Мангура А. М., Наливайко О. І.

Мангура А. М., Наливайко О. І.

Методика виконання лабораторних робіт із фізики нафтового, газового та газоконденсатного пласта: навчально-методичний посібник. – Полтава: ПолтНТУ, 2012. – 58 с.

Навчально-методичний посібник «Методика виконання лабораторних робіт із фізики нафтового, газового та газоконденсатного пласта» призначено для студентів нафтогазових спеціальностей. У ньому розглянуто методику проведення досліджень фізичних властивостей свердловин і представлено типові алгоритми розв’язання фахових проблем. До кожної лабораторної роботи представлено теоретичні відомості з теми дослідження й описано теоретичні передумови технологічних розрахунків та проектування свердловин на основі здійснюваних процесів.

Код 60.20.08.01© А. М. Мангура, О. І. Наливайко 2012

ЗМІСТ

Вступ………………………………………………………………….........4

Лабораторна робота №1 «Визначення відкритої пористості порід-колекторів методом насичення»……………………………………………....5

Лабораторна робота №2 «Визначення газо-, водо-, нафтопроникності гірських порід»…………………………………………………………………9

Лабораторна робота №3 «Визначення карбонатності гірських порід»……………………………………………………………………….….12

Лабораторна робота №4 «Визначення кінематичної в’язкості й щільності пластової води»…………………………………..………………..15

Лабораторна робота №5 «Визначення щільності газу»………...…......18

Лабораторна робота №6 «Визначення вологовмісту в природному газі»…………………………………………………………………………… 20

Лабораторна робота №7 «Визначення температури насичення нафти і газоконденсату парафіном»……………..…………………………………....23

Лабораторна робота №8 «Визначення тиску насичення»…………….26

Лабораторна робота №9 «Визначення кількості зв’язаної води в породі»…………………………………………………………………………28

Лабораторна робота №10 «Визначення поверхневого натягу на межі розділу фаз»………………...…………………………………………………30

Лабораторна робота №11 «Визначення фазової проникності для системи «газ – вода»………………………………………………………….32

Лабораторна робота №12 «Визначення ємнісних параметрів пористого середовища за падінням пластового тиску»……………….………………..38

Лабораторна робота №13 «Методи визначення хімічного складу пластових вод»………………………………………………………………..41

Правила техніки безпеки та протипожежні заходи…………………....47 Література……………………………………………………………..….49Додатки…………………………………………………………………...51

ВСТУП

При розробленні та експлуатації газових і газоконденсатонафтових родовищ необхідні дані про колекторські властивості гірських порід. Також важливе й знання фізико-хімічних властивостей свердловинної продукції, потрібних для опису процесів фільтрації пластових флюїдів, підготовки рекомендацій до підвищення компонентовіддачі пластів.

Матеріали, які розміщенні в курсі «Фізика пласта», необхідні в майбутньому для вивчення інших дисциплін.

У лабораторному пратикумі розглядаються методи вивчення колекторських властивостей гірських порід, фізико-хімічні властивості свердловинної продукції. Наведено опис основної лабораторної апаратури, приладів, допоміжних пристроїв, їх будови та принципів роботи.

Лабораторні роботи оформляються в такій послідовності:

· стисло і чітко викласти мету роботи;

· навести схему лабораторної установки й подати методику проведення дослідів;

· викласти результати дослідів у табличному вигляді;

· представити методику обробки результатів вимірювання;

· зробити висновки.

Роботи мають бути оформленні згідно зі стандартом.

 

ЛАБОРАТОРНА РОБОТА № 1

Визначення відкритої пористості порід-колекторів методом насичення

 

Мета роботи: вивчення методики визначення коефіцієнта відкритої пористості та визначення його значення на природних зразках гірської породи.

Необхідні прилади і реактиви:

1) вакуумна шафа з вакуумним насосом;

2) зразки гірської породи;

3) вимірювальний інструмент;

4) кристалізатор або ексикатор;

5) дистильована вода або гас;

6) електронні ваги.

Опис приладу (рисунок 1)

Рисунок 1 – Прилад для визначення відкритої пористості

 

Для визначення відкритої пористості гірських порід використовується вакуумна шафа 1, у якій міститься ексикатор або кристалізатор 2, із водою чи керосином 3. Зразки гірської породи 4 зважують в сухому вигляді на електронних вагах 5 і розміщують в ексикаторі 2. Вакуум створюється за допомогою вакуумного насоса й контролюється вакуометром 7. Розгерметизація шафи проводиться за допомогою вентиля 8.

Загальні поняття

Під пористістю гірської породи розуміють наявність у ній порожнеч – пор. Коефіцієнтом повної (або абсолютної) пористості m_п називається відношення сумарного об’єму пор V _пор у зразку породи до видимого його об’єму V _обр:

Вимірюється пористість у частках одиниці або відсотках. За походженням пори та інші порожнечі підрозділяються на первинні й вторинні. До первинних відносять порожнечі методу зернами, проміжки між площинами нашарування тощо, які утворюються в процесі осадонакопичення і формування породи.

Вторинні пори утворилися в результаті подальших процесів розлому і дроблення породи, розчинення, виникнення тріщин унаслідок скорочення породи, наприклад унаслідок доломітизації тощо. Структура порового простору порід зумовлена гранулометричним складом частинок, їх формою, хімічним складом порід, походженням пор, а також співвідношенням великