ОТРАСЛЕВОЙ СТАНДАРТ

НЕФТЬ МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ В ЛАБОРАТОРНЫХ УСЛОВИЯХ ПРИ СОВМЕСТНОЙ СТАЦИОНАРНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ

ОСТ 39-235-89

Издание официальное

УДК 552.1:543.06

отраслевой стандарт

НЕФТЬ. МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ «АЗОШ ЦР0НЩАЕМ0С1ЕЙ В ЛАБОРАТОРНЫХ УСЛОВШХ ПРИ СОВМЕСТНОЙ СТАЦИОНАРНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ

ОКСТУ 0209

Даш введения 01.07.89.

Настоящий стандарт распространявтся на нефтеоодержащие порода и устанавливает метод оценки фильтрационных сопротивлений продуктивных пластов многофазной фильтрации в пластовых условиях путем определения фазовых проницаемостей при стационарной двух- и трехфазной фильтрации нефти, газа и вода.

Стандартизуемый метод регламентирует основные параметры эксперимента при определении фазовых проницаемостей при совместной фильтрации нефти и воды, нефти и газа, воды и газа, а также нефти, газа и воды на образцах пород-коллекторов норового типа, отобранных из продуктивных пластов при наличии в порогом пространстве породы всех фаз в условиях, максимально приближенных к пластовым, о использованием пластовых или модельных жидкостей. Для пород кавернозно-порового типа и коллекторов о микротрещинами (до 50 мкм) данный метод позволяет проводить кач ственную оценку фильтрационных характеристик при многофазной фильтрации.

С. 10 ОСТ 39-235-89

ся расчетным методом определения вязкости.

3.1.3.    В качестве моде ш воды применять растворы, оолевой состав которых аналогичен составу пластовой воды, либо раствор KaCt соответствующей солености. Пластовую воду тщательно перемешать в сосуде хранения и перед запивкой в контейнер профильтровать. Определить вязкооть при комнатной и пластовой температуре.

3.1.4.    Исходные пара отры жидкостей и газа, применяемых в эксперименте, поместить в табл. I приложения 5.

3.2. Подготовка образца к испытанию

3.2.1.    Для определения фазовых проницаемостей при оовмест-ном течении нефти, газа и воды применять ооставной образец породы, монтируемый из отдельных цилиндрических образцов о ненарушенной структурой, диаметром не менее 27 мм и длиной не менее 25 мм.

3.2.2.    Отдельные цилиндрические образцы, высверленные из керна, отобранного из продуктивного пласта, проэкстретировать соответственным образом подобранными экстрагентами: опирто-бен-золъной смесью в соотношении компонентов 1:3, четыреххлориотым углеродом, хлороформом или другими растворителями до полного удаления углеводородов. Окончание экстракции определять по отсутствию окраски растворителя через 12-16 чаоов после прекращения назревания аппарата Сокслета. Не допускается применение экотраген-тов, реагирующих с породообразующими минералами и цементирующим веществом.

3.2.3.    При высокой минерализации пластовой (остаточной) воды образцы пород, не содержащие водорастворимые и набухающие минералы, промыть дистиллированной водой в аппаратах Сокслета. Образцы пород, содержащие водорастворимые или набухающие минералы.

ОСТ 39-235-69    С.II

подготавливать по специальной методике с учетом специфики состава.

3.2.4.    Промыше образцы высушить до постоянной массы (с точностью 0,001 г) в сушильном шкафу при температуре от +102 °С до +Ю5°С. Образцы сильноглинистых (например, полимиктовых) пород, содержащих более 30$ глинистых минералов, сушить при температуре не более +80°С. Для ускорения сушки допускается использовать вакуумный сушильный шкаф. Высушенные образцы до проведения эксперимента хранить в эксикаторе над прокаленным хлористым кальцием.

3.2.5.    По известным значениям абсолютной проницаемости отдельных цилиндрических образцов скомпоновать составной образец таким образом, чтобы по направлению течения флюидов каждый последующий образец имел меньшую проницаемость. Различие проницаемости отдельных образцов, из которых компонуется составной образец, не должен превышать 50$ от среднего значения проницаемости. Торцы отдельных образцов обработать на токарном станке или с помощью планшайбы на шлифовальном круге,а для обеспечения большей надежности капиллярного контакта между ними продолжить слой фильтровальной бумаги или засыпать слой измельченной породы толщиной до I мм.

3.2.6.    Применяемый в эксперименте составной образец должен иметь минимальную длину, определяемую по формуле

( I )

где LtrunT минимальная длина составного образца, мм ;

К - средняя проницаемость составного образца, мкь^ , Ш- оредняя пористость составного образца,доли единицы;

♦-«ftp

С.12 ОСТ 39-235-89

^1» ЯГ2 - критерии подобия модели и натуры, выведенные

Д.А.Эфросом и В,П.Оноприенко; ЗГj - комплекс величин, характеризующих отношение перепадов капиллярного я гидродинамического давлений при проведении эксперимента; JT₂ - комплекс величин, характеризупцих соотношение между градиентами капиллярного и гидродинамического давлений.

В случае, если минимальная длина составного образца, рао-считаная по формуле, составит менее 150 мм, следует применять составной образец длиной не менее 150 мм.

3.2.7.    Рабочий участок составного образца, на котором приводятся измерения перепада давления, водо- и газонасшцекнооти, должен быть равноудален от входного и выходного торцов и иметь длину от 30 мм до 1/3 длины образца.

3.2.8.    Составной образец поместить в кернодержатель и насытить пластовой водой. Для этого следует образец отвакуумировать и закачать в него пластовую воду из контейнера до появления ее на выходном конце образца. Затем продолжить подачу воды, подняв и поддерживая давление равное пластовому, прокачать через образец воду в количестве 2-3 объемов пор. Подключив дифференциальный манометр, замерить проницаемость для воды при 1005? водона-сыщенности.

3.2.9.    По завершении подготовительных операций образец и контейнеры с рабочими жидкостями выдержать в течение 16-24 часов при температуре и давлении, соответствующих пластовым.

Основные характеристики единичных и составного образцов поместить в табл. 2 приложения 6 .

ОСТ 39-235-89

4. ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ ЙСПЫТАНШ ПРИ СОВМЕСТНОЙ СТАЦИОНАРНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ

4.1.    Эксперимент по определению фазовых проницаемостей для нефти, газа и воды проводить при рабочем давлении, максимально приближенном к пластовому, но величина рабочего давления должна не менее, чем в 10 раз превышать величину перепада давления на всем образце, чтобы не учитывать изменение объема газа при течении через образец.

4.2.    Определение фазовых проницаемостей проводить на нескольких режимах с различными заданными соотношениями нефти, газа и воды в фильтровальном потоке при постоянной суммарной объемной скорости фильтрации трех фаз.

4.3.    Суммарную объемную скорость течения нефти, газа и воды выбирать, исходя из реальных или ожидаемых скоростей фильтрации при разработке изучаемого объекта, но не превышающей в пересчете на линейную скорость - 2 м/сут.

4.4.    Линейную скорость при испытании образца вычислять по формуле

ППД ' UL

( г )

но

где Удин"* линейная скорость, м/сут ;

& - суммарный расход закачиваемых жидкостей, см³/с , f - площадь поперечного сечения образца, см^ ;

ТП - пористость, доли единицы ,

5_В0 - остаточная водонасыщенность, соответствующая пластовым условиям, доли единицы ,

5_Н0 “ остаточная нефтенасшценнооть, соответствующая пластовым условиям, доли единицы,

С.14 ОСТ 39-Й35-89

$_го - остаточная газонасыщенность, соответствующая пластовым условиям, доли единицы.

4.5. Каждый режим фильтрации продолжать до достижения стационарного (установившегося) состояния, фиксируемого по стабилизации показаний дифференциального манометра (д Р = u^em), стабилизации замеров электрического сопротивления и времени прохождения ультразвуковых волн на рабочем участке образца. Зафиксировать в рабочем журнале параметры эксперимента (расходы всех трех фаз, величину установившегося перепада давления, результаты замеров водо- и газонасыщенности).

4*6. После каждого режима фильтрации по показаниям прес эв определять объемы закаченных жидкостей и газа, а с помощью бюретки высокого давления или мерной бюре пси-сепаратора - объемы вышедших из образца жидкостей и газа о учетом газа, растворенного в нефти и воде.

4.7.    Снять PV - диаграмму, снижая (или повышая) давление в образце» предварительно перекрыв вентили на соединительных коммуникациях. Изменение давления в образце не должно превышать 50 % от величины рабочего давления, и в любом случае давление в образце не должно быть на 2,0 + 3,0 МПа ниже давления обжима.

По диаграмме PV определить объем газа в образце и рассчитать среднюю газонасыщенность образца на момент установившейся фильтрации.

4.8.    После снятия PV - диаграммы, восстановить в образце рабочее давление, установить новое соотношение нефти, газа а воды в потоке и начать фильтрацию на другом режиме.

4.9.    Минимальное количество и рекомендуемый порядок режимов приведены в табл. 3 приложения 7.

ССГ 39- 235-89

4ДО. Пооле проведения испытания снизить давление в образце до атмосферного, замерить объем вышедших газа и жидкостей, образец размонтировать, и отдельные образцы поместить в экстракционные приборы ЛП-4, для контроля величины остаточных насыщенностей.

4*11, При необходимости определения фазовых проницаемостей для условий стационарной двухфазной фильтрации (газа и воды, нефти и газа или нефти и воды) испытание проводить в той же последовательности, исключив ненужные режимы.

4*12. Для ускорения проведения эксперимента при определении фазовых проницаемостей для нефти и воды при их совместной стационарной фильтрации рекомендуется следующий порядок испытания;

4*12.1. Создать остаточную воду вытеснением ее нефтью, либо последовательным вытеснением высоковязким маслом, керосином и нефтью. Если необходимые значения остаточной водонасыщенности методом вытеснения достичь не удается, допускается изменить порядок подготовки составного образца и компоновать его отдельными образцами, остаточная водонасыщенность в которых предварительно создана методом капиллярной вытяжки или центрифугированием. В этом олучае необходимо дополнительно определить проницаемость составного образца для воды при 100 %-ной водонасыщенности.

4.12.2.    Прокачать через составной образец не менее 3-х объемов пор нефти при пластовом давлении и температуре, подключив дифференциальный манометр, замерить проницаемость для нефти при остаточной водонасыщенности.

4.12.3.    На каждом режиме, при определенном соотношении нефти и воды в потоке, фильтрацию начинать на скорости в 10 раз выше рабочей при отключенном дифференциальном манометре для более быстрого установления насыщенности, соответствующей данному со-

C.I6 ОСТ 39-235-89 отношению нефти и воды в потоке.

4*12.4. После прокачки нефти и воды при заданном соотношении в количестве 2-3 объемов пор образца на повышенной скорости перейти на рабочую скорость, подключить дифференциальный манометр и продолжить закачку жидкостей до достижения установившейся стационарной фильтрации.

4*12.5. Состояние установившейся фильтрации фиксируется по стабилизации показаний дифференциального манометра и замеров электрического сопротивления на рабочем участке Образца.

4.12*6. Количество режимов определять возможностями экспериментальных установок» но оно должно быть не менее пяти: IQOf нефти в потоке» 25$ воды в потоке» 50$ воды» 75$ воды» 100$ воды в потоке.

4.12.7.    Пооле проведения испытания составной образец размонтировать и отдельные образцы поместить в экс тракционные приборы ЛП-4.

4.12.8.    Узлы экспериментальной установки при определении фазовых проницаемостей при совместном течении нефти и воды соединять согласно схеме в соответствии о приложением в.

5. ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ АЙПЫТАНШ

5.1. Величины фазовых проницаемостей подсчитать по формулам

C.I8 ОСТ 39-235-89

нералов с водной фазой.

5.3. Текущие значении насыщенности образца двумя или тремя фазами при проведении испытании определять о помощью комплекса методов.

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

5.3.2.    Калибровочную кривую-зависимость параметра насыщения Р_н от водонасыщенности - предварительно построить в логарифмпе-оком масштабе при подготовке испытания.

5.3.3.    Параметр насыщения определять для каждого режима по

формуле    R i    ,    _п    .

Рн - —- *    <    ⁹    )

* 100

где Р_н - параметр насыщения, доли единицы ;

Ri - электрическое сопротивление измерительного участка образца на с -том режиме. Ом ;

R Х00 " электрическое сопротивление измерительного участка образца при 100 % водонасыщенности. Ом .

5.3.4.    Газонасыщеннооть каждого режима на рабочем участке определять по времени первого вступления упругой волны Т и калибровочной кривой.

5.3.5.    Калибровочную кривую-зависимость времени первого вступления упругой волны от газонаоыщенности д Т = ^{ S _г) построить предварительно, помещая в измерительную ячейку образцы

с различной степенью газонаоыщенности. а также эталонные образцы, с учетом поправки на пластовые условия.

5.3.6.    При отсутствии замеров газонаоыщенности методом им-

ОСТ 39-235-89

C.I9

цульсного прозвучиванин, газонасыщенность принять средней для всего составного образца, определенной по PV-диаграмме.

5.3.7.    Среднюю газонасыщенность составного образца рассчитать по результатам снятия диаграммы PV, считая газ идеальным, по формуле

Sri “ [ V_n!p^2 - ¥ ^{+ (R} н ^{+ R} _ВИ^р2 - ^PI> - V₄,/_n|l00.(I0)

где - газонасыщенность на L-том режиме, % ;

aYb - объем закаченной в образец воды для снятия РУ - диаграммы, см³ ;

?2 ~ абсолютное давление в образце после закачки воды,МПа; R_H,R з - коэффициенты растворимости газа в нефти и воде, mVm³ МПа ;

Pj - рабочее давление (абсолютное) эксперимента, МПа ;

Упор " объем пор образца, см³;

Yjp - объем трубок (мертвый объем), см³;

- доля газа в потоке на I -том режиме, доли единицы.

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

ShL - S„ _L_ I + V)I3J_Yhb ¹ У.ТЙ „£.н1 ._{100 P (II)}

Vnop

где ^Ht »^h t-I" нефтенаснщенность L-того и l - I режимов

фильтрации, % ;

V_H3 - объ.м нефти, закаченной в образец,см³ ;

У_нв - объем нефти, вышедшей из образца, приведенный к усло

виям эксперимента, см

^_Ни “ доля нефти в потоке, доли единицы.

C.2 ОСТ 39-235-89

Функции фазовых проницаемостей для отдельных фаз (нефти» воды, газа) в зависимости от насыщенности норового пространства этими фазами в различных сочетаниях используются при проектировании и анализе разработки нефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений с применением заводнения, водогазового и других методов воздействия.

Стандарт обязателен для воех научно-исследовательских и научно-производственных организаций отрасли, занимающихся определением Z зовых проницаемостей.

I. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

1.1.    Объектом испытания является единичный или составной образец породы правильной геометрической формы, приготовленный из керна изучаемого пласта и ориентированный параллельно напластованию.

При малой анизотропии породы (при различии значений проницаемости по напластованию и перпендикулярно напластованию менее, чем в 1,5 раза) допускается применять единичный или составной образец породы, ориентированный перпендикулярно напластованию, т.е. при использовании керна целиком или после его обточки.

1.2.    Процесс испытания заключается в осуществлении совместной стационарной фильтрации 2-х фаз (нефти и воды, нефти и газа) или нефти, газа и воды через исследуемый образец при условиях максимально приближенных к пластовым.

1.3.    Условия испытания должны обеспечивать сохранение или воспроизведение естественных физико-химических характеристик системы порода - пластовые флюиды, поддержание в процессе экспери-

5.4.    Рассчитанные значения фазовых проницаемоетей, относите-* льных фазовых проницаемостей и соответствующих им насыщенностей поместить и таОл.4 приложения 9.

5.5.    Результаты определения фазовых проницаемостей при совместном течении нефти, газа и воды графически отразить в следующем виде.

5*5.1. На треугольных диаграммах, вершинами которых являются точки 100 % насыщенности соответствующей фазой, построить линии равной проницаемости для нефти, газа и воды с целью оценки результатов эксперимента и характера совместного течения жидкостей в соответствии о приложением 10*

5,5.2* Построить диаграмму относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды в зависимости от нефте- и зодонасыщен-ностя и нанести на нее точки ОФП для нефти и воды в присутствии газа в соответствии о приложением II.

5.5.3. Построить график зависимости относительной фазовой проницаемости для газа Кр < $ _р) от гаэонасыщеняоотн в соответствии о приложением 12. Допускаются другие графические представления полученных результатов.

5.6.    Для использования результатов экспериментов в математических расчетах технологических показателей разработки по данным табл. 4 приложения 9 отроятся зависимости в виде аналитических функций о помощью специальных програш*

6. ТРШШШ X ТОЧНОСТИ ИаИЕРШК

6.1. Цри определении относительных фазовых проницаемостей допускается 10 % относительная погрешность, что соответствует

ОСТ 39-235-89 С.З

менте значений темпера ауры я давления, соответствующих пластовым.

1.4.    Скорость оовмеотяого течения флюидов во время испытания должна выбираться, исходя из значений промысловых скоростей перемещения фронта вытеснения (фактических или проектируемых).

1.5.    При проведении испытания необходимо использовать пластовые нефть, газ и веду, либо их модели, а также жидкости и газы, применяемые в качестве рабочих агентов при разработке месторождения.

г. ШВРИШ И ОБОРУДОВАНИЕ

2.1. При подготовке и проведении испытания по определению фазовых проницаемостей при стационарной фильтрации нефти, газа и воды попользовать следующие материалы: азот в баллонах A-I5G по ГОСТ 949-73; бензин по ГОСТ 8505-80, бензол чда, хч по ГОСТ 5955-75; бумага фильтровальная по ГОСТ 12026-76, вода дистиллированная по ГОСТ 6709-72; глицерин по ГОСТ 6259-75;

спирт этиловый по ГОСТ 17299-78, ГОСТ 18300-87 , толуол чда по ГОСТ 5789-78;

кальций хлористый безводный хч по ТУ 6-Q9-47I1-8I, хлороформ по ГОСТ 20015-74, четыреххлористый углерод чда,хч по ГОСТ 4-84; шпатлевка эпоксидная по ГОСТ 10277-76, эфир яетролейный.

2-12 09

керосин и оборудование:

аппарат Сокслета по ГОСТ 25336-82 В;

аппарат ЛП-4 о точностью делений ловушки ОД см^а ;

конфорка к электроплитке типа ЭШ-I по ГОСТ 14919-83 В,

<СТ СЭВ 4138-83);

шкаф вытяжной по ГОСТ 23308-78 (СТ СЭВ 3552-82); эксикатор типа Э ГОСТ 25336-82 Е;

манометры образцовые по ГОСТ 6521-72 (СТ СЭВ 3067-81); манометры дифференциальные по ГОСТ 18140-84,

(СТ СЭВ 2566-80);

вискозиметры капиллярные стеклянные ВПЖ-2 по ГОСТ I0028-8IE

ареометры по ГОСТ I848I-8I В;

штангенциркуль по ГОСТ 166-80 (СТ СЭВ 704-77),

трубки из нержавеющей стали диаметром 2,3 или 4 мм по

ГОСТ 14162-79, либо грубкй медные капиллярные по

ГОСТ 2624-77 (СТ СЭВ 4068-83);

насос вакуумный BH-I20M по ТУ 26-12-392-73 или ЕВН-1,5 м по ТУ 26-12-400-74,

весы аналитические, рассчитанные на взвешивание навесок до 200 г , обеспечивающие точность взвешивания до 0,001 г ; сталагмометр,

шланг резиновый, вакуумный;

шкаф сушильный с контактным термометром, обеспечивающим установку температуры в пределах от +30 °С до +115 °С с точностью 2 °С.

