RU2572074C1 - Method and device to measure rheological properties of process liquids injected to oil and gas reservoirs - Google Patents
Method and device to measure rheological properties of process liquids injected to oil and gas reservoirs Download PDFInfo
- Publication number
- RU2572074C1 RU2572074C1 RU2014131754/28A RU2014131754A RU2572074C1 RU 2572074 C1 RU2572074 C1 RU 2572074C1 RU 2014131754/28 A RU2014131754/28 A RU 2014131754/28A RU 2014131754 A RU2014131754 A RU 2014131754A RU 2572074 C1 RU2572074 C1 RU 2572074C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- membrane
- gas
- size
- pressure
- reservoir
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области добычи нефти и газа, но может также быть использовано и в других областях, где важным показателем является движение жидких систем в пористой среде.The invention relates to the field of oil and gas production, but can also be used in other areas where the movement of liquid systems in a porous medium is an important indicator.
При добыче нефти и газа необходимо контролировать качество технологических жидкостей, закачиваемых в продуктивные пласты с целью увеличения добычи нефти, газа, а также при проведении ремонтных работ. Правильный выбор показателей качества является критерием успешности применения новых технологий и совершенствования применяемых методов ремонта и интенсификации добычи углеводородов [1]. Для контроля механических свойств технологических жидкостей при закачке в пластовых условиях используют специальные приборы - вискозиметры, в основе которых лежит измерение напряжения в жидкой системе при ее движении относительно твердой неподвижной поверхности [2; 3 ].When extracting oil and gas, it is necessary to control the quality of process fluids injected into productive formations in order to increase oil and gas production, as well as during repair work. The right choice of quality indicators is a criterion for the success of the application of new technologies and the improvement of the applied methods of repair and intensification of hydrocarbon production [1]. To control the mechanical properties of process fluids during injection in reservoir conditions, special devices are used - viscometers, which are based on measuring the voltage in a liquid system when it moves relative to a solid fixed surface [2; 3].
В практике работы с технологическими жидкостями, закачиваемыми в нефтяные пласты, широко используется показатель вязкости той или иной жидкой системы. Однако следует отметить, что на самом деле существует множество показателей вязкости, которые отличаются друг от друга рядом важных параметров при проведении измерений. В первую очередь это относится к геометрии измерений. Основным показателем вязкости является величина коэффициента вязкости, определяемая как отношение напряжения, возникающего в потоке жидкости, к скорости ее движения. Для низкомолекулярных жидкостей эта величина является константой и не зависит от условий проведения измерений. Однако вязкость многих технологических жидкостей зависит от скорости движения жидкости, что позволяет предположить, что и геометрия измерений оказывает влияние на результаты измерения вязкости. Хотя считается, что при расчете показателя вязкости геометрия измерений учитывается в расчетных формулах, полученные данные трудно соотносить с реальными условиями движения жидкости в поровом объеме пласта, так как сама геометрия каналов в пласте весьма разнообразна. Эти поры могут иметь извилистую форму и переменное сечение в интервале от 50 до 2000 мкм [4]. Кроме того, сами технологические жидкости на этом размерном уровне следует рассматривать как неоднородные дисперсные системы, что не учитывается в полной мере существующими способами определения их реологических свойств.In the practice of working with process fluids pumped into oil reservoirs, the viscosity index of a particular fluid system is widely used. However, it should be noted that in fact there are many viscosity indicators that differ from each other in a number of important parameters during the measurement. This primarily relates to measurement geometry. The main indicator of viscosity is the value of the viscosity coefficient, defined as the ratio of the stress arising in the fluid flow to its speed. For low molecular weight liquids, this value is constant and does not depend on the measurement conditions. However, the viscosity of many process fluids depends on the speed of the fluid, which suggests that the geometry of the measurements also affects the results of viscosity measurements. Although it is believed that when calculating the viscosity index, the measurement geometry is taken into account in the calculation formulas, the data obtained are difficult to correlate with the actual conditions of fluid movement in the pore volume of the formation, since the geometry of the channels in the formation is very diverse. These pores can have a sinuous shape and a variable cross section in the range from 50 to 2000 μm [4]. In addition, the process fluids themselves at this dimensional level should be considered as heterogeneous dispersed systems, which is not fully taken into account by existing methods for determining their rheological properties.
