Примерный сценарий проведения лабораторных работ
advertisement
РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М.ГУБКИНА Бондаренко В.В., Михайлов Н.Н., Молчанова А.Г., Фаненко Т.Г. Сборник лабораторных работ по курсу «Физика пласта» Часть 1 Москва 2009 1 УДК 622.276. Бондаренко В.В., Михайлов Н.Н., Молчанова А.Г., Фаненко Т.Г. Сборник лабораторных работ по курсу «Физика пласта». Часть 1. М.2009 В работе приведены краткие теоретические основы по тематике проводимых лабораторных работ по курсу «Физика пласта», дано описание установок и порядок проведения исследований по определению основных характеристик горных пород. Приведены требования к обработке полученных экспериментальных данных. Даны указания по безопасному проведению работ. 2 СОДЕРЖАНИЕ Лабораторная работа 1. Определение коэффициента общей (полной) пористости………………………………………………………………….5 Лабораторная работа 2. Определение коэффициента открытой пористости………………………………………………………………….14 Лабораторная работа 3. Определение коэффициента абсолютной проницаемости горных пород…………………………………………….17 Лабораторная работа 4. Определение коэффициента карбонатности горных пород………………………………………………………………………..26 Лабораторная работа 5. Экстрагирование образцов породы…………30 Лабораторная работа 6. Определение удельного содержания воды в керне на приборе Дина – Старка и обводненности нефти…………………………34 Лабораторная работа 7. Определение коэффициентов водо- и нефтенасыщенности образцов породы на приборе Закса………………..37 Лабораторная работа 8. Определение коэффициента остаточной водонасыщенности образцов породы методом центрифугирования…….42 Литература……………………………………………………………………48 Приложение…………………………………………………………………..49 3 Порядок проведения лабораторных работ 1. Ознакомление студентов с теоретическими основами по теме работы. 2. Цель проведения работы. 3. Практические навыки, формируемые в процессе проведения работы и обработки полученных экспериментальных данных. 4. Инструктаж по технике безопасности. 5. Ответы на возникшие у студентов вопросы. 6. Проверка подготовленных студентами конспектов. 7. Выборочный опрос студентов с целью выяснения их подготовленности к проведению работы. 8. Проведение лабораторной работы. 9. Обработка полученных результатов. 10.Построение графических зависимостей (в случае необходимости). 11.Обсуждение полученных результатов. 12.Ответы на возникшие у студентов вопросы. 4 Лабораторная работа 1 Определение коэффициента общей (полной) пористости Пористость является важнейшим свойством, отличающим нефтяные и газовые пласты от “обычных” сплошных сред. Под пористостью какого-либо материала понимается наличие в нем между твердыми частицами, образующими этот материал, пустот – пор (трещин, каверн). Коэффициентом общей (физической) пористости (m) называется отношение объема всех присутствующих в объекте (пласте) пор (трещин, каверн) (Vпор) к изучаемому объему пласта (V) m пор Vпо р V . (1. 1) Измеряется коэффициент общей пористости в процентах от объема пласта или в долях единицы. Природные поры можно разделить на открытые (сообщающиеся друг с другом) и закрытые (изолированные друг от друга). Полезную емкость формируют лишь сообщающиеся между собой открытые поры. Тип связанности пор является определяющим фактором при формировании технологической полезной емкости пласта. Под полезной емкостью пласта понимается объем порового пространства, который может содержать и отдавать углеводороды при данной технологии разработки. Имеется достаточное количество примеров, когда при традиционных технологиях воздействия на пласт он оказывается непродуктивным, однако применение специальных технологий позволяет получать промышленные притоки нефти и газа и таких пластов. Связность пор зависит от структуры порового пространства, от типа флюидов, заполняющих поровый объем, и от воздействия на пласт физическими полями. Соответственно связность пор имеет смысл разделить 5 на чисто геометрическую, характеризующую максимально возможную связность только по поровой структуре, и физическую, которая учитывает влияние эффектов взаимодействия фаз в системе скелет-флюиды и физических полей на связность пор. Важно также выделить технологическую связность пор, так как некоторые технологии могут уменьшать физическую связность (например, из-за падения пластового давления при первичной добыче), а некоторые могут ее увеличивать (гидроразрыв, кислотные обработки и др.). По форме пустоты делятся на поры, каверны и трещины. Характер пустотного пространства контролирует тип и величину пористости пласта (см. рис.1.1). По происхождению поры делятся на первичные, сформированные на стадии образования осадочной породы (стадии седиментации и диагенеза), и вторичные, сформированные уже после образования породы (стадия литогенеза). Первичными являются поры между зернами (гранулами) осадочных пород, щели литогенетических трещин (усыхания осадков и остывания для магматических пород) и трещин напластования; каверны, образующиеся при доломитизации известняковых осадков в морской воде, и каверны в эффузивных породах, вызванные выделением газов. Первичная пористость контролируется фациальными условиями осадконакопления. В осадочных породах преобладающими являются первичные межзерновые (межгранулярные) поры. Вторичными являются поры, возникающие в результате процессов таких преобразований пород, как выщелачивание, дробление, возникновение трещин и др. Главнейшими вторичными пустотами являются тектонические трещины, карстовые каверны и поры, образовавшиеся в результате выветривания, разгрузки и других физикогеологических процессов. 6 Рис.1.1. Различные структуры поровых пространств Обломочные породы: а – высокопористые с хорошо окатанными и отсортированными зернами; б – очень высокопористые с хорошо окатанными и отсортированными зернами; в – низкопористые с плохо окатанными и отсортированными зернами; г – пониженной пористости с хорошо окатанными отсортированными, но сцементированными зернами; д – с порами растворения; е - с трещинной пористостью (по О.Е.Мейнцеру) Первичные поры осадочных пород называют межзерновыми или межгранулярными. Первичные поры представлены межгранулярными или межформенными пустотами. Они имеют неправильные угловатые очертания, определяемые формой и окатанностью зерен. Такие поры характерны для терригенных пород - пески, песчаники, глины (см. рис.1.5.1а,б,в,г), а также для хемогенных разностей карбонатных пластов. Межформенные поры представляют из себя полые участки между форменными образованиями (органическими остатками, их обломками, обломками пород, оолитами, сгустками, комками и т.д.). Вторичные поры характерны для карбонатных 7 известняки, доломиты, а также для некоторых метаморфических и магматических пород (см. рис.1.1г,д,е ). Рис.1.2. Типы связанности пор: а) проточные поры; б) тупиковые; в) изолированные Тип связности пор зависит от условий формирования породы. Открытая пористость характерна для несцементированных и слабо сцементированных, отсортированных терригенных и карбонатных пород. В процессе литогенеза для сцементированных разностей осадочных пород взаимосвязь между отдельными порами часто ухудшается вследствие перекрытия части пор цементом и их механического уплотнения (рис.1.2). В карбонатных пластах поры растворения (каверны) часто оказываются несвязанными друг с другом из-за закупорки связывающих их путей фильтрации вторичными минеральными выделениями (кальцит, гипс и др.). Вторичная пористость нередко имеет определяющее значение в формировании полезной емкости пластовой системы. Это обусловлено тем, что большинство залежей нефти и газа при своем формировании претерпели многократные изменения текстурных и структурных характеристик, изменение структуры и морфологии порового пространства, а также минерального состава слагающих их пород. 8 Первичная пористость пород-коллекторов чаще всего характерна для залежей древнего геологического возраста, составляющих небольшую часть известных месторождений углеводородов. Вторичная пористость способствует формированию сложного типа порового пространства. На базе первичных пор возникают вторичные – трещины и пустоты выщелачивания. Трещинная пористость, несмотря на малые объемы трещин, играет большую роль, увеличивая связность между отдельными порами и участками пор. Вторичная пористость усложняет первичную структуру порового пространства. Вторичная пористость при незначительной трещинности является благоприятным фактором для интенсификации добычи с использованием гидравлических разрывов пласта и кислотной обработки. Закрытая пористость характерна для магматических пород с пузырчатыми и ячеистыми порами (например, пемза). Общая пористость нефтяных и газовых пластов формируется межгранулярными порами, трещинами и кавернами. По физической сущности коэффициент пористости является скалярным свойством, характеризующим концентрацию пор в единице объема пласта. Коэффициент пористости обладает свойством аддитивности. Соответственно общую пористость можно представить в виде m Vггра Vтт Vкка mгран m тр mкав , V (1.2) где Vгран, Vтр, Vкав - объемы гранулярных (межзерновых) пор, трещин и каверн, mгран, mтр, mкав - коэффициенты гранулярной, трещинной и кавернозной пористости. В соотношении (1.2) V - это единичный объем пласта, в котором определяются объемы пор различного типа. Размеры единичного объема 9 пласта должны быть настолько велики, чтобы включать в себя достаточно большое количество пор, трещин или каверн. Если это условие не соблюдается, то определение объемной концентрации пор различного типа будет неравноправным и из-за нарушения аддитивности соотношение (1.2) уже Для промысловой практики выделение преобладающего типа пористости имеет большое значение, так как технологии разработки пластов с различными типами пористости различны. В большинстве случаев при разработке месторождений нефти и газа приходится иметь дело со сложным типом пористости (гранулярнотрещинным, трещинно-каверновым и более сложным). Величины mгран, mтр и mкав используют для идентификации пластов по преобладающему типу пористости: - чисто гранулярные коллекторы - m близки к mгран; - трещинные коллекторы m mтр; - трещинно-кавернозные m (m тр + m кав); - трещинно-гранулярные m (m тр + mгр). Типичным для промысловой практики является «двойная» пористость, предполагающая наличие двух емкостных поровых сред. Одна из них пористость межзерновой среды блоков (блочная или матричная пористость), вторая трещинная пористость – емкость самих трещин. Пористость большинства коллекторов составляет от 5 до 30 %, но, как правило, находится в пределах 10-20 % (см.табл.1.1). Карбонатные залежи обычно имеют меньшую пористость, чем терригенные, однако последние могут иметь большую проницаемость. 10 Таблица 1.1 Характерный диапазон и значения пористости пород-коллекторов Характеристика Пористость, % Плохая 10 Удовлетворительная 20 Хорошая 20-30 Очень хорошая 30 Порядок проведения работы 1. Экстрагированный и высушенный образец разделить на две примерно одинаковые части (первая используется для определения объема образца, вторая – для определения объема зерен). 2. Первый кусочек взвешивается с точностью до 0,01 г. 3. Первый кусочек помещается в стакан, который на 5 минут помещается для вакуумирования в колбу вакуумной установки. 4. В стакан заливают керосин и продолжают вакуумирование до полного прекращения выделения из образца пузырьков воздуха. 5. Пока идет насыщение, в порозиметр (см. рис.1.1.) наливают керосин, плотно закрывают стаканчиком, переворачивают. 6. Уровень керосина фиксируется по шкале после прекращения его увеличения. 7. Насыщенный кусочек вынимают из вакуумной установки, кладут на стекло и несколько раз перекатывают для осушения. 8. Образец помешают в порозиметр. 11 9. Порозиметр плотно закрывают стаканчиком, переворачивают, снимают второй отсчет по шкале (разница между вторым и первым отсчетами будет соответствовать объему образца). 10.Второй кусочек образца тщательно измельчают в фарфоровой ступке и взвешивают с точностью до 0,01 г. 11.Повторяют п.п. 5,7,8,9. 12.Результаты всех измерений заносят в таблицу 1.2. Необходимо отметить, что все измеренные величины при занесении в таблицу должны быть приведены к единой системе единиц СИ. Рис.1.3. Порозиметр. 1 – проградуированная шкала ; 2 - стеклянный стаканчик. 12 Таблица 1.2. Наименование величины Обозначение Масса сухого кусочка Значение М Отсчет по шкале без образца Отсчет по шкале с образцом Объем образца V Плотность образца п Масса зерен породы Mз Отсчет по шкале без зерен Отсчет по шкале с зернами Объем зерен Vз Плотность зерен з Коэффициент общей пористости m Обработка полученных результатов 1. Объем образца равен разнице отсчетов по шкале порозиметра с образцом и без. 2. Плотность образца: п МV . 3. Объем зерен равен разнице отсчетов по шкале порозиметра с зернами и без. 4. Плотность зерен: з Мз Vз . 5. Коэффициент общей пористости: m (1 п з ) 100 %. 