Допускается использование других средств измерения, если по точности и пределам измерений они не ниже указанных.

ОСТ 39- 235-89 С.5

2.2.    При компоновке установки для определения фазовых проницаемостей для нефти, газа и воды являются обязательными следующие узлы:

2*2.1. Механическая система, обеспечивакхца подачу жидкостей и газа в образец при пластовом давлении в различных соотношениях при постоянном суммарном расходе (УИЛК по ТУ 38-II0II-80 и др.).

2.2.2,    Кернодержатель, предназначенный для компоновки .составного образца в резиновой манжете, или в тройном сплаве (олово, висмут, свинец), в эпоксидной шпатлевке, должен обеспечивать надежную стыковку отдельных цилиндрических образцов, поддержание всестороннего давления обжима и ввод жидкостей в образец. Замер перепада давления производить на серединкой (рабочей) части образца в процессе испытания. Кернодержатель должен быть рассчитан на рабочее давление и температуру, соответствующие пластовым условиям данного объекта разработки (изучаемого пласта), и изготовлен из коррозионностойких сплавов. Варианты компоновки составного образца показаны в приложении I.

2*2.3. Контейнеры жидкостные из коррозионностобких сплавов, предназначенные для рабочих жидкостей и газов, оборудованные вентилями и разделительными поршнями, рассчитанные на рабочее давление и температуру.

2.2.4. Специальный контейнер для сбора вытесненных из составного образца жидкостей и газа при давлении и температуре испытания, объем которого должен быть не менее 100 см³. Специальный контейнер должен быть изготовлен из коррозионностойких сплавов, оборудован вентилями и двумя патрубками в конической части, служащими для ввода посыпающих из составного образца жидкостей и

С.6 ОСТ 39-235-89

перевода их в мерную бюретку-сепаратор. Для создания противодавления на выходном конце образца допускается установка регулятора давления или подключение специального контейнера через промежуточный жидкостной контейнер к газовому баллону высокого давления. Замер объема вышедших из образца флюидов осуществлять периодическим сбросом их в мершую бюретку-сепаратор при переходе на новый режим. Если специальный контейнер установлен конической частью вверх» то замеряются объемы нефти и газа. Если специальный контейнер установлен конической частью вниз» то замеряются объемы нефти и воды.

2.2.5.    Для сбора выходящих из образца жидкостей и газа может применяться бюретка высокого давления» обеспечивающая непрерывное визуальное измерение объема жидкости с точностью не менее ОД см³ при давлении и температуре испытания.

2.2.6.    Бездушный термостат» обеспечивающий поддержание необходимой температуры с точностью 1,0°С. В термостате размещаются кернодержатель» контейнеры о рабочими жидкостями и бюретки высокого давления. Термостат должен иметь смотровые окна для наблюдения за уровнем жидкости в бюретке высокого давления.

Допускается применение жидкостных термостатов или системы электрообогрева.

2.2.7.    Мерная бюретка-оепаратор для замера объемов нефти и газа» оборудованная двумя патрубками в верхней части» в один из которых должны поступать из специального контейнера или из бюретки высокого давления вышедшие из образца жидкости и газ, а через второй - должен отводиться газ. Мерная бюретка-сепаратор должна обеспечивать визуальное измерение объема нефти с точностью 0,1 см³.

ОСТ 39-235-89    С.7

2.2.8. Устройство для замера объема, вшедшего из образца

Газа (газоочегчик барабанный ГСБ-400. газометр из комплекта АКМ-коллектор и пр.).

Все узлы экспериментальной установки соединить согласно принципиальной охеме в соответствии с приложением 2.

2.3. Определение насыщенности образца в процессе испытания проводить о помощью комплекса приборов, обеспечивающих измерение значений насыщенности о точностью не менее 10 % .

2.3.1.    Для определения водонасыщенности по 4-х электродному электрическому методу использовать генератор низкой частоты, магазины сопротивления, преобразователь напряжения, потенциометр самопишущий типа КОП-4 (3.9G26-I7I ТО ГОСТ 7164-78) и другие электрические измерительные устройства о высоким входным сопротивлением (не менее 10®0м). Для предотвращения искажений замеров электрического сопротивления за счет утечек тока по металлическим частям установки, на гидравлических линиях устанавливать электрические разъединители, либо осуществлять замеры тока, текущего через рабочий участок образца с помощью измерительной катушки*

Приборы для определения водонасыщенности соединять по охеме в соответствии о приложением 3. Частота электрического тока, подаваемого на питающие электроды А,В, выбираются в пределах 500 + 2000 Гц (рекомендуемое значение I кГц).

2.3.2.    Для определения газонасыщенности методом импульсного прозвучивания использовать измеритель временных интервалов (типа И2-23 ГВ2.817.016 ТУ ГОСТ 22261-82 или ТУ 2.817.019), измерительный усилитель (типа У2-8 ГОСТ 22261-82), и в качестве излучателя и приемника - пластинки из пьезокерамики типа ЦТС-19 ОСТ II0444-87. Частота посылки импульсов выбирается в пределах 200 + 400 Гц.

ь-тз

С.8 ОСТ 39-235-89

Для определения аппаратурной задержки измерительной охемы предварительно провести измерение на эталонном образце,в качестве которого использовать оргстекло, эбонит, дно тяллированную воду или 145? раствор этилового спирта. Приборы для определения газона-сыщеннооти соединять по схеме в соответствии с приложением 4.

3. ПОДГОТОВКА РАБОЧИХ ВДЩЮТЕЙ И ОБРАЗЦА К ИДОГАНШ)

3.1.    Подготовка рабочих жидкостей

При определении фазовых проницаемостей использовать пластовые пробы безводной нефти, пластового газа и плаотовой воды, а также флюиды, применяемые в качестве рабочих агентов при разработке данного месторождения. При отсутствии пластовых флюидов допускается использовать их модели.

3.1.1.    В качестве модели нефти использовать дегазированную нефть, разбавленную растворителем (керосином, бензином, петролей-ным эфиром и др.), количество которого подбирается экспериментально таким образом, чтобы вязкость и величина межфазного натяжения на границе о водой модели нефти соответствовали пластовым условиям. Количество растворителя не должно превышать 30 % объема смеои. Допускается использовать так называемые рекомбинированные пробы нефти, приготовленные насыщением дегазированной нефти углеводородными газами. Перед подготовкой модели дегазированную нефть очистить от механических примесей,воды и твердой фазы фильтрованием или центрифугированием.

При отборе транспортировке и хранении дегазированной нефти не допускается.

охлаждение ее ниже +15 °С ,

С.9

контакта нефти о кислородом воздуха;

попадании на нее дневного света»

Несоблюдение перечисленных требований приводит к необратимому выпадению твердой фазы (асфальтенов, смол) затуханию фильтрации нефти и значительным искажениям результатов определений фазовых проницаемостей.

Пластовую нефть, модель нефти или рекомбинированную пробу, хранящиеся в жидкостных контейнерах, нагреть до температуры на 20°С превышающей пластовую. При этой температуре нефть в условиях периодического перемешивания выдержать в течение 2-3 часов. Охлавдеюую до пластовой температуры нефть профильтровать через образец породы, проницаемость которого соответствует средней проницаемости исследуемого образца. Нефть считать пригодной для проведения эксперимента, если при ее фильтрации через образец не наблюдается затухания.

Определить вязкость модели нефти при комнатной и пластовой температурах о помощью капиллярного вискозиметра типа ВПЖ-2.

Допускается определять вязкость газонасыщенной нефти расчетным методом в соответствии с РД 39-1-348-80 "Методика расчета фазовых равновесий и физических свойств фаз нефтегазоконденсатных систем".

3.1.2. В качестве модели газа использовать индивидуальные углеводородные газы, смеси газов или азот . Рабочий газ или его модель перед использованием в эксперименте очистить от возможно имеющихся твердых примесей с помощью фильтра (фильтр Шотта и др.). Вязкость индивидуальных газов при рабочем давлении и температуре Определять по табличным данным, а при отсутствии их - расчетным методом. В случае использования смеси газов также вослользовать-