Основные известные способы определения реологических свойств жидкостей характеризуются разной геометрией измерений и типом движения элементов измеряемой системы, как это представлено в таблице 1, составленной по данным источника [5]. Если сравнивать способы вискозиметрии по геометрии измерений и типу движений, представленных в таблице 1, с аналогичными показателями движения жидкости в пористой среде нефтяного коллектора, то оказывается, что из известных способов измерения вязкости только метод капиллярной вискозиметрии по типу и геометрии движения можно рассматривать как некоторый аналог движения жидкости в пористой среде. Недостатком этого аналога является то, что он не учитывает извилистость и переменное сечение каналов нефтяного коллектора вдоль линии тока жидкости.The main known methods for determining the rheological properties of liquids are characterized by different geometry of measurements and the type of movement of the elements of the measured system, as shown in table 1, compiled according to the source [5]. If we compare the methods of viscometry according to the geometry of measurements and the type of movements presented in Table 1, with similar indicators of fluid motion in the porous medium of the oil reservoir, it turns out that of the known methods for measuring viscosity, only the method of capillary viscometry by type and geometry of motion can be considered as some analog fluid movement in a porous medium. The disadvantage of this analogue is that it does not take into account the tortuosity and variable cross-section of the oil reservoir channels along the fluid flow line.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ (метод) определения реологических свойств технологических жидкостей с использованием вискозиметра для определения условной вязкости типа ВУ [6]. По этому способу определение реологических свойств жидкостей включает измерение движения жидкости под действием перепада давления через канал с фиксированной геометрией из проточной ячейки. Мерой реологических свойств является величина вязкости, пропорциональная времени истечения фиксированного объема жидкости через трубку диаметром 2,8 мм и длиной 20 мм.The closest in technical essence and the achieved effect is a method (method) for determining the rheological properties of process fluids using a viscometer to determine the conditional viscosity type VU [6]. According to this method, the determination of the rheological properties of liquids includes the measurement of fluid motion under the action of a pressure drop through a channel with a fixed geometry from the flow cell. A measure of rheological properties is the viscosity, proportional to the time of expiration of a fixed volume of liquid through a tube with a diameter of 2.8 mm and a length of 20 mm
Недостатком такого способа является ограниченный учет геометрии измерений реологических свойств в нефтяном пласте, отсутствие возможности определения упруго-пластичных свойств и большой расход испытуемой жидкости (около 1 литра).The disadvantage of this method is the limited consideration of the geometry of measurements of rheological properties in the oil reservoir, the inability to determine the elastic-plastic properties and the high flow rate of the test fluid (about 1 liter).
Целью изобретения является повышение эффективности способа с одновременным отражением свойств жидкости в пластовых условиях.The aim of the invention is to increase the efficiency of the method while simultaneously reflecting the properties of the fluid in reservoir conditions.
Поставленная цель достигается тем, чтоThis goal is achieved by the fact that
в способе определения реологических свойств технологической жидкости, закачиваемой в продуктивный пласт, одновременно отражающих ее реологические и упругопластические свойства в пластовых условиях, согласно изобретению определяют изменение во времени давления газа, создающего перепад давления в образце исследуемой технологической жидкости, при истечении его под давлением газа через мембрану с по меньшей мере одним каналом, где диаметр и длина канала и соотношение размера сечения и размера свободного сечения мембраны выбраны в соответствии с размером пор и извилистостью каналов породы продуктивного пласта, вычисляют среднеинтегральное значение изменения давления для измеренного времени истечения образца и определяют интегральный реологический показатель исследуемой жидкости по формуле:in the method for determining the rheological properties of a process fluid injected into a reservoir simultaneously reflecting its rheological and elastoplastic properties in the reservoir conditions, according to the invention, a change in time of a gas pressure creating a pressure drop in a sample of a process fluid under pressure when it expires under gas pressure through a membrane is determined with at least one channel, where the diameter and length of the channel and the ratio of the size of the section and the size of the free section of the membrane are selected in accordance etstvii pore size and tortuosity of channels productive reservoir rock is calculated mean-pressure change value measured for the expiration time of the sample and determining the ROI integral rheological fluid according to the formula:
где Kt - интегральный реологический показатель,where K t - integral rheological indicator,
ΔP(t) -функциональная зависимость перепада давления, Па, от времени t, с,ΔP (t) is the functional dependence of the pressure drop, Pa, on time t, s,
Δt - время истечения образца, с.Δt is the sample expiration time, s.
Используемая формула (1) фактически учитывает все указанные выше параметры. В этой формуле время истечения образца совпадает с временем наблюдения за изменением давления в газовом буфере.The used formula (1) actually takes into account all the above parameters. In this formula, the time of expiration of the sample coincides with the time of observation of changes in pressure in the gas buffer.
Выбор в качестве канала мембраны (пластинки) с каналом с фиксированной геометрией связан с тем, что сопротивление движению испытуемой жидкости создается не только собственно вязкостью жидкости, но и зависит от геометрических соотношений между размерами каналов и размерами неоднородностей технологических жидкостей вследствие наличия в ней дисперсной фазы. Мембраной (пластинкой) с предельно большим количеством отверстий является сетка или набор сеток. Использование набора сеток позволяет моделировать извилистость каналов в пластине к извилистости каналов в продуктивном пласте (нефтяном, газовом коллекторе). Для снижения влияния краевых эффектов размер пластины должен быть много больше размера сечения (диаметра) канала. Пропорции между сечением (диаметром) пластинки, ее длиной (толщиной) и размером каналов выбраны из условия, что размер отверстий и толщина пластины составляют 50-2000 мкм, что соответствует реальным размерам каналов в породе нефтяного пласта [4]. При этом диаметр пластины с одиночным или множественными отверстиями (сетки) должен превосходить размер отверстий не менее чем в 5 раз для ограничения влияния краевых эффектов на воспроизводимость результатов измерений при течении жидкости через пластину на уровне не хуже 10%.The choice of a membrane (plate) with a channel with a fixed geometry as the channel is due to the fact that the resistance to the movement of the test liquid is created not only by the viscosity of the liquid itself, but also depends on the geometric relationships between the size of the channels and the size of the heterogeneities of the process fluids due to the presence of a dispersed phase in it. A membrane (plate) with an extremely large number of holes is a grid or a set of grids. Using a set of grids allows you to simulate the tortuosity of the channels in the plate to the tortuosity of the channels in the reservoir (oil, gas reservoir). To reduce the influence of edge effects, the plate size should be much larger than the cross-sectional size (diameter) of the channel. The proportions between the cross section (diameter) of the plate, its length (thickness) and the size of the channels are selected from the condition that the size of the holes and the plate thickness are 50-2000 μm, which corresponds to the actual size of the channels in the rock of the oil reservoir [4]. In this case, the diameter of a plate with single or multiple holes (grids) should exceed the size of the holes by at least 5 times to limit the influence of edge effects on the reproducibility of measurement results when fluid flows through the plate at a level of no worse than 10%.
Указанная цель также достигается тем, что для осуществления указанного способа используют устройство для определения свойств технологической жидкости, закачиваемой в продуктивный пласт, включающее измерительную проточную ячейку, выполненную в виде вертикального цилиндрического резервуара, в нижней части которого размещена мембрана с по меньшей мере одним отверстием, имеющим размер свободного сечения 50-2000 мкм при толщине мембраны 50-2000 мкм и отношении размера сечения мембраны (Dm) к размеру сечения отверстия (Dk) не менее 5, а верхняя часть соединена с резервуаром переменного объема, заполняемого постоянным количеством газа, выполненным в виде шприцевого насоса, снабженного манометром.This goal is also achieved by the fact that to implement the specified method, a device is used to determine the properties of the process fluid injected into the reservoir, including a measuring flow cell made in the form of a vertical cylindrical tank, in the lower part of which there is a membrane with at least one hole having the free cross-sectional size is 50-2000 microns with a membrane thickness of 50-2000 microns and the ratio of the membrane cross-sectional size (Dm) to the hole cross-sectional size (Dk) is not less than 5, and the upper connected to a reservoir of variable volume filled with a constant amount of gas formed in the form of a syringe pump fitted with a pressure gauge.
Сущность предлагаемого способа состоит в моделировании ряда основных условий движения жидкости в пласте с использованием каналов фильтрации простой геометрической формы - жесткой мембраны с одним или множеством отверстий. При этом движение жидкости происходит под действием перепада давления, создаваемого газовым буфером, изменение давление в котором измеряется во времени.The essence of the proposed method consists in modeling a number of basic conditions for the movement of fluid in the reservoir using filtration channels of a simple geometric shape - a rigid membrane with one or many holes. In this case, the movement of the liquid occurs under the influence of the pressure drop created by the gas buffer, the pressure change in which is measured over time.
Предлагаемый метод измерений упруго-вязкостных свойств технологических жидкостей основан на использовании уравнения Дарси [1], используемого для моделирования движения жидкостей в пластовых условиях. Для данного способа это уравнение представлено в виде:The proposed method for measuring the elastic-viscous properties of process fluids is based on the use of the Darcy equation [1], which is used to simulate the movement of fluids in reservoir conditions. For this method, this equation is presented in the form:
Где Vж - объем жидкости, прошедшей через канал, м3; t - время, с; 
Если величина перепада давления создается газовым буфером, то при монотонном уменьшении объема газа в буфере за счет сжатия газа величина ΔР является функцией времениIf the pressure drop is created by the gas buffer, then with a monotonic decrease in the volume of gas in the buffer due to gas compression, ΔР is a function of time
После подстановки (3) в (2), преобразований, разделения переменных и интегрирования в пределах времени измерений от 0 (начало наблюдений) до Δt (конец наблюдений) получаем уравнение:After substituting (3) in (2), transformations, separation of variables and integration within the measurement time from 0 (the beginning of observations) to Δt (end of the observations), we obtain the equation:
Во многих случаях Vж можно принять постоянной и равной изменению объема резервуара, заполненного газом. При скорости изменения объема резервуара с газом, равной Q, и времени измерения Δt получим:In many cases, Vzh can be taken constant and equal to the change in the volume of the tank filled with gas. When the rate of change of the volume of the tank with gas equal to Q, and the measurement time Δt we get:
Объединяя (4) и (5), получим уравнение, аналогичное (1)Combining (4) and (5), we obtain an equation similar to (1)
В результате проведения эксперимента первоначально получаем функцию зависимости давления газа в буфере от времени в виде эмпирической зависимости (3). В общем случае эта зависимость определяется вязкостными, упруго-пластичными и фильтрационными свойствами испытуемой технологической жидкости и характеристиками пласта. Эта зависимость индивидуальна для каждого типа жидкости. Основная цель измерений заключается в построении этой функциональной зависимости давления в газовом буфере от времени. Далее производится расчет интегральных показателей, характеризующих упруго-вязкостные свойства.As a result of the experiment, we initially obtain the function of the dependence of the gas pressure in the buffer on time in the form of an empirical dependence (3). In the general case, this dependence is determined by the viscous, elastic-plastic, and filtration properties of the test process fluid and formation characteristics. This dependence is individual for each type of fluid. The main purpose of the measurements is to build this functional dependence of the pressure in the gas buffer on time. Next, the calculation of integral indicators characterizing the elastic-viscous properties.
Пример 1. Example 1
Способ был проверен на устройстве, схема которого приведена на рис. 1. На схеме устройства отмечены параметры состояния газа в резервуаре и вне его (Р - давление в резервуаре, Р0 - давление атмосферное, V - объем газа), а также объем жидкости Vж. Перепад давления между резервуаром и атмосферой определяется разностью ΔР=Р-Р0.The method was tested on the device, a diagram of which is shown in Fig. 1. On the device diagram, the parameters of the state of the gas in the tank and outside it are indicated (P is the pressure in the tank, P 0 is atmospheric pressure, V is the volume of gas), as well as the volume of liquid Vzh. The pressure drop between the tank and the atmosphere is determined by the difference ΔP = P-P 0 .
Фотография действующего образца показана на рис. 2. Устройство для измерения содержит измерительную ячейку (1) для испытуемого образца в виде вертикального цилиндрического резервуара, в нижней части которого находится мембрана - сетка в виде круга, набор сеток или одиночное отверстие в мембране круглой формы (2), а к верхней части подведена газовая коммуникация (3), соединенная с манометром (4) и шприцевым насосом (5), сжимающим газ с постоянной заданной скоростью.A photograph of the current sample is shown in Fig. 2. The measuring device contains a measuring cell (1) for the test sample in the form of a vertical cylindrical tank, in the lower part of which there is a membrane — a grid in the form of a circle, a set of grids or a single hole in a round-shaped membrane (2), and brought to the upper part gas communication (3) connected to a manometer (4) and a syringe pump (5), which compresses the gas at a constant predetermined speed.
Осуществление заявленного способа на данном устройстве производится следующим образом.The implementation of the claimed method on this device is as follows.
В измерительную ячейку вставляют в ее нижнюю часть одну сетку с диаметром отверстий 100 мкм и толщиной сетки (длиной канала) 60 мкм при соотношении размера ее сечения (диаметра сетки) к размеру ее свободного сечения, равном 10, выбранными с учетом характеристик карбонатного пласта, затем в эту ячейку помещают 50 мл образца технологической жидкости и соединяют верхнюю часть ячейки газовой коммуникацией, снабженной манометром, с газовым резервуаром - шприцевым насосом объемом 80 мл. После выравнивания давления внутри и вне резервуара запускают работу насоса (включают движение поршня, сжимающего буфер газа) с постоянной скоростью и периодически регистрируют давление газа. В настоящем устройстве также может быть использован датчик давления с автоматической регистрацией на компьютере. Результаты представлялись первоначально в виде зависимости давления газа от времени. Измеряют время фактического окончания истечения жидкости из ячейки (всего объема образца или его части при остановки истечения жидкости из-за кольматации отверстий). Для этого измеренного периода времени вычисляют среднеинтегральное значение изменения давления. Затем по указанной формуле (1) вычисляют коэффициент для конкретной жидкости при конкретных условиях - диаметре и длине канала или каналов, количестве сеток, соотношении размеров сечений, выбранных для конкретной породы пласта, как это отражено в последующих примерах.One mesh with a hole diameter of 100 μm and a mesh thickness (channel length) of 60 μm is inserted into the measuring cell at its lower part, with a ratio of its cross-sectional size (grid diameter) to its free cross-sectional size equal to 10, selected taking into account the characteristics of the carbonate formation, then 50 ml of the sample of technological liquid are placed in this cell and the upper part of the cell is connected with a gas communication equipped with a pressure gauge with a gas tank - a syringe pump with a volume of 80 ml. After equalizing the pressure inside and outside the tank, the pump is started (the movement of the piston compressing the gas buffer is turned on) at a constant speed and the gas pressure is periodically recorded. The present device can also be used a pressure sensor with automatic registration on a computer. The results were initially presented as a function of gas pressure versus time. Measure the time of the actual end of the flow of fluid from the cell (the entire volume of the sample or part of it when the flow of fluid stops due to the clogging of the holes). For this measured time period, the integral average value of the pressure change is calculated. Then, according to the specified formula (1), the coefficient for a particular fluid is calculated under specific conditions - the diameter and length of the channel or channels, the number of grids, the ratio of the cross-sectional sizes selected for a particular formation rock, as reflected in the following examples.
В практике нефтегазодобычи используются жидкости с самыми различными реологическими свойствами. Поэтому способ был апробирован на отдельных типичных представителях классов жидких систем - ньютоновской жидкости, неньютоновской жидкости и различных типах суспензий, например суспензии минерального порошка и суспензии полимерных гелейIn the practice of oil and gas production, liquids with a wide variety of rheological properties are used. Therefore, the method was tested on certain typical representatives of the classes of liquid systems - Newtonian fluid, non-Newtonian fluid and various types of suspensions, for example, suspension of mineral powder and suspension of polymer gels
Пример 2.Example 2
В данном примере представлено измерение реологических свойств ньютоновских жидкостей на примере глицерина. В качестве фиксированного канала для течения жидкости использовали вариант одиночного отверстия в мембране, сетку и набор сеток. Измерение проводили на приборе, представленном на рис. 2, с параметрами: объем ячейки для жидкости - 50 мл, объем газового буфера - 60 мл. Измерения проводили следующим образом: заполнили ячейку прибора испытуемым образцом в количестве 50 мл. Установили в ячейке сетку 50 мкм. Запустили поршневой насос на сжатие со скоростью 0,14 мл/с и в течение 350 с фиксировали давление в газовом буфере с периодичностью 2 секунды. Полученные результаты использовали для расчета интегрального реологического показателя Kt по формуле (1), в результате получено значение Kt=2,67.This example presents a measurement of the rheological properties of Newtonian fluids using glycerol as an example. As a fixed channel for the fluid flow, a variant of a single hole in the membrane, a grid, and a set of grids were used. The measurement was carried out on the device shown in Fig. 2, with parameters: cell volume for liquid - 50 ml, gas buffer volume - 60 ml. The measurements were carried out as follows: the cell of the device was filled with a test sample in an amount of 50 ml. A mesh of 50 μm was installed in the cell. The piston pump was started for compression at a speed of 0.14 ml / s and the pressure in the gas buffer was recorded for 350 seconds with a frequency of 2 seconds. The results were used to calculate the integral rheological index K t according to the formula (1), as a result, the value K t = 2.67 was obtained.
Аналогичным образом исследованы реологические свойства глицерина при течении через 2 сетки и 4 сетки с ячейками 50 мкм. Результаты представлены таблице 1. Результат измерений реологических свойств глицерина через сетку 50 мкм и набор сеток из двух и четырех сеток при длине канала 50 мкм, 100 мкм и 200 мкм в виде функциональной зависимости давления газа в резервуаре от времени представлен также на рис. 3. Из рисунка видно увеличение площади, ограниченной кривой давления и осью времени, а расчеты Kt для опытов с различным количеством сеток показывают прямую зависимость этого коэффициента от количества сеток. Рост давления прямо пропорционален количеству установленных сеток.In a similar manner, the rheological properties of glycerol were studied in a flow through 2 grids and 4 grids with 50 μm cells. The results are presented in Table 1. The result of measuring the rheological properties of glycerol through a 50 μm grid and a set of grids of two and four grids with a channel length of 50 μm, 100 μm and 200 μm in the form of the functional dependence of the gas pressure in the tank on time is also shown in Fig. 3. The figure shows an increase in the area bounded by the pressure curve and the time axis, and K t calculations for experiments with different numbers of grids show a direct dependence of this coefficient on the number of grids. The increase in pressure is directly proportional to the number of installed grids.
Пример 3.Example 3
Аналогично примеру 2 на глицерине проведено измерение реологических свойств ньютоновской жидкости при течении через одиночное отверстие в мембране диаметром 1500 мкм и длиной канала (толщиной) толщиной 200 мкм при свободном сечении 1% площади мембраны, выбранной для трещиноватой породы (карбонатный коллектор) с размером трещин 1500 мкм. Пример построения функциональной зависимости давления газа в буферном объеме от времени при различных скоростях изменения буферного объема представлен на рис.4. Характерным признаком течения ньютоновской жидкости является наличие участка стационарного течения, при котором давление газа стабилизируется. Всего проведено 3 измерения при скорости изменения объема буфера, равной 0.03 мл/с, 0.07 мл/с, 0.14 мл/с. В результате проведенных измерений получены три зависимости давления газа в буфере за время наблюдения 350 с, 700 с, 1700 с. И с использованием формулы (1) рассчитан интегральные реологический показатель Kt, значение которого приведены в таблице 2 (опыт №4-6, пример 3)Analogously to example 2, the rheological properties of Newtonian fluid were measured on glycerin when it flowed through a single hole in a membrane with a diameter of 1500 μm and a channel length (thickness) of 200 μm with a free cross section of 1% of the membrane area selected for fractured rock (carbonate reservoir) with a crack size of 1500 microns. An example of constructing the functional dependence of the gas pressure in the buffer volume on time at various rates of change in the buffer volume is presented in Fig. 4. A characteristic feature of the Newtonian fluid flow is the presence of a stationary flow section at which the gas pressure stabilizes. In total, 3 measurements were taken at a rate of change in the volume of the buffer equal to 0.03 ml / s, 0.07 ml / s, 0.14 ml / s. As a result of the measurements, three dependences of the gas pressure in the buffer during the observation time of 350 s, 700 s, 1700 s were obtained. And using the formula (1), the integral rheological indicator K t was calculated, the value of which is given in table 2 (experiment No. 4-6, example 3)
Интегральный реологический показатель Kt прямо пропорционален скорости изменения объема буфера Q, что подтверждается постоянством отношения этого показателя к скорости изменения объема буфера Kt/Q=22,45±0,19, рассчитанного по данным таблицы 1. Согласно уравнению (6) эта величина равна константе К в уравнениях (2), (4) и которая непосредственно определяется величиной проницаемости породы и вязкостью жидкости. Стандартное отклонение данной величины оказывается менее 1%, что достаточно для реологических измерений. Эта величина при прочих равных условиях строго определяется вязкостью ньютоновской жидкости и может быть использована для ее определения этим методом.The integral rheological indicator Kt is directly proportional to the rate of change of the volume of the buffer Q, which is confirmed by the constancy of the ratio of this indicator to the rate of change of the volume of the buffer Kt / Q = 22.45 ± 0.19 calculated according to the data in Table 1. According to equation (6), this value is constant K in equations (2), (4) and which is directly determined by the permeability of the rock and the viscosity of the liquid. The standard deviation of this value is less than 1%, which is sufficient for rheological measurements. All other things being equal, this value is strictly determined by the viscosity of a Newtonian fluid and can be used to determine it by this method.
Пример 4.Example 4
Суспензии извести в воде, а также аналогичные суспензии глины и мела используются при бурении нефтяных и газовых скважин. Закачка суспензии минеральных дисперсий (глины или мела) используется в для регулирования потоков нагнетаемой в пласт воды в породах терригенного типа. Течение таких систем не подчиняется законам течения ньютоновской жидкости. Для моделирование течения технологических жидкостей в пластовых условиях возможно использование предлагаемого способа. В качестве примера исследованы реологические свойства двух разных суспензий в воде - 30%-ной суспензии мела и 30%-ной суспензии извести в воде. По аналогии с примерами 2 и 3 проведено изучение течения этих суспензий через сетку 1000 мкм толщиной 100 мкм при отношении размеров мембраны и отверстия, равном 100. Результаты в виде функциональной зависимости давления в газовом буфере от времени представлены на рис.5 и рис.6. Результаты расчета интегральных реологических коэффициентов, представленные в табл. 2 (опыт №6, №7), показывают для известкового раствора Kt=21,58, а для мелового раствора Kt=1,45, что указывает на более высокие реологические свойства этой известковой суспензии в сравнении с меловой суспензией для данного вида свойств породы пласта.Suspensions of lime in water, as well as similar suspensions of clay and chalk are used when drilling oil and gas wells. Injection of a suspension of mineral dispersions (clay or chalk) is used to control the flows of water injected into the formation in terrigenous rocks. The flow of such systems does not obey the laws of the Newtonian fluid flow. To simulate the flow of process fluids in reservoir conditions, it is possible to use the proposed method. As an example, the rheological properties of two different suspensions in water were studied - a 30% suspension of chalk and a 30% suspension of lime in water. By analogy with examples 2 and 3, we studied the flow of these suspensions through a 1000 μm grid with a thickness of 100 μm with a membrane to hole ratio of 100. The results in the form of the functional dependence of pressure in a gas buffer on time are presented in Fig. 5 and Fig. 6. The results of the calculation of integral rheological coefficients presented in table. 2 (experiment No. 6, No. 7), show Kt = 21.58 for the lime solution, and Kt = 1.45 for the chalk solution, which indicates higher rheological properties of this lime suspension compared to the chalk suspension for this type of rock properties layer.
Пример 5.Example 5
В данном примере приводится исследование свойств сложной в реологическом плане дисперсной полимерно-гелевой системы. Система представляет собой суспензию дисперсных гелей сшитого полиакриламида в воде. Традиционные методы измерений реологии такой системы дают неполную информацию о движении указанных жидкостей в пластовых условиях вследствие неоднородности их структуры в объеме. С использованием применяемого способа проведено изучение реологических свойств такой системы. Исследование проводили на мембране с одиночным отверстием размером 2000 мкм и толщиной 100 мкм, при отношении размера мембраны и размера отверстия, равном 5. Данные параметры позволяют моделировать течение жидкости в терригенном и трещинно-поровом коллекторе нефти и газа. В результате исследований получена эмпирическая функциональная зависимость в координатах давление-время, представленная на рис.7. Полученная зависимость имеет нестационарный характер течения, вызванное неоднородностью структуры дисперсной гелевой системы. Тем не менее и для этого случая были рассчитаны интегральные реологические коэффициенты, приведенные в табл. 2 (опыт №9).In this example, we study the properties of a rheologically complex dispersed polymer-gel system. The system is a suspension of dispersed gels of crosslinked polyacrylamide in water. Traditional methods for measuring the rheology of such a system provide incomplete information on the movement of these fluids in reservoir conditions due to the heterogeneity of their structure in volume. Using the applied method, the rheological properties of such a system were studied. The study was carried out on a membrane with a single hole of 2000 μm and a thickness of 100 μm, with a ratio of membrane size and hole size of 5. These parameters allow you to simulate the flow of fluid in a terrigenous and fractured-pore reservoir of oil and gas. As a result of the studies, an empirical functional dependence was obtained in the pressure-time coordinates shown in Fig. 7. The obtained dependence has an unsteady flow character caused by the heterogeneity of the structure of the dispersed gel system. Nevertheless, for this case, the integrated rheological coefficients were calculated, are given in table. 2 (experiment No. 9).
Пример 6.Example 6
В данном примере на основании данных по эмпирической функциональной зависимости давления от времени произведены расчеты интегральных показателей упруго-вязкостных свойств некоторых типов жидких систем при течении через каналы с различной геометрией. В ходе измерений скорость изменения объема резервуара с газом Q была постоянной в интервале 0,03-0,14 см3/с. Расчет интеграла давления по времени сводится к определению площади фигуры, заключенной между эмпирической функцией давления от времени и осью времени. Объем жидкости (фильтрата) за период наблюдения определяли прямым измерением объема этой жидкости, вытекающей из измерительной ячейки. Результаты опытов с указанием условий измерений, сведенные в таблице 2, показывают принципиальную возможность определения реологических показателей любых технологических жидкостей в широком интервале типов и размеров каналов, что характерно для реальных пластовых условий.In this example, based on data on the empirical functional dependence of pressure on time, the integral parameters of the elastic-viscous properties of some types of liquid systems are calculated when flowing through channels with different geometries. During the measurements, the rate of change of the volume of the reservoir with gas Q was constant in the range of 0.03-0.14 cm 3 / s. Calculation of the pressure integral over time reduces to determining the area of the figure concluded between the empirical function of pressure on time and the time axis. The volume of liquid (filtrate) during the observation period was determined by direct measurement of the volume of this liquid flowing from the measuring cell. The results of the experiments indicating the measurement conditions, summarized in table 2, show the fundamental possibility of determining the rheological parameters of any process fluids in a wide range of types and sizes of channels, which is typical for real reservoir conditions.
Источники информацииInformation sources
1. Механика нефтегазового пласта. Желтов Ю.П. (1975) Москва, Недра, 216 с.1. The mechanics of the oil and gas reservoir. Zheltov Yu.P. (1975) Moscow, Nedra, 216 p.
2. ГОСТ 19006-73 Топливо дизельное. Метод определения коэффициента фильтруемости.2. GOST 19006-73 Diesel fuel. Method for determining the filterability coefficient.
3. ГОСТ 10028-81 Вискозиметры капиллярные стеклянные.3. GOST 10028-81 Glass capillary viscometers.
4. В.Н.Николаевский. Геомеханика и флюидодинамика. Москва, Недра, 1996 г., стр.94.4. V.N.Nikolaevsky. Geomechanics and fluid dynamics. Moscow, Nedra, 1996, p. 94.
5. Вискозиметрия. Физическая энциклопедия, том. 1, Москва, «Советская энциклопедия», 1988 г., стр. 283-284.5. Viscometry. Physical Encyclopedia, vol. 1, Moscow, “Soviet Encyclopedia”, 1988, pp. 283-284.
6. ГОСТ 1532-81 Вискозиметры для определения условной вязкости.6. GOST 1532-81 Viscometers for determination of conditional viscosity.