13 Лабораторная работа 2 Определение коэффициента открытой пористости Для количественной оценки относительной доли сообщающихся между собой пор используется коэффициент открытой пористости: mо V• , V где Vо и V - объемы открытых (сообщающихся) пор пласта. В соответствии с общепринятым стандартом коэффициент открытой пористости определяется на экстрагированных образцах, высушенных при температуре 1050С. Для заглинизированных пластов сушку проводят при температуре 700С. Открытая пористость определяется методом насыщения образца жидкостью (по И.А.Преображенскому) по разности масс сухого и насыщенного жидкостью образца, его внешнего объема (по разности масс насыщенного жидкостью образца в воздухе и в насыщающей жидкости) и вычислении пористости путем деления первого объема на второй. Стандарт определения открытой пористости методом насыщения предполагает, что объем открытых пор не зависит от особенностей взаимодействия конкретной пары скелет – флюид. То есть предполагается, что по разным флюидам открытая пористость – величина неизменная. Однако специально количественные проведенными отличия коэффициента экспериментами открытой отмечены пористости при насыщении образцов различными флюидами (нефть, вода, технологические жидкости и др.) Значения коэффициента открытой пористости используются в современных гидродинамических симуляторах разработки месторождений и при подсчете запасов. Соответственно использование унифицированных значений коэффициента открытой пористости безотносительно к конкретной паре флюид – скелет пласта может приводить к существенным погрешностям при моделировании. 14 При подсчете запасов эти эффекты не играют никакой роли, так как в расчетах используют природный эффективный поровый объем, содержащий углеводороды. В общем случае mо m, так как в подавляющем большинстве пластов имеются и не сообщающиеся между собой (закрытые) поры. Кроме закрытых в пластах могут присутствовать и условно сообщающиеся - тупиковые поры. Порядок проведения работы 1. Экстрагированный и высушенный образец взвешивают в воздухе с точностью до 0,01 г. 2. Образец помещается для насыщения в стаканчик с керосином и, затем, в колбу вакуумной установки до полного прекращения выделения пузырьков воздуха. 3. Насыщенный кусочек вынимают из вакуумной установки, кладут на стекло и несколько раз перекатывают для осушения. 4. Насыщенный образец взвешивают на воздухе и в керосине на весах, предназначенных для гидростатического взвешивания. 5. Результаты всех измерений заносят в таблицу 2.1. Необходимо отметить, что все измеренные величины при занесении в таблицу должны быть приведены к единой системе единиц СИ. Таблица 2.1. Наименование величины Обозначение Масса сухого образца в воздухе М1 Масса насыщенного образца в керосине М2 Масса насыщенного образца в воздухе М3 Коэффициент открытой пористости Значение mо 15 Обработка полученных результатов Вычисляем коэффициент открытой пористости: mo M 3 M1 M 3 M 2 100%. 16 Лабораторная работа 3 Определение коэффициента абсолютной проницаемости горных пород Проницаемость - это способность горных пород пропускать через себя жидкости и газы. Согласно закону Дарси существует однозначная линейная взаимосвязь между скоростью фильтрации флюида и градиентом пластового давления. Коэффициент пропорциональности в этой взаимосвязи и является характеристикой проницаемости пласта. Проницаемость - структурно-чувствительное свойство пласта, поэтому проницаемость зависит от структуры порового пространства эффективного размера пор, связанности поровой структуры, соотношения открытых и закрытых пор и т.д. Экспериментальные исследования, базирующиеся на обобщенном законе Дарси, показали, что проницаемость зависит от особенностей физического и физико-химического взаимодействия системы минеральный скелет пласта – фильтрующийся флюид, от степени насыщения пласта фильтрующимися флюидами, от характера смачиваемости пласта, градиента давлений и от других факторов. В соответствии с имеющимися экспериментальными данными проницаемость пласта дифференцируется на абсолютную и фазовую проницаемость, на фазовую проницаемость при неполном насыщении пласта фильтрующейся фазой и на относительную фазовую проницаемость, которая определяется как отношение фазовой проницаемости при неполном насыщении к абсолютной проницаемости. Абсолютная проницаемость является физическим свойством. Абсолютная проницаемость зависит от микростроения пласта – структуры порового пространства, гранулометрического состава, удельной поверхности. 17 Под абсолютной принято понимать проницаемость пористой среды, которая определена при наличии в ней лишь одной какой-либо фазы, полностью насыщающей пласт, химически и физически инертной по отношению к скелету пласта. Важно отметить, что абсолютная проницаемость – свойство только скелета пласта. Поэтому абсолютная проницаемость не зависит от свойств фильтрующейся жидкости или газа и перепада давления, если нет взаимодействия флюидов с породой. На практике жидкости часто активно взаимодействуют с породой (глинистые частицы разбухают в воде, смолы, содержащиеся в нефти, забивают поры). Поэтому для оценки абсолютной проницаемости обычно используется воздух или инертный газ. Фазовые проницаемости определяются при фильтрации через пласт многофазной системы, физически и химически не инертной (нефть, газ, вода, технологические жидкости и т.д.) по отношению к скелету пласта. Фазовые проницаемости зависят не только от свойств породы, но и от физикохимических свойств фильтрующихся фаз и степени насыщения порового пространства различными фазами. Фазовая проницаемость при неполном насыщении характеризует проницаемость неинертных - “активных” фаз при наличии в пласте другой фазы. Относительной фазовой проницаемостью называется отношение фазовой проницаемости при неполном насыщении к абсолютной. Значение коэффициента абсолютной проницаемости вычисляются используя закон Дарси, согласно которому скорость фильтрации ньютоновских жидкости в пористой среде V при плоско-параллельной фильтрации пропорциональна градиенту давления p L и обратно пропорциональна динамической вязкости μ: 18 V Q P k . F L (3.1) где Q - объемный расход жидкости в единицу времени; F - площадь поверхности (площадь фильтрации)через которую протекает жидкость. Тогда: k QL . pF (3.2) При измерении проницаемости пород по газу в формулу (3.1) следует подставлять средний расход газа в условиях образца: k Qг г L , pF (3.3) где Q г - объемный расход газа, приведенный к среднему давлению и средней температуре газа в образце. Объем газа, прошедшего через керн, измеряется газовыми часами при атмосферном давлении на выходе из них и температуре в лаборатории. Перепадом давления на газовых часах можно пренебречь (из-за его малости по сравнению с атмосферным давлением). Поэтому будем считать, что давление на выходе из образца равно атмосферному. Нелинейностью распределения давления по длине керна также пренебрегаем. Поэтому среднее давление по длине керна : p p1 p ман , 2 (3.4) где Р1 - абсолютное давление на входе в керн; Так как манометр показывает избыточное над атмосферным давление на входе в керн, то: Р1=Ра+Рман (3.5) где Ра - атмосферное давление, Рман – показание манометра, и тогда: 19 2 p1 p ман 2 p (3.6) Для приведения объема газа Q0, замеренного по газовым часам при атмосферном давлении Ра к среднему давлению в керне p, полагая газ идеальным и считая процесс изотермическим, используя закон БойляМариотта, получим Q‹ 2Q0 pа , 2 pа p м (3.7) где Q0 - расход газа при атмосферном давлении ра. Так как: Q‹ V (3.8) где – время, в течение которого через керн прошел объем газа Vо, замеренный по газовым часам. Площадь поперечного сечения керна: F d 2 4 , (3.9) где d – диаметр керна. Окончательная формула для расчета коэффициента абсолютной проницаемости горной породы по газу при малых давлениях: k 2V0 ‹ Lpа F 2 pa p м р м (3.10) В Международной системе единиц величины, входящие в формулу проницаемости, имеют размерности [L] = м; [F] = м2; [p] = Па; [Q] = м3/с; [] = Пас. Следовательно, 20 м3 Па с м с k м2 . 2 Па м При L = 1 м; F = 1 м2; Q = 1 м3/с; р = 1 Па и = 1 Пас получим значение единицы измерения проницаемости k = 1 м2. Таким образом, в системе (СИ) за единицу измерения проницаемости в 1 м2 принимается проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 м2, длиной 1м и перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Пас составляет 1 м3/с. Расход жидкости 1 м3/с, вязкостью 1 Пас является абсолютно нереальным для любых пористых сред. Поэтому единица проницаемости 1 м2 на практике не используется. Проницаемость реальных пластов составляет величины порядка 10-12-10-15 м2, поэтому используется единица проницаемости микрометр квадратный [мкм2] 1 мкм2 = 10-12 м2 =1Д Абсолютная проницаемость характеризует фильтрационную способность пласта для “инертной” фазы, не взаимодействующей со скелетом породы при условии полного насыщения порового пространства этой фазой. Она является физическим свойством пласта и определяется его микростроением (гранулометрическим составом, структурой порового пространства, удельной поверхностью). Для нефтегазопромысловой практики фильтрация “инертной” фазы не типична. Фазы, фильтрующиеся в реальных пластах (нефть, вода, природный газ, конденсат, технологические жидкости), не являются инертными по отношению к скелету пласта. Они активно взаимодействуют с твердой фазой и с другими фазами пласта. Характер взаимодействия реальных фаз со скелетом зависит от следующих факторов: 21 - от “активности” фильтрующихся фаз по отношению к скелету. Эта “активность” определяется физико-химическими свойствами фаз (компонентный состав, химический состав, плотность и т.д.); - от свойств минерального скелета пласта (минеральный состав скелета, тип и состав цемента, структура порового пространства, удельная поверхность фильтрации); - от воздействия внешних физических полей (температурного, барического, электромагнитного и др.). Фазовая проницаемость может эффективно регулироваться с помощью различных технологических приемов. Таким образом, фазовая проницаемость является по своей сути физикотехнологическим свойством пласта. В настоящее время разработаны различные способы регулирования фазовой проницаемости при воздействии на пласт за счет использования тепловых, электрических, акустических и других физических полей. Имеются также способы использования химических реагентов для регулирования фазовой проницаемости. Значения коэффициентов фазовой проницаемости зависят от значений коэффициентов абсолютной проницаемости, поскольку и та, и другая определяется структурой порового пространства, но величины этих коэффициентов различны, так как фазовая проницаемость определяется существенно большим набором параметров, чем абсолютная проницаемость. Взаимосвязь коэффициентов фазовой (Кф) и абсолютной (К0) проницаемостей может быть представлена в виде Кф = К0 F, где F - функция взаимодействия фильтрующейся фазы со скелетом пласта, характеризующая степень изменения проницаемости для конкретной пары флюид/порода при фиксированном характере физических полей. 22 Физические и физико-химические взаимодействия фильтрующихся фаз со скелетом пласта подразделяются по отношению к твердой фазе на два крупных типа: 1) фильтрация без изменения природной структуры порового пространства; 2) фильтрация с изменяющейся структурой пор. Прямое измерение проницаемости для изотропной среды проводится в лабораторных условиях на линейных образцах керна. В экспериментах моделируются пластовые условия - давление и температура. В качестве инертного флюида обычно используется газ и проницаемость определяется по формуле (3.2). Для определения абсолютной проницаемости горных пород существуют различные приборы. Однако принципиальные схемы их устройства одинаковы – все они состоят из одних и тех же основных элементов. Различие этих установок заключается в том, что они могут быть предназначены для измерения проницаемости при: - больших давлениях (моделирование пластовых условий); - малых давлениях; - вакуумировании; - использовании газа; - использовании жидкости. Поэтому различные узлы могут иметь различное конструктивное оформление. 23 Описание установки Рис.3.1. Схема установки для определения абсолютной проницаемости по газу при малых давлениях. 1 – источник сжатого воздуха; 2 - редуктор; 3 – исследуемый керн; 4 – газовые часы. От редуктора, позволяющего регулировать давление, газовая линия идет на вход кернодержателя 3. На входе в кернодержатель установлен манифольд для присоединения образцового манометра Р1. Манометр измеряет избыточное давление до 0,1 МПа. На выходе из кернодержателя установлены газовые часы 4 для измерения объема газа, прошедшего через керн. Порядок проведения работы 1. Образец проэкстрагировать и высушить. 2. Замерить размеры керна (длину L и диаметр d ). 3. Поместить керн в кернодержатель. 4. Редуктором 2 установить определенное давление (например, 0,1 МПа). 5. Выждать 5 минут. 24 6. Замерить время прохождения определенного объема сжатого воздуха (например 2*10-3 м3 ) через газовые часы. 7. Данные измерений в системе единиц СИ занести в таблицу 3.1. Повторить п.п. 4-7 как минимум три раза. Изменение режимов достигается регулировкой редуктора (изменение давление на 0,01 МПа). 8. Значение вязкости воздуха при условиях проведения опыта находим по таблице в Приложении к сборнику. Таблица 3.1. Номер рм, Vo , , ка , замера Па м3 с м2 Примечания 1 ра= 2 L= 3 d= Обработка полученных результатов Для расчетов все данные, подставляемые в формулу (3.2), приводятся к единой системе единиц СИ. Окончательное значение коэффициента абсолютной проницаемости рассчитывается как среднее арифметическое по числу режимов. После проведения вычислений строится график зависимости расхода газа 0000 от перепада давления000. Проведение экспериментов при различных скоростях течения позволяет проверить выполнение линейного закона Дарси и удостовериться, p что зависимость V f прямо пропорциональна и график проходит L через начало координат. В противном случае закон Дарси не выполняется. 25 Лабораторная работа 4 Определение коэффициента карбонатности горных пород Одним из основных факторов, определяющих эффективность кислотных обработок скважин, является детальное представление о химическом и минералогическом составе и коллекторских свойствах призабойной зоны скважины. Определение карбонатности проводится для выяснения возможности проведения солянокислотной обработки скважин с целью увеличения проницаемости призабойной зоны, а также для определения химического состава горных пород. Соляная кислота взаимодействует с известняками и доломитами. Образующиеся продукты реакции удаляются вместе с раствором прореагировавшей кислоты, так как хлориды кальция и магния растворимы в воде, а диоксид углерода – газ. Для известняка: СаСО3 + 2HCl = CaCl2 + H2O + CO2 Аналогично для доломитов. Под карбонатностью пород понимают содержание в них солей угольной кислоты: поташа К2СО3 , сидерита FеСО3 , известняка СаСО3 . Коэффициент карбонатности – отношение массы карбонатов, содержащихся в образце, к массе образца. Описание установки Экспериментальная установка для определения карбонатности горных пород газометрическим способом состоит из следующих основных узлов (см. рис.4.1.): 26 Рис.4.1. Схема установки для определения карбонатности горных пород 1 - термостат 2 – реакционная колба 3 – змеевик 4 – бюретка, градуированная по 0,2 см3 5 – цилиндр 6 – уравнительная склянка 7 – бюретка для соляной кислоты 8 – сливной кран, 9 – кран. 27 Порядок проведения работы 1. Замеряется барометрическое давление. 2. Фиксируется температура в термостате. 3. Концентрические трубки 4 и 5 заполняются водой из склянки 6 так, чтобы вода в кольцевом пространстве и во внутренней трубке находились на одном уровне. 4. Отмечают уровень воды в бюретке 4. 5. Образец породы высушивают при температуре 105 - 107о С до постоянной массы. 6. Керн тщательно растирают в ступе до получения порошкообразного состояния. 7. Берется навеска порошка (примерно 0,5 г) 8. Навеска высыпается в колбу 2, которая тщательно закрывается пробкой. 9. При закрытом кране 8 в бюретку 7 наливают соляную кислоту. 10.Отмечают уровень кислоты в бюретке 7. 11.Кран 8 быстро открывается часть соляной кислоты (достаточная, чтобы прикрыть весь порошок) наливается в колбу 2. 12.Кран 8 закрывается. 13.Отмечают уровень кислоты в бюретке 7. 14.Выделяющийся углекислый газ по змеевику 3 поступает в бюретку 4, вытесняя из нее воду в кольцевое пространство. Для выравнивания уровней воды в кольцевом пространстве и в бюретке склянку 6 опускают, после чего кран 9 открывают до выравнивания уровней. Эту операцию повторяют до тех пор, пока не прекратится выделение углекислого газа. 15.Отмечают уровень воды в бюретке 4. 16.Все измеренные величины приводятся к единой системе единиц СИ и заносятся в таблицу 4.1. 28 Таблица 4.1 Наименование величины Обозначение Масса взятого образца (порошка) М Уровень воды в бюретке 4 до опыта Vв1 Уровень воды в бюретке 4 после опыта Vв2 Уровень кислоты в бюретке 7 до опыта Vк1 Уровень кислоты в бюретке 7 после опыта Vк2 Барометрическое давление Ра Температура в термостате t Плотность углекислого газа* ρ Коэффициент карбонатности k Результат * - определяется по таблице в Приложении Обработка полученных результатов 1. Количество кислоты Vк , введенной в колбу определяется по разнице уровней до и после опыта: Vк= Vк2 -Vк1 2. Разница уровней воды в бюретке 4 до и после опыта V равна объему выделившегося углекислого газа Vсо2и количеству введенной кислоты Vк: V= Vв2 –Vв1 3. Объем выделившегося углекислого газа Vсо2: Vсо2 =V –Vк 4. Коэффициент карбонатности в пересчете на СаСО3 по найденному объему СО2 рассчитывается по формуле: k= Vсо2 4,4M . 29 Лабораторная работа 5 Экстрагирование образцов породы Для исследования кернов, определения их различных свойств необходимо иметь чистый образец этой породы, лишенной всех насыщающих его флюидов. Удаление органических веществ из пор породы осуществляется экстрагированием образцов в приборе типа Сокслета. Описание установки Прибор Сокслета помещается в вытяжной шкаф и включает в себя (рис. 5.1): Рис. 5.1. Прибор Сокслета для экстрагирования образцов. 1 - стеклянная колба, подогреваемая электрической плиткой закрытого типа; 30 2 – экстрактор; 3 – сифонная трубка; 4 – обратный холодильник, нижний отвод которого подсоединяется к водопроводу, верхний – к канализации; 5 – теплоизолированная подъемная трубка; 6 - образцы. Принцип работы установки В процессе нагревания колбы 1 пары кипящего растворителя поднимаются по трубке 5 в верхнюю часть экстрактора 2, а затем в холодильник 4, в котором они конденсируются. При этом конденсат, стекая в экстрактор растворяет нефть, содержащуюся в образцах. По мере проведения экстрагирования уровень сконденсированного растворителя и нефти, вымытой из образца, постепенно поднимается, наполняет экстрактор, стекает по сифонной трубке 3 обратно в колбу 1. Первый цикл экстрагирования считается законченным, когда весь растворитель из экстрактора перетекает в колбу 1. Затем цикл накопления и стока повторяется снова. Экстрагирование считается законченным, когда после многих циклов цвет растворителя в экстракторе становится совершенно прозрачным. Время экстрагирования зависит как от свойств образцов, так и от характеристик насыщающей его нефти; и может продолжаться 6-24 и более часов. В качестве растворителя можно использовать четыреххлористый углерод CaCl4 (tкип =76,6оС), бензол С6Н6 (tкип =80оС), спиртобензольную смесь и др. В любом случае растворитель подбирается таким образом, чтобы температура его кипения была ниже температуры кипения воды и в колбе 1 происходил процесс кипения только растворителя. 31 Порядок проведения работы 1. Очистить образец кисточкой. 2. Взвесить образец. 3. Поместить образец 6 в экстрактор 2. 4. Заполнить колбу 1 растворителем примерно на три четверти. 5. Собрать прибор. 6. Пустить воду в холодильник 4. 7. Включить вытяжной шкаф. 8. Включить печку. 9. Убедившись, что растворитель в экстракторе стал совершенно прозрачным, выключить прибор. 10. Дать прибору остыть. 11.Разобрать прибор. 12.Извлечь образец. 13.Выключить вытяжной шкаф. 14.Образец поместить в сушильный шкаф при температуре 102-105 оС. 15.Контролировать удаление воды из пор образца периодическим взвешиванием. 16.После того, как масса образца перестанет меняться, зафиксировать ее значение. 17.Все измеренные величины приводятся к единой системе единиц СИ и заносятся в таблицу 5.1. Таблица 5.1. Наименование величины Обозначение Масса образца до экстрагирования М1 Масса образца после экстрагирования М2 Масса жидкости Мж Удельное содержание жидкости в образце Sуд Результат 32 Обработка полученных результатов 1. Масса жидкости (нефти и воды), находившейся в керне до экстрагирования: Мж= М1 – М2 2. Удельное содержание жидкости в образце: Sуд= Мж . M1 33 Лабораторная работа 6 Определение удельного содержания воды в керне на приборе Дина - Старка и обводненности нефти Рис.6.1. Прибор Дина – Старка Описание установки Прибор Дина и Старка помещается в вытяжной шкаф и включает в себя: 1 – обратный холодильник, нижний отвод которого подсоединяется к водопроводу, верхний – к канализации; 2– стеклянная ловушка, со шкалой, откалиброванной в единицах объема; 3 - колба емкостью 500 см3; 4 – образцы. 34 Принцип работы установки В процессе нагревания колбы 3 до температуры 100оС и более пары воды, содержащейся в порах образца, вместе с парами растворителя поднимаются в холодильник 1, в котором они конденсируются. Конденсат воды и растворителя стекает в ловушку 2. Вода в результате гравитационного разделения скапливается в нижней части ловушки, а растворитель – в верхней. Момент, когда растворитель в ловушке становится совершенно прозрачным, является первым признаком того, что процесс выделения воды из образца закончен. По мере проведения опыта уровень воды в ловушке поднимается, а затем останавливается. Наличие четкой границы раздела позволяет определить численное значение объема выделившейся воды из образца Vв. В качестве растворителя можно использовать толуол С7Н8 ( tкип = 111оС ), бензин прямой перегонки, из которого отогнаны легкие фракции, кипящие до 95 оС. В любом температура случае его растворитель кипения подбирается была выше таким температуры образом, чтобы кипения воды. Растворитель и вода должны быть взаимно нерастворимыми благодаря чему в ловушке имеется четкая граница раздела. Порядок проведения работы 1. Очистить образец кисточкой. 2. Взвесить образец. 3. Поместить образец 4 в колбу 3. 4. Заполнить колбу 3 растворителем ( примерно 500 см3 ). 5. Собрать прибор. 6. Пустить воду в холодильник 1. 7. Включить вытяжной шкаф. 35 8. Включить печку. Интенсивность нагрева выбирается таким образом, чтобы из трубки холодильника в секунду капало 2-4 капли конденсата растворителя. 9. Убедившись, что увеличение объема воды в ловушке прекратилось и растворитель в ловушке стал совершенно прозрачным , выключить прибор. 10.По шкале ловушки определить объем выделившейся воды из образца 11.Дать прибору остыть. 12.Разобрать прибор. 13.Извлечь образец. 14.Выключить вытяжной шкаф. 15.Все измеренные величины приводятся к единой системе единиц СИ и заносятся в таблицу 6.1. Таблица 6.1. Наименование величины Обозначение Масса образца до опыта М Объем воды в ловушке Vв Плотность воды ρв Удельное содержание воды в образце Sв Результат Обработка полученных результатов 1. Масса воды содержавшаяся в порах образца до опыта и скопившаяся в ловушке после окончания опыта: Мв= Vв ρв 2. Удельное содержание воды в образце: Sуд= Vв в . M 2. Составить алгоритм определения обводненности нефти, содержащейся в образце, студентам предлагается самостоятельно. 36 Лабораторная работа 7 Определение коэффициентов водо- и нефтенасыщенности образцов породы на приборе Закса Содержание флюидов в породе называется насыщенностью. Количественно содержание в породе нефти, воды и газа оценивается коэффициентами нефте-, водо-, газонасыщенности. Это есть доля от объема открытых пор Vпор в образце, занятых нефтью Vн, водой Vв, газом Vг: коэффициент нефтенасыщенности: Sн= Vн/ Vпор коэффициент водонасыщенности: Sв= Vв/ Vпор коэффициент газонасыщенности: Sг= Vг/ Vпор Описание установки Прибор Закса помещается в вытяжной шкаф и включает в себя Рис.7.1. Прибор Закса 37 1 – обратный холодильник, нижний отвод которого подсоединяется к водопроводу, верхний – к канализации 2– стеклянная ловушка, со шкалой, откалиброванной в единицах объема 3- стеклянный цилиндр с пористым дном (фильтром), помещенный в горловину колбы 4 на специальные выступы 4 - колба емкостью 500 см3 5 – керн Принцип работы установки Прибор С.Л. Закса позволяет одновременно проводить выпаривание воды из образца и его экстрагирование. В процессе нагревания колбы 4 до температуры 100 оС и выше пары воды, содержащейся в порах образца, вместе с парами растворителя поднимаются в холодильник 1, в котором они конденсируются. Конденсат воды и растворителя стекает в ловушку 2. По мере проведения опыта уровень в ловушке поднимается, а затем останавливается. Вода в результате гравитационного разделения скапливается в нижней части ловушки, а растворитель – в верхней. Момент, когда растворитель в ловушке становится совершенно прозрачным и уровень воды перестает изменяться, является признаком того, что процесс выделения воды из образца закончен. Наличие четкой границы раздела между водой и растворителем в ловушке позволяет определить численное значение объема выделившейся воды из образца Vв. В качестве растворителя можно использовать толуол С7Н8 (tкип =111оС), бензин прямой перегонки, из которого отогнаны легкие фракции, кипящие до 95оС. В любом случае растворитель подбирается таким образом, чтобы температура его кипения была выше температуры кипения воды. Помимо этого, растворитель и вода должны быть взаимно нерастворимыми и иметь четкую границу раздела в ловушке. 