Лаб.Практ.(н) В (1). Оразовательное учреждение высшего образования уфимский государственный нефтяной технический университет
 Скачать 0.8 Mb.
|
 1 – образец с проницаемостью К1; 2 – образец с проницаемостью К2; К1< K2 Рис. 6.2. Динамика объёма впитываемой воды в пористые среды различной проницаемости Полученные результаты анализируются и делаются выводы. 6.5. Вопросы для самоподготовки Что за понятие «капиллярное явление»? Формула Жюрена. Методика определения капиллярного впитывания жидкости в пористые среды. Как зависит скорость капиллярного впитывания воды от проницаемости пористой среды? Какие различают виды (типы) капиллярного впитывания воды в пористые среды? Что входит в понятие равновесная или предельная высота самопроизвольного капиллярного подъема мениска в вертикальном канале? ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА 7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕФТЕПРОНИЦАЕМОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД ПРИ ПЛАСТОВЫХ УСЛОВИЯХ 7.1. Назначение установки Установка для исследования проницаемости кернов  предназначена для изучения фильтрации жидкостей и газов в пористой среде в условиях, приближенных к пластовым.Она позволяет вести исследования с моделированием следующих пластовых условий: пластового давления до 30 МПа; горного давления до 60 МПа; температуры пластовой жидкости или газа от плюс 20 до плюс  C;градиента давления от 5 до 2000 кПа/м при использовании для измерения перепада давления дифференциального жидкостного манометра и от 6 до 80 МПа/м при применении для измерений образцовых манометров; скорости фильтрации в пористой среде от 4, 5 м/год до 45 км/год. На установке применяется естественный образец породы длиной 50 мм и диаметром 30 мм. Габаритные размеры установки: длина…………………………1229 мм; ширина………………………...795 мм; высота………………………...1200 мм; масса установки………………...430 кг. _________________________ *)Принципиальная схема установки УИПК, в виду ее сложности, не приводится в методичке и показана на самой установке. 7.2. Меры безопасного выполнения работы При работе с установкой необходимо строго соблюдать все требования по электробезопасности, безопасному обращению с химическими веществами и технике безопасности при производстве работ под давлением: электродвигатели установки, вакуумного насоса и термостата должны быть заземлены; нельзя оставлять установку, включенную в сеть, без присмотра; токопроводящие провода и, в особенности, их концы должны быть тщательно изолированы; повышение и снижение давления в системе установки следует производить плавно, без рывков; закрытие и открытие вентилей следует выполнять плавным поворотом штурвалов; запрещается производить ремонт электрической части установки под напряжением; запрещается ликвидировать утечки в системе установки под давлением; перед ликвидацией негерметичности следует снижать давление в системе установки до атмосферного; категорически запрещается хранение и прием пищи, где находится установка; перед выполнением операций следует убедиться в правильности положений вентилей на всех узлах установки. 7.3. Проведение испытания Испытания проводятся в следующей последовательности: Изучают устройство установки (см. паспорт установки УИПК-1М); Готовят таблицу (табл. 7.1) для записи результатов измерений. В эту таблицу сразу же заносят сведения о размерах образца породы, установленной в керновом зажиме установки; величину давления в системе гидравлического обжима керна, давления флюида на входе и выходе из керна. Таблица 7.1 Результаты проведения опыта по фильтрации флюида через керн
Проверяют положения вентилей на пути движения нефти от одного контейнера до другого. На этом пути вентили В-21, В-3, В-8, В-9, В-12, В-24, В-2 должны быть открыты и должны быть закрыты вентили В-1, В-22, В-4, В-20. Кроме того, в открытом положении должны находиться вентили В-41, В-44, В-43, В-4, В-2, В-10, В-15 пружинных образцовых и ртутного дифференциального манометров. Вентили же В-17, В-18, В-16, В-11, В-7, В-25, В-13, В-14, В-5 должны быть закрыты (см. схему установки). Если же подача флюида в керн производится из контейнера 13 нажатием на кнопку “2-пресс”, то следует открыть вентили В-4, В-20, а В-21 и В-2 следует закрыть. По сведениям о размерах керна, абсолютной проницаемости породы и о коэффициенте вязкости флюида предварительно рассчитывают наименьшую и наибольшую величины определяемого расхода флюида через керн при заданных значениях перепада давления. Включают установку в сеть. При нажатии кнопки “установка” должна загораться лампочка “сеть”. Рукоятку для регулирования расхода на планетарном редукторе ставят в положение, соответствующее величине расчетного наименьшего расхода. Это достигается плавным поворотом рукоятки управления, служащей для отключения измерительных прессов от фрикционно-планетарного редуктора, левой рукой и одновременным поворотом правой рукой рукоятки планетарного редуктора. При переходе от одного фиксированного значения расхода к другому можно 10-кратно изменять скорость вала планетарного редуктора по отношению к скорости вращения ведущего вала вариатора путем регулирования положения текстолитовых роликов фрикционного вариатора. Это позволяет плавно регулировать расход флюида через керн между ступенями его изменения. Штурвал фрикционного вариатора ставят в положение, соответствующее наименьшему числу оборотов вала планетарного редуктора. После осмотра положения указателей на измерительных прессах включают “1-пресс” на сжатие. Для этого нажимают на кнопку “1-пресс” на панели управления установки. После включения загорается лампочка “1-пресс”. Отмечают положение указателя пресса и записывают начальный объем с точностью до сотых долей кубического сантиметра (по лимбу). Одновременно включают секундомер и начинают отсчет продолжительности фильтрации флюида через керн. С помощью дифференциального ртутного манометра измеряют перепад давления на концах керна. Для этого вращением штурвала перемещают каретку манометра до совмещения магнитной стрелки с концом неподвижного указателя. Отсчет величины перепада давления ведут по мерной линейке и данные заносят в таблицу. Записывают отсчет конечного положения указателя объема флюида на прессе, одновременно засекают и заносят в таблицу время прохождения через керн объема жидкости, равного разности между конечным и начальным положениями указателя измерительного пресса – ∆V. С применением вариатора увеличивают расход флюида через керн. В указанной выше последовательности определяют перепад давления на концах керна, продолжительность и объем прошедшего через породу флюида. Эти данные заносят в табл. 7.1. Таким образом, после каждого увеличения расхода жидкости измеряют перепад давления на концах керна при установившемся режиме фильтрации до тех пор, пока перепад давления на концах керна не достигнет 0,1 МПа. После закрытия вентилей В-10, и В-15 перепад давления отсчитывают по разности показаний образцовых пружинных манометров. Не следует забывать закрыть вентили В-10 и В-15. Если в процессе проведения опыта поршни контейнера достигают крайних положений, то на панели управления загораются лампочки. В этом случае следует прекратить процесс фильтрации нажатием на кнопку “Стоп”, расположенную между кнопками “1-пресс” и “2-пресс”, либо применением кнопки на горизонтальной плите между двумя измерительными прессами. После переключения вентилей, а именно: открыв вентили В-4, В-20, и закрыв В-21, В-2, включают на сжатие “2-пресс” и продолжают вести опыт до заданной величины депрессии на концах керна и расхода флюида через породу. Если необходимо включить на сжатие “1-пресс”, то следует предварительно закрыть вентили В-4 и В-20 и открыть В-21 и В-2. Проследить за тем, чтобы давление в системе гидравлического обжима в процессе выполнения опыта не менялось. В случае изменения давления его регулируют с применением пресса 9, открыв вентили В-17 и В-11. После проведения опыта следует открыть вентиль В-16. При этом в коленах дифференциального манометра уровень жидкости выравнивается. При измерении перепада давления, с применением образцовых манометров, необходимо вводить поправку на потерю давления в поршневых контейнерах на перемещение поршня. Для определения величины потерь необходимо с заданным расходом перемещать флюид мимо керна в направлении от контейнера 10 к контейнеру 13, а затем переменить направление движения жидкости на противоположное. Каждый раз необходимо определять перепад давления. Величина потерь составляет полусумму абсолютных значений перепадов давлений. Прекращение фильтрации флюида через керн достигается нажатием на кнопку “Стоп”, размещенную между кнопками “1-пресс” и “2-пресс”. 7.4. Обработка результатов измерений на установке На установке получают данные о перепадах давлений на концах керна при различных установившихся расходах флюида через породу. С использованием этих данных строят графики зависимости величины перепада давления от расхода флюида, т.е. реологические линии. По форме этих линий можно судить о законах фильтрации флюида через образец породы. Кроме того, путем обработки этой линии можно построить график зависимости между коэффициентом подвижности флюида и перепадом давления на керне, а по данным на линейной части можно определить коэффициент нефтепроницаемости породы. Подвижность флюида в породе определяется по формуле  , мкм2/(мПа*с) , (7.1)где  – расход флюида через породу, см3/с;∆P – перепад давления на концах керна при заданном расходе, кг/см2; L – длина керна, см; F – площадь поперечного сечения породы, см2; µ – коэффициент динамической вязкости нефти, мПа*с; k – коэффициент нефтепроницаемости породы, мкм2. Коэффициент нефтепроницаемости породы определяется по выражению  , мкм2. (7.2)Результаты обработки опытов по фильтрации флюида через керн записывают в табл. 7.2. По результатам опыта дают заключение об особенностях фильтрации нефти через керн. Таблица 7.2 Результаты обработки опытов по фильтрации нефти через керн
7.5. Определение погрешности измерений Относительная погрешность измерения коэффициента нефтепроницаемости породы определяется по выражению  , (7.3)где ∆V – абсолютная погрешность измерения объема флюида V, прошедшего через керн, за время t; ∆t – абсолютная погрешность, допускаемая в измерении секундомером; ∆L и ∆r – абсолютные погрешности измерения соответственно длины L и радиуса r керна; ∆µ – абсолютная погрешность измерения коэффициента вязкости нефти; ∆P – погрешность измерения перепада давления на концах керна. Абсолютные погрешности определения этих параметров составляют: ∆V = 0,02 см3; ∆t = 0,2 с;  = 3%;  = 0,06%; ∆P/(P1-P2) = 0,3% - при применении ртутного дифференциального манометра и 1,0% - при определении перепада давления на пружинных манометрах; ∆L/L = 0,2%; ∆r/r = 0,3%.Абсолютную погрешность определения коэффициента проницаемости породы можно оценить из выражения k = ±  %. Отсюда ∆k = ± ∆k/k %.Тогда значение коэффициента проницаемости породы равно (k ± ∆k) мкм2. 7.6. Вопросы для самоподготовки Почему коэффициент проницаемости породы по нефти отличается от коэффициента проницаемости по газу? В каких пределах может меняться величина коэффициента проницаемости нефтеносных горных пород? Напишите формулу для определения коэффициента нефтепроницаемости горных пород. Единица измерения коэффициента проницаемости горных пород. Для решения каких практических задач используются сведения о нефтепроницаемости горных пород? Порядок выполнения работы. Схема установки УИПК – 1М. Каким образом производиться обработка результатов опыта и расчет погрешности измерений? ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА 8. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА НАБУХАНИЯ ПЛАСТОВЫХ ГЛИН 8.1. Общие положения Большинство продуктивных коллекторов нефти и газа содержат в своем составе то или иное количество глины, которая может находиться в виде порового цемента, прожилок и пропластков. Определенное количество глины может привноситься искусственно в призабойную зону скважины вместе с фильтратом бурового раствора при разбуривании продуктивной части пласта, при капитальном и текущем ремонтах скважин, при заводнении пластов. Глины продуктивных коллекторов, в большинстве своем, состоят из каолинитовых, монтмориллонитовых, гидрослюдистых