Обработка результатов испытаний

 

1. Величины фазовых проницаемостей подсчитать по формулам

, (3)

(4)

, (5)

где К_Н1,, К_В1 – фазовые проницаемости для нефти и воды 1-того режима, мкм²;

Q_Н1, Q_В1 – расходы нефти и воды в условиях эксперимента, см³/с;

μ_Н, μ_В – вязкости нефти и воды при условиях эк­сперимента, мПа·с;

∆P₁ – перепад давления на 1-том режиме, 10⁵ Па;

F – площадь поперечного сечения образца на измерительном участке образца, см²;

l – длина участка образца, на котором измеряется перепад давления, см.

2. Значения относительных проницаемостей для нефти и воды подсчитать по формулам

, (6)

(7)

, (8)

где ,, – относительные фазовые проницаемости для нефти и воды, %;

К_Н,, К_В – фазовые проницаемости для нефти и воды, мкм²;

К – проницаемость образца для воды при 100% водонасыщенности, мкм².

Фазовые проницаемости относят к величине проницаемости для воды при 100% водонасыщенности, которая является фильтрационной характеристикой породы в условиях равновесия породообразующих ми­нералов с водной фазой.

3. Текущие значения насыщенности образца двумя или тремя фазами при проведении испытания определять с помощью комплекса методов.

4. Водонасыщенность каждого режима испытания определять по замеренным значениям электрического сопротивления и калибро­вочной кривой, а также по балансу закаченных и вышедших жидкос­тей.

V_ПОР – объем пор образца, см³;

V_ТР – объем трубок (мертвый объем), см³;

5. На каждом режиме среднюю нефтенасыщенность рассчитать по уравнению материального баланса закаченного и вышедшего объемов нефти, с учетом "мертвых" объемов подводящих трубок

, (11)

где S_Н1, S_Н1-1 – нефтенасыщенность 1-того и 1-1 режимов фильтрации, %;

V_НЗ – объем нефти, закаченной в образец, см³;

V_НВ – объем нефти, вышедшей из образца, приведенный к условиям эксперимента, см³;

f_Н1 – доля нефти в потоке, доли единицы.

6. Рассчитанные значения фазовых проницаемостей, относите­льных фазовых проницаемостей и соответствующих им насыщенностей поместить в таблице

7. Построить диаграмму относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды в зависимости от нефте- и водонасыщен­ности

Принципиальная схема соединения узлов установки для определения фазовых проницаемостей при фильтрации нефти и воды рекомендуемая стандартом приведена на рис.1.9.

 

Рис.1.9

П1-П2 – прессы; ПР – пресс ручной; М0-М4 – манометры образцовые; В1-В25 – вентили; ВГ – газовый редуктор; К1-К3 – контейнеры жидкостные; БС – бюретка сборная;

ДМ – дифференциальный манометр; БН, БВ – контейнеры с нефтью и водой;

БМ - масляный бачок; Ф1-Ф2 – фильтры; М – масло; Н – нефть; В – вода; А – азот.

 

В основном блоке размещены: кернодержатель с электрическим ленточным нагревателем и термопарой регулятора пластовой температуры (кернодержатели больших диаметров располагаются перед основным блоком на подвижном столике), основная гидравли-ческая система, которая выполняет функции подачи пластовых жидкостей и определения их объёмов (основная система включает две подсистемы ОС1 и ОС2), вспомогательная гидравлическая система, которая выполняет функцию создания горного давления и система создания противодавления при фильтрации. Кроме того, в основном блоке размещены измерительные датчики контрольно-измерительной системы, портативный измеритель иммитанса и инфракрасный адаптер COM-порта, распределительные газовые гребёнки системы управления пневматическими клапанами, подключенные к воздушной линии на 4-5 бар, а также электрические ленточные нагревательные элементы и термопара, подключённые к регулятору температуры основного блока.

Далее электрические ленточные нагреватели, термопары и регуляторы температуры кернодержателя и основного блока выделены в систему регулирования температуры. В блоке электроники установлены: электронные блоки датчиков абсолютного и дифферен-циального давления, блоки (драйверы) управления шаговыми двигателями приводов насосов высокого давления, регуляторы температуры, стабилизаторы напряжения, усилитель системы управления пневматическими клапанами и коннекторные блоки, системный блок персонального компьютера и электронный блок для измерения времени распространения акустических волн в твёрдых средах (далее электронный блок ультразвука).В системном блоке персонального компьютера установлены две интерфейсные платы PCI-7334 для программного управления приводами насосов и пневматическими клапанами, а также интерфейсная плата АЦП PCI-6023E, плата расширения PCI-IO9835-2S-1 на два СОМ-порта и плата сбора данных ЛА-н10М6PCI.

 

Рис.1.9. Принципиальная схема установки УИК-4.

Ж1, Ж2 – рабочие жидкости; М – масло; Н1, Н2, Н3 – насосы; 2 – двухпозиционный клапан; 3 – трехпозиционный клапан; В – вентили высокого давления; ДМ – дифференциальный манометр; М1, М2, М3 – манометры; КД – кернодержатель; МЕ – мерная емкость; РД – регулятор давления; С – сканер для определения водонасыщенности

 

 

Коэффициент абсолютной газопроницаемости образцов определялся методом стацио-нарной фильтрации газа через образец горной породы в линейном направлении под действием разности давлений согласно ГОСТ 26450.2-85.

Коэффициент открытой пористости образцов определен методом жидкосте-насыщения и гидростатического взвешивания согласно ГОСТ 26450.1-85.

При определении открытой пористости по результатам взвешивания вычислена объемная плотность пород, кажущаяся минералогическая плотность и объемная плотность насыщенных образцов по ГОСТ 26450.1-85. Объемная плотность пород - это отношение массы абсолютно сухого образца к объему образца (масса единицы объема породы с ненарушенной структурой). Объемная плотность насыщенных моделью пластовой воды образцов вычисляется как отношение массы насыщенного образца к объему образца.