38 При подогреве колбы 4 пары кипящего растворителя поднимаются по трубке вверх в холодильник 1, в котором они конденсируются. Конденсат растворителя, стекает в ловушку, а оттуда в стеклянный цилиндр 3 (выполняющий функции экстрактора) растворяет нефть, содержащуюся в образце 5 Интенсивность нагрева подбирается так, чтобы образец был все время полностью погружен в растворитель и последний не переливался через края цилиндра. Таким образом происходит экстрагирование керна. По мере проведения экстрагирования уровень сконденсированного растворителя становится достаточным, чтобы покрыть весь образец, а нефть вымытая из образца постепенно стекает через пористое дно в колбу 4.Процесс экстрагирования образца считается законченным, когда растворитель в стеклянном цилиндре становится совершенно прозрачным. Порядок проведения работы 1. Высушить стеклянный цилиндр 3 при температуре 102-105оС. 2. Взвесить стеклянный цилиндр. 3. Очистить образец кисточкой. 4. Взвесить образец. 5. Поместить образец 5 в цилиндр 3. 6. Заполнить колбу 4 растворителем (примерно500 см3 ). 7. Установить цилиндр с керном в горловину колбы 4. 8. Собрать прибор. 9. Пустить воду в холодильник 1. 10.Включить вытяжной шкаф. 11.Включить печку. Интенсивность нагрева выбирается таким образом, чтобы образец был все время полностью погружен в растворитель, и последний не переливался через края цилиндра. 39 12.Убедившись, что увеличение объема воды в ловушке прекратилось и растворитель в ловушке 2 стал совершенно прозрачным, выключить прибор. 13.По шкале ловушки определить объем выделившейся воды из образца 14.Дать прибору остыть. 15.Разобрать прибор. 16.Извлечь температуре образец. Образец поместить в сушильный шкаф при 102-105 оС. 17.Контролировать удаление растворителя из пор образца периодическим взвешиванием. 18.После того, как масса образца перестанет меняться, зафиксировать ее значение. 19.Все измеренные величины приводятся к единой системе единиц СИ и заносятся в таблицу 7.1. Таблица 7.1. Наименование величины Обозначение Масса образца до опыта М1 Масса образца после опыта М2 Объем воды в ловушке Vв Плотность воды ρв Плотность нефти ρн Коэффициент открытой пористости mо Плотность образца ρ Коэффициент нефтенасыщенности Sн Коэффициент водонасыщенности Sв Результат 40 Обработка полученных результатов 1. Масса жидкости (нефти и воды), содержащаяся в керне до опыта: Мж= М1 – М2 2. Масса воды, содержащаяся в порах образца до опыта и скопившаяся в ловушке после окончания опыта: Мв= Vв ρв 3. Масса нефти, содержащейся в керне до опыта: Мн= Мж – Мв 4. Объем нефти, содержащейся в керне до опыта: Vн= Мн/ρн 5. Коэффициент нефтенасыщенности: Sн= Vн . mo M 2 6. Коэффициент водонасыщенности: Sв= Vв . mo M 2 7.Коэффициет газонасыщенности студентам предлагается вычислить самостоятельно. 41 Лабораторная работа 8 Определение коэффициента остаточной водонасыщенности образцов породы методом центрифугирования В продуктивных пластах нефтяной и газовой частей залежи содержится вода. Эту воду, оставшуюся со времени образования залежи, называют остаточной. Состояние остаточной воды и начальное распределение нефти, воды, газа определяется: - структурой порового пространства - составом пород - физико-химическими свойствами пород - физико-химическими свойствами жидкостей и газов - количеством и составом остаточных вод и др. Формы существования остаточной воды необходимо учитывать во всех процессах, в которых молекулярная природа поверхности твердой фазы играет значительную роль. Если остаточная вода в пласте в виде тонкой пленки покрывает поверхность поровых каналов, то поверхность твердой фазы остается гидрофильной. Устойчивые пленки на поверхности твердого тела возникают только при очень низком поверхностном натяжении на границе нефть-вода, при слабой минерализации остаточной воды. Если пленка воды отсутствует, то нефть соприкасается с твердой поверхностью и вследствие адсорбции ПАВ нефти поверхность коллектора становится в значительной степени гидрофильной. Фильность пород существенным образом определяет особенности фильтрационных процессов в пористых средах. Формы остаточной воды: - капиллярно связанная вода в малых капиллярах, где интенсивно проявляются капиллярные силы; 42 - адсорбционная вода, удерживаемая силами межмолекулярного взаимодействия между водой и поверхностью поровых каналов; - пленочная вода, покрывающая гидрофильные участки породы; - свободная вода, удерживаемая капиллярными силами в дисперсной структуре на поверхностях раздела нефть-вода, газ-вода. При анализе кернового материала определяется общее количество остаточной воды без количественной оценки различных ее видов. Это связано с неопределенностью и сложностью условий ее определения по видам. Количественно оценить содержание остаточной воды в керне можно с помощью коэффициента водонасыщенности – отношения объема воды в открытых порах образца к объему открытых пор: Sв = Vв /Vо.пор . (8.1) Наиболее достоверные результаты определения количества остаточной воды в породе получены при анализе кернового материала, отобранного с применением растворов, приготовленных на нефтяной основе. Предполагается, что при подъеме керна на поверхность и в процессе его транспортирования в лабораторию существенных изменений его водонасыщенности не происходит. Для этого керны предварительно парафинируют или перевозят в закрытых сосудах под слоем нефти. Быстро и просто остаточная водонасыщенность определяется методом центрифугирования. В основе метода лежит воздействие на образец центробежных сил, возникающих при вращении керна в центрифуге. Давление, развиваемое в капиллярах центробежными силами рц ,равно: рц=4 π2 Rn2 h( ρ1-ρ2 ), (8.2) где R- радиус вращения (принимается равным расстоянию от центра оси центрифуги до середины образца); 43 n – число оборотов ротора центрифуги; h – длина образца; ρ1 , ρ2 - плотность воды, насыщающей образец, и плотность вытесняющей фазы (при вытеснении воздухом можно принять ρ2=0). Вытеснению воды препятствуют капиллярные силы рк : рк= 2 cos , r (8.3) где - поверхностное натяжение воды на границе с вытесняющей фазой, - краевой угол смачивания, r - радиус пор. При этом вода вытесняется из всех пор образца, радиус которых больше радиуса r ,определяемого из соотношения: рц=рк . (8.4) Вначале с увеличением числа оборотов ротора центрифуги вода вытесняется из крупных пор. При дальнейшем увеличении частоты вращения ротора вода вытесняется из пор меньшего размера. С некоторого момента повышение числа оборотов перестает влиять на количество воды остающейся в порах. Эту воду и считают остаточной. Результаты центрифугирования позволяют изучить распределение в керне пор по размерам. Так радиус пор, из которых при данной угловой скорости ω вытесняется вода, определяется из соотношения: r cos . 