и хлоритовых глин, которые обладают различной набухаемостью. Содержание их в продуктивном пласте изменяется от долей до 33% и более. В процессе разработки месторождения глина может изменять свой объем и, тем самым, существенно влиять на нефтеотдачу. В практике нефтедобычи известны случаи, когда из-за набухания глинистого материала исключалась возможность заводнения нефтяных коллекторов. Набуханием называется процесс поглощения жидкости твердой фазой с увеличением объема последней. Набухание глин объясняется их гидратацией. Вода проникает в чешуйки глин и создает между чешуйками гидратные пленки. Так как удельная поверхность глин значительна (в силу того, что глина состоит из многочисленных чешуек), глины набухают очень сильно. В дальнейшем чешуйки глины начинают смещаться друг относительно друга и происходит разрушение глин. Набухание глин приводит к снижению пористости и проницаемости. Особенно значительное снижение проницаемости происходит, когда чешуйки глин начинают двигаться в порах и закупоривают мелкие поры. Проницаемость породы вследствие разбухания глин может уменьшаться в 50 и более раз. Поэтому одним из важных требований к реагенту, используемому для закачки в пласт с целью поддержания пластового давления, увеличения нефтеотдачи, является снижение набухаемости глин или полное его предотвращение. 8.2. Цель лабораторной работы. Целью лабораторной работы является: ознакомление с прибором Жигача-Ярова и определение коэффициента набухания глины в пресной и минерализованной воде. 8.3. Приборы и материалы, используемые в работе: Прибор Жигача-Ярова. Глина – бентонит. Фильтровальная бумага. Технические весы с разновесами. Пресная и минерализованная вода. 8.4. Устройство прибора и методика расчета коэффициента набухания глины Принципиальная схема прибора приведена на рис. 8.1. Прибор состоит из индикатора часового типа (ИЧ-10) - 1, цилиндра - 2, поршня -3, бумажного фильтра - 4, глинопорошка - 5, крышки прибора - 6, перфорированного дна - 7, подставки для индикатора - 8, двух направляющих - 9, центратора - 10, фиксирующих болтов - 11, ванны для исследуемой жидкости - 12. Прибор к эксперименту готовится следующим образом: на перфорированный диск цилиндра укладывается кружок фильтрованной бумаги - 4; в цилиндр засыпается порция предварительно взвешенного глинопорошка массой 2*10-3 кг - 5; глинопорошок сверху накрывают кружком фильтровальной бумаги - 4 и в цилиндр вводится поршень 3; на направляющие 9 укрепляется центратор поршня 10 и подставка 8, в которой фиксируется индикатор 1. 1. Индикатор 2. Цилиндр 3. Поршень 4. Бумажный фильтр 5. Глинопорошок 6. Крышка прибора 7. Перфорированное дно цилиндра 8. Подставка для индикатора 9. Направляющие 10. Центратор 11. Фиксирующие болты 12.Ванна  Рис. 8.1 – Прибор Жигача-Ярова Собранный прибор опускается в ванну с исследуемым раствором. Сквозь перфорированное дно цилиндра исследуемая жидкость впитывается в глинопорошок и вызывает его набухание, что фиксируется индикатором 1. Опыт для данной конкретной глины и исследуемой жидкости считается законченным, когда с течением времени объем глины не увеличивается и стрелка индикатора остается в фиксированном положении. Начальная высота сухой пробы глины устанавливается по разнице показаний индикатора заряженного и не заряженного глинопорошком цилиндра. Произведение толщины глинопорошка, определенной по показаниям индикатора, до и после набухания на площадь цилиндра (dц = 2см) прибора принимается за величину начального (Vнач) и набухшего (Vнаб) объемов глин. Фильтровальная бумага, используемая в опытах, набухает в водных средах. Поэтому её толщину, определенную с помощью микрометра необходимо вычитать до набухания (Vнач) и после набухания (Vнаб) глинопорошка. Толщина двух кружков фильтровальной бумаги изменяется от 0,22*10-3 (сухих) до 0,32*10-3 м набухших проб. По результатам набухания глин в исследуемых жидкостях строится зависимость объема набухшей пробы (Vнаб) от объема начальной пробы глинопорошка (Vнач рис. 8.2.). Эта зависимость носит прямолинейный характер. Причем тангенс угла наклона прямой (tgβ) является для данной глины величиной постоянной и не зависящей от начальной пористости проб и химических добавок к воде. Величина отрезка «А», отсекаемого прямой на оси ординат, зависит как от химических свойств глины, так и от химических добавок к воде. Коэффициент действительного изменения объема глинистых частиц (Кнаб) рассчитывается по уравнению  , (8.1)где Кнаб– коэффициент набухания глины; ρ – плотность сухой глины, кг/м3 (для бентонита ρ = 2440 кг/м3); d – масса навески глины, кг (d = 2,0 * 10-3 кг); tgβ – коэффициент, показывающий, какая доля от объема пор в сухой пробе сохраняется в набухшей. Определяется как тангенс угла наклона прямой к оси абсцисс (tgβ = 1,33); А – коэффициент, зависящий от свойства глины и величины tgβ (A = 3 см3).  Рис. 8.2 – Зависимость объема набухшей (Vнаб) от объема начальной (сухой) (Vнач) пробы глинопорошка Для оценки Кнаб глины в воде с какой-либо химической добавкой при известном значении tgв достаточно получить одну точку зависимости Vнаб= f(Vнач). Значение Кнаб при этом рассчитывается по формуле  , (8.2)где Vo= d/ρ – объем сухих глинистых частиц, см3. Подготовленные пробы с навесками глин опускают в ванночки с исследуемыми жидкостями – пресной и минерализованной водой (раствор NaCl), и ведут отсчет показаний индикатора во времени. Показания снимают через каждые 5 мин в течение получаса, а в последующем через 10 мин (всего 10 точек). Полученные данные заносятся в табл. 8.1. Таблица 8.1 Результаты экспериментальных данных
По результатам экспериментальных данных строится зависимость Vнаб = f(t) для пресной и минерализованной воды и определяются коэффициенты набухания глин по формуле (8.1). Результаты опытов анализируются и делаются выводы. 8.5. Вопросы для самоподготовки О набухании каких пластовых глин идёт речь? Что представляет собой прибор Жигача-Ярова? Какова методика проведения опыта по определению коэффициента набухания глины? По какой формуле рассчитывается коэффициент набухания? От каких факторов зависят коэффициенты А и tgβ в формуле (8.1)? Чем объяснить набухание глин при контакте с водой? Какие осложнения при разработке залежей нефти и газа вызывает процесс набухания глин? ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА 9.* ИЗУЧЕНИЕ АППАРАТУРЫ ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ И МЕТОДИКА РАСЧЕТА АНОМАЛЬНО-ВЯЗКИХ СВОЙСТВ НЕФТЕЙ 9.1. Общие положения Промысловые и лабораторные исследования показывают, что в некоторых случаях фильтрация нефти в пористой породе происходит с отклонением от закона Дарси. Такие нефти названы аномально-вязкими, или неньютоновскими. Эти отклонения объясняются аномалией вязкости, обусловленной наличием пространственной структурной сетки в объеме нефти. Объемная структурная сетка состоит из частиц асфальтенов либо из кристалликов парафинов и агрегатов асфальтенов. Изучение аномалии вязкости и фильтрации неньютоновских нефтей осуществляется на экспериментальных установках. Для этой цели используются приборы ротационного и капиллярного типов. Приборы ротационного типа позволяют изучать реологические свойства высоковязких дисперсных систем- дегазированных нефтей, буровых растворов и т.д. Нефть при пластовых условиях является слабоструктурированной жидкостью. Следовательно, аномалии вязкости такой нефти следует ожидать лишь при небольших градиентах давления и скоростей фильтрации, наблюдаемых на участках, удаленных от призабойной зоны пласта. Проявление аномалии вязкости нефтей в пласте снижает эффективность процесса вытеснения и является одной из причин низкого охвата неоднородных пластов фильтрацией и вытеснением; ускоряет прорыв вытесняющей воды в добывающие скважины; залежь длительное время разрабатывается с отбором * Лабораторная работа написана доцентом кафедры РНГМ Шамаевым Г. А. большого количества попутной воды. Конечный коэффициент нефтеотдачи на таких залежах оказывается невысоким. Повышение эффективности эксплуатации возможно путем учета: аномалии вязкости нефтей на стадии их проектирования и разработки. 9.2. Описание лабораторной установки В Уфимском государственном нефтяном техническом университете разработана установка для исследования аномалии вязкости, фильтрации слабоструктурированных нефтей и изучения реологических свойств нефтей (исследования проводятся на вискозиметре капиллярного типа). Исследование фильтрации на установке ведется с использованием образцов естественных пород. Установка позволяет моделировать пластовые условия по температуре, давлению, скорости фильтрации и скорости сдвига. Принципиальная схема установки показана на рис. 9.1. В составе установки имеются следующие узлы и системы: Прессы, заполненные маслом. Они приводятся в движение электродвигателем М через систему понижающих редукторов РП-1 и РП-2. Путем регулирования скорости вращения вала, крайнего к прессам редуктора, можно изменить объемный расход нефти. Редукторы позволяют изменить объемный расход жидкости от 0,1 до 1*10⁻7 см3/с. Разделительные колонки РК служат для исключения контакта исследуемой жидкости с маслом, поступающим из пресса. Узел кернодержателя ПС, где помещен образец породы. Узел капилляра К. Здесь установлен капилляр длиной 213 см и диаметром 0,412 мм. Капилляр свернут спирально и заключен в термостатирующий кожух. Узел жидкостного дифференциального манометра ДЖМ. Манометр компенсационного типа служит для замера перепада давления на концах капилляра и образца пористой среды. Дифференциальный манометр состоит из плексигласовых трубок. Ручной пресс ПР-1 в этом узле служит для заполнения манометра водным раствором хлористого кальция. Ручной пресс ПР-2 служит для регулирования давления в системе установки. Контрольные пружинные манометры МН. Условные обозначения: М - масло; В - водный раствор хлористого кальция, Н - исследуемая нефть.  Рис. 9.1. Принципиальная схема установки для изучения реологических свойств и фильтрации аномально-вязких пластовых нефтей Установка позволяет исследовать фильтрацию нефти через капилляры различного размера и образцы пород разной проницаемости. На установке возможно определение давления насыщения нефти газом объемным методом. Опыты на установке проводятся в условиях "фиксированные объемные расходы- изменяющиеся перепады давления". С помощью системы редукторов через породу или капилляр пропускают жидкость с заданным объемным расходом. После достижения установившегося режима течения дифференциальным манометром измеряется перепад давления на концах капилляра или пористой среды. Затем объемный расход меняется переключением редуктора и измеряется соответствующий этому расходу перепад давления. Измерения проводят при 10-15 режимах течения жидкости в капилляре либо в пористой среде. Ниже приводятся основные технические характеристики установки конструкции УНИ: Максимальное давление, МПа…………………………………………………15 Температура нагрева исследуемой жидкости, °С…………………..от 15 до 80 Объемная скорость жидкости в капилляре и в пористой среде, см3/с….от 7,22*10⁻8 до 0,333 Перепад давления на концах капилляра или пористой среды, кПа………………….от 0,1 до 2*104 Точность измерения перепадов давления, кПа: до 30 …………………………………………………………………………...0,05 от 30 до 1000 ………………………………………………………………….0,80 от 1000 до 20000 ……………………………………………………………...6,00 При ознакомлении с устройством действующей установки следует строго соблюдать следующие правила безопасности: Необходимо убедиться в том, что электродвигатели установки, вакуумного насоса и термостата заземлены. Следует тщательно ознакомиться с устройством установки. Перед включением установки в работу следует убедиться в правильности положений вентилей на всех узлах установки, а также в отсутствии посторонних предметов на вращающихся деталях. После включения установки следует находиться со стороны передней панели установки и следить за исправной ее работой по приборам. Нельзя оставлять установку, включенную в сеть, без присмотра. Категорически запрещаются прием пищи и курение в помещении, где находится установка. 9.3. Порядок проведения лабораторной работы и обработка результатов измерений Для определения реологических параметров нефти производится обработка зависимости перепада давления на концах капилляра от объемного расхода нефти. С этой целью рассчитывают следующие данные:  , (9.1)где V - скорость сдвига нефти через капилляр, с⁻1; –объемный расход нефти через капилляр, см3/с; r - радиус капилляра, см.  , (9.2)где ∆Р - перепад давления на концах капилляра, Па; L - длина капилляра, см;  - напряжение сдвига, Па. , (9.3)где µ - коэффициент динамической вязкости нефти, мПа*с.  Рис. 9.2. Зависимость скорости от напряжения сдвига В дальнейшем по этим данным строится зависимость скорости сдвига от напряжения сдвига (линия консистентности). Она позволяет определить следующие реологические параметры аномально-вязкой нефти: предельное динамическое напряжение сдвига - Ɵ, напряжение предельного разрушения структуры – m, вязкость нефти с предельно разрушенной структурой - µm и с практически неразрушенной структурой – µо (см. рис. 9.2).При фильтрации нефти через образец пористой среды по исходным данным вычисляются: -скорость фильтрации:  , (9.4)где Vф - скорость фильтрации, см/с; F - площадь поперечного сечения образца породы, см2; -градиент давления:  (9.5)где gradР - градиент давления, Па/см; ∆Р - перепад давления на концах образца, Па; L - длина образца, см; - подвижность нефти:  , (9.6)где  - коэффициент подвижности нефти, .По зависимости скорости фильтрации от градиента давления определяются следующие фильтрационные параметры аномально-вязкой нефти: градиент динамического давления сдвига "Н", градиент давления предельного разрушения структуры ”Нm", коэффициент подвижности нефти с практически неразрушенной структурой ( )0 и коэффициент подвижности нефти с предельно разрушенной структурой ( )m (см. рис. 9.3).Обработка линий консистентности и реологических кривых с целью определения реологических и фильтрационных параметров аномально-вязких нефтей производится в следующей последовательности: С использованием сведений об объемном расходе и размерах капилляра, приведенных в табл. 9.1, по формуле (9.1) рассчитывается скорость сдвига. По формуле (9.3) вычисляется коэффициент вязкости нефти. Эти сведения записываются в табл. 9.2. Таблица 9.1 Результаты экспериментов по изучению течения аномально-вязкой нефти в капилляре длиной 213 см и 61 диаметром 0,412 мм
 Таблица 9.2 Результаты расчетов вязкости нефти
Строится линия консистентности (рис. 9.2), и определяются реологические параметры нефти: предельное динамическое напряжение сдвига и напряжение сдвига предельного разрушения структуры. Вязкость нефти с предельно разрушенной структурой и с практически неразрушенной структурой определяется по данным, приведенным в табл. 9.2, как среднее значение коэффициента вязкости нефти, вычисленное по точкам, лежащим соответственно на верхней и нижней ньютоновской области линий консистентности (см. рис. 9.2). Сведения о реологических параметрах аномально-вязкой нефти заносятся в табл. 9.2. По данным об объемном расходе (табл. 9.3) и площади поперечного сечения породы (табл. 9.5) по формуле (9.4) рассчитывается скорость фильтрации нефти. Таблица 9.3 Р 63 езультаты экспериментов по изучению фильтрации аномально-вязкой нефти в песчаниках
П  о формуле (9.6) вычисляются коэффициенты подвижности нефти при фильтрации через породу. Эти данные записываются в табл. 9.4.Таблица 9.4 Результаты расчетов подвижности нефти
Строится реологическая линия (рис 9.3). По этой линии определяются фильтрационные параметры: градиент динамического давления сдвига (Н) и градиент давления предельного разрушения структуры (Hm).  Рис. 9.3. Зависимость скорости фильтрации нефти в пористой среде от градиента давления Подвижность нефти с практически неразрушенной структурой и подвижность нефти с предельно разрушенной структурой определяются по данным, приведенным в табл. 9.4, как среднее значение коэффициента подвижности нефти, вычисленное по точкам, лежащим соответственно на нижней и верхней области фильтрации, с соблюдением линейного закона Дарси (см. рис. 9.3). Таблица 9.5 Сведения о площадях поперечного сечения породы
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
/с
, Па, по следующим вариантам
№
