). Если для исследований использовать один и тот же керн, то будут отличаться начальные условия проводимых опытов, т.к. после проведения одного акта фильтрации безвозвратно меняются поверхностные свойства породы.
Исходя из постановки задачи и анализа распространённых методов исследования фильтрационных процессов, предпочтение было отдано насыпным моделям, которые лишены перечисленных недостатков, что позволяет проводить качественное сравнение влияния различных составов на проницаемость нефтенасыщенных терригенных пород.
Конструктивно рабочий узел установки для исследования влияния промывочных жидкостей на проницаемость нефтенасыщенных терригенных пород представлен фильтрационно-компрессионным прибором [50], используемым для определения влияния уплотнения горной породы (при её одноосном сжатии) на её проницаемость при фильтрации воды в инженерно-геологических исследованиях. Сущность эксперимента состоит в установлении скорости фильтрации флюида через уплотнённую породу. Принципиальная схема установки представлена на рис. 4.1, ниже дано описание порядка проведения опытов.
На базу 1 с решёткой 5 закрепляют болтами 6 кольцо 7 с навинченным направляющим цилиндром 8, перекрывают краны 4, 14 и заполняют базу насыщающим флюидом (нефтью). Формируют на решётке 5 один слой пропанта с диаметром частиц 1,2 мм (диаметр отверстий в решётке - 1 мм), затем насыпают песок нужной фракции до верхнего уровня кольца 7 (причём масса одной и той же фракции будет постоянной). По мере наполнения песок насыщают нефтью, затем снова формируют слой пропанта мощностью в одну гранулу, устанавливают штамп 9 и помещают прибор под пресс. Доливают в направляющий цилиндр 8 нефть так, чтобы её уровень сравнялся с его кромкой. В таком виде прибор, загруженный породой, подготовлен для испытания на фильтрацию.
2. После подготовки прибора прикладывают нагрузку, под которой выдерживают породу до стабилизации уплотнения, наблюдение за которым ведут по манометру пресса.
3. Заполняют пьезометрическую трубку флюидом с помощью крана 15. Синхронным открытием кранов 4 и 14 вытесняют из базы предыдущую жидкость, и доводят уровень в пьезометрической трубке на 1,2 м выше относительно кромки цилиндра 8.
4. Вместе с началом отсчёта времени открывают кран 4, и создают тем самым напор, под действием которого флюид фильтруется через пористую среду снизу вверх. Фиксируют время прохождения понижающимся уровнем отметок шкалы.
Отсутствие данных о проведении исследований на рассматриваемой установке гетерогенных систем привело к необходимости апробации методики на ньютоновских жидкостях, не меняющих своих свойств в этих условиях, для этих целей провели исследования по фильтрации керосина.
Непосредственно получаемые результаты оформляются в виде зависимостей Q - ДР (индикаторных диаграмм). Фильтрация флюидов через терригенную породу, сложенную песком с размером гранул менее 0,3 мм при установившемся давлении сжатия породы, представлены нарис. 4.2.
Приведённые графические зависимости показывают, что полученные точки для керосина и воды располагаются на прямых с разными наклонами к оси абсцисс, причём их продолжение проходит через начало координат. Это соответствует линейной зависимости изменения расхода фильтруемой жидкости от перепада давления, что указывает на проявление ньютоновской вязкости. Известно, что вязкость керосина составляет 15 мПа-с, а воды - 4 мПа-с при стандартных условиях.
Небольшие отклонения полученных точек от прямолинейной зависимости связаны с ошибками при записи времени, но эти ошибки в процессе опыта не накапливаются, поэтому не оказывают влияние на конечные результаты. На рис. 4.3 представлены рассчитанные по формуле (4.13) зависимости проницаемости при фильтрации флюидов через пористую среду от перепада давления.