2 2 n 2 r 2 (8.5) 44 Описание установки Рис.8.1. Схема установки для определения остаточной водонасыщенности Центрифуга помещена в термостат и состоит из: 1 – хвостовик вала электродвигателя; 2 – вращающаяся головка с откидными стаканами, в которые вставляется пробирка с керном. На передней стенке центрифуги имеется панель приборов, на которой установлены: - главный выключатель; - регулятор числа оборотов. ВНИМАНИЕ! Установку разрешено запускать с закрытой крышкой только при нулевом положении регулятора; - тормозная кнопка, при нажатии которой, включается тормозное устройство, позволяющее уменьшить время остановки центрифуги; - тахометр, фиксирующий число оборотов центрифуги; - сигнальная лампа, загорающаяся при включении двигателя; - счетчик времени, служащий для автоматической остановки центрифуги через заданное время. 45 Порядок проведения работы 1. Взвесить сухой керн (М1). 2. Насытить керн под вакуумом дистиллированной водой. 3. Взвесить насыщенный керн (М2). 4. Вложить керн в пробирку. 5. Пробирку с керном поместить в один из стаканов ротора. 6. Поместить уравновешивающий груз в противоположный стакан (разница в весе груза и исследуемого керна не должна превышать 0,1 г). 7. Закрыть крышку центрифуги. 8. Установить счетчик времени на 2 минуты. 9. Включить главный выключатель. 10.Довести число оборотов ротора до 500 в минуту. 11.Тормозной кнопкой включить тормозное устройство после автоматического отключения ротора. 12.Установить регулятор оборотов в нулевое положение. 13.ВНИМАНИЕ. Дождаться полной остановки ротора. 14.Открыть крышку центрифуги. 15.Извлечь пробирку с керном. 16.Взвесить керн Мкi. 17.Повторить действия пунктов №№ 4-15 каждый раз увеличивая число оборотов на 500 до максимального значения 3500 оборотов в минуту. 18. Все измеренные величины приводятся к единой системе единиц СИ и заносятся в таблицу 8.1. 46 Таблица 8.1. № Число оборотов ротора n 1 2 3 4 5 6 7 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 Масса керна с водой Мкi Масса воды, оставшейся в керне Мвi Коэффициент водонасыщенности Si Капилляр- Применое чание давление Pкi Обработка полученных результатов 1. Масса воды, содержащаяся в керне до начала центрифугирования: Мв= М2– М1, где М1 , М2 - масса сухого керна и масса керна после насыщения водой. 2. Масса воды оставшейся в керне после центрифугирования при каждом заданном числе оборотов: Мвi = Мкi – М1 3. Принимаем коэффициент начальной вдонасыщенности (перед началом центрифугирования) равным единице. 4. Коэффициент водонасыщенности керна после центрифугирования на каждом из заданных чисел оборотов: Si = Мвi / Мв 5. Капиллярное давление: рк=рц=4 π2 Rn2 h( ρ1-ρ2 ) . 6. Построить графическую зависимость «капиллярное давление- коэффициент водонасыщенности». 7. По графику определить коэффициент остаточной водонасыщенности Sост. 47 Литература 1. Гиматудинов Ш.К., Дунюшкин И.И., Нагорный Л.А. Сборник лабораторных работ по курсу «Физика нефтяного пласта», под ред Желтова Ю.П.,М., 1986, 68 с. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта.М., Альянс, 2005, 311с. 2. Михайлов Н.Н. Геолого-технологические свойства пластовых систем, М., Макспресс, 2008, 140 с. 3. Михайлов Н.Н. Проницаемость пластовых систем. М., РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2006, 185 с. 4. Михайлов Н.Н. Физика нефтяного и газового пласта (физика нефтегазовых пластовых систем) М., Макспресс, 2008, 445 с. 48 ПРИЛОЖЕНИЕ Таблица П.1 Основные единицы СИ и некоторые производные единицы физических величин Единицы Наименование величины 1 Длина Масса Время Температура Количество вещества Сила электрического тока Сила света Площадь Объем Скорость Ускорение Частота вращения Плотность Сила, вес Давление Поверхностное натяжение Энергия Мощность Динамическая вязкость Кинематическая вязкость СИ наимен. допускаемые обознач. 2 метр килограмм секунда 3 м кг с кельвин К моль наимен. обознач. Соотношение с другими единицами 5 т мин ч сут о С моль 4 тонна минута час сутки градус Цельсия - ампер А - - кандела кд м2 м3 м/с м/с2 с-1 гектар литр оборот в секунду оборот в минуту га л об/с об/мин Н Па - - Н/м - - Джоуль Дж киловаттчас кВт∙ч Ватт Вт Па∙с - - 1 Дж = 1 Н∙м 1 кВт∙ч = 3,6∙103Дж 1 кал = 4,1868 Дж 1 Вт = 1 Н∙м/с 1 сПз = 1 мПа∙с м2/с - - 1 сСт = 1 мм2/с кг/м3 Ньютон Паскаль 6 1т = 1∙103 кг 1 мин = 60 с 1 ч = 3,6∙103с 1 сут = =86,4∙103с 1 К = 1оС (по размеру) - 1 га = 1∙104 м2 1 л = 1∙10-3 м3 1 об/с = 1с-1 1 об/мин = 1,667∙10-2∙с-1 1Н = 1 кг∙м-1∙с-2 1 Па = 1 Н/м2 1 кгс/см2=9,80665∙ ∙104Па 1 мм рт.ст.=133 Па 1дин/см = 1 мН/м 49 1 Проницаемость пористых сред Удельная теплоемкость Теплопроводность Коэффициент теплопередачи Электродвижущая сила Электрическое сопротивление Электрическая емкость Электрический заряд (количество электричества) 2 3 м2 4 - 5 - 6 1 Д = 1,01972 мкм2 Дж/кг∙К - - Вт/м∙К Вт/м2∙К - - Вольт В - - 1В=Вт/А=1 Дж/Кл Ом Ом - - 1Ом = 1 В/А Фарад Ф - - 1Ф=1 Кл/В Кулон Кл - - 1А∙ч=3,6∙103 Кл Таблица П.2 Вязкость воздуха при атмосферном давлении и различных температурах Температура, оС 10 11 12 13 14 15 16 Вязкость, мкПа∙с 17,60 17,64 17,68 17,73 17,78 17,83 17,88 Температура, оС 17 18 19 20 21 22 Вязкость, мкПа∙с 17,93 17,98 18,03 18,08 18,13 18,18 50 Таблица П.3 Плотность двуокиси углерода при различных давлениях и температурах Темп., о С 22 21 20 19 18 17 16 15 14 13 99,00 1,816 1,822 1,828 1,834 1,840 1,846 1,853 1,859 1,865 1,872 99,19 1,821 1,828 1,834 1,840 1,846 1,853 1,860 1,866 1,872 1,878 Плотность СО2 в кг/м3 при давлении, кПа 99,35 99,62 99,88 100,22 100,55 1,828 1,834 1,841 1,847 1,854 1,835 1,841 1,843 1,854 1,861 1,841 1,847 1,854 1,860 1,867 1,847 1,853 1,860 1,866 1,873 1,853 1,859 1,866 1,872 1,879 1,860 1,866 1,873 1,879 1,886 1,866 1,873 1,879 1,886 1,892 1,872 1,879 1,885 1,842 1,898 1,878 1,885 1,892 1,899 1,905 1,885 1,892 1,899 1,906 1,913 100,95 1,858 1,867 1,873 1,879 1,885 1,892 1,898 1,905 1,912 1,919 101,35 1,866 1,872 1,878 1,884 1,890 1,897 1,903 1,910 1,917 1,924 51