Claims (2)
где Kt - интегральный реологический показатель,
ΔP(t) -функциональная зависимость перепада давления, Па, от времени t, с,
Δt - время истечения образца, с.1. The method of determining the rheological properties of the technological fluid injected into the reservoir, simultaneously reflecting its rheological and elastoplastic properties in the reservoir conditions, characterized in that they determine the change in time of the gas pressure, which creates a pressure drop in the sample of the investigated technological fluid, when it expires under pressure gas through a membrane with at least one channel, where the diameter and length of the channel and the ratio of the size of the section and the size of the free section of the membrane are selected in The appropriate pore size and tortuosity of channels productive reservoir rock is calculated mean-pressure change value measured for the expiration time of the sample and determining the ROI integral rheological fluid according to the formula:
where K t - integral rheological indicator,
ΔP (t) is the functional dependence of the pressure drop, Pa, on time t, s,
Δt is the sample expiration time, s.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014131754/28A RU2572074C1 (en) | 2014-07-31 | 2014-07-31 | Method and device to measure rheological properties of process liquids injected to oil and gas reservoirs |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014131754/28A RU2572074C1 (en) | 2014-07-31 | 2014-07-31 | Method and device to measure rheological properties of process liquids injected to oil and gas reservoirs |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2572074C1 true RU2572074C1 (en) | 2015-12-27 |
Family
ID=55023463
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014131754/28A RU2572074C1 (en) | 2014-07-31 | 2014-07-31 | Method and device to measure rheological properties of process liquids injected to oil and gas reservoirs |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2572074C1 (en) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2059221C1 (en) * | 1992-07-15 | 1996-04-27 | Уфимский государственный нефтяной технический университет | Process of examination of rheological properties of liquids and gases |
| WO1997042483A1 (en) * | 1996-05-07 | 1997-11-13 | Polymer Processing Institute | Helical barrel rheometer |
| GB2384312A (en) * | 2002-01-17 | 2003-07-23 | Graham Richard Kneebone | On-line Rheological Measurement of Fluids |
| RU2434221C1 (en) * | 2010-05-04 | 2011-11-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Ижевский государственный технический университет" | Method of determining rheological characteristics of non-newtonian liquids |
-
2014
- 2014-07-31 RU RU2014131754/28A patent/RU2572074C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2059221C1 (en) * | 1992-07-15 | 1996-04-27 | Уфимский государственный нефтяной технический университет | Process of examination of rheological properties of liquids and gases |
| WO1997042483A1 (en) * | 1996-05-07 | 1997-11-13 | Polymer Processing Institute | Helical barrel rheometer |
| GB2384312A (en) * | 2002-01-17 | 2003-07-23 | Graham Richard Kneebone | On-line Rheological Measurement of Fluids |
| RU2434221C1 (en) * | 2010-05-04 | 2011-11-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Ижевский государственный технический университет" | Method of determining rheological characteristics of non-newtonian liquids |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ГОСТ 1532-81 Вискозиметры для определения условной вязкости. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11300638B2 (en) | Laboratory test device for permeation grouting of impermeable material | |
| US10845322B2 (en) | Method and apparatus for measuring capillary pressure and foam transport in porous media | |
| Pooladi-Darvish et al. | Solution-gas drive in heavy oil reservoirs | |
| US8024960B2 (en) | Method and device for evaluating flow parameters and electric parameters of porous medium | |
| CN103556994B (en) | The experiment detecting system of fractured-vuggy reservoir remaining oil distribution and detection method | |
| CN107038268B (en) | Method for determining water flooding wave sum coefficient of heterogeneous reservoir five-point well pattern | |
| CN106204304B (en) | A kind of poly- determination method for driving permeability saturation curve of Conglomerate Reservoir | |
| CN203275179U (en) | Multifunctional aqueous polymer colloid performance test device | |
| CN107167413B9 (en) | A kind of compact rock core apparent permeability test device and test method | |
| US7779672B2 (en) | Method and device for measuring the minimum miscibility pressure of two phases | |
| CN105738252A (en) | Measurement method of flowable opening degree limit of thickened oil in cracks | |
| WO2019231479A1 (en) | Method for determining gelation time in a core plug | |
| Kumar et al. | Effect of depletion rate on gas mobility and solution gas drive in heavy oil | |
| CN105298488A (en) | Method for testing flow conductivity in discontinuous filling mode | |
| CN109520884A (en) | Measure the experimental provision and experimental method of imbibition in the same direction Yu reversed imbibition produced quantity | |
| KR101800796B1 (en) | Measuring apparatus for permeability of sedimentary cover rock and the method thereof | |
| CN105019875A (en) | Artificial interlayer separant evaluate method | |
| RU2572074C1 (en) | Method and device to measure rheological properties of process liquids injected to oil and gas reservoirs | |
| CN103670392A (en) | Coal bed gas flow condition rapid recognition method based on starting pressure gradient | |
| RU2572476C2 (en) | Device for determination of phase permeability | |
| CN208255023U (en) | A kind of Carbonate Reservoir grease phase percolation curve measuring device | |
| RU2539445C1 (en) | Method for determining formation pressure in oil producer equipped with submerged electric-driven pump | |
| CN207751839U (en) | One kind three determines hydrohead test instrument | |
| CN112345020B (en) | Device and method for measuring shale loss and desorption | |
| RU2807536C1 (en) | Method for assessing the change in the permeability of the bottomhole formation zone |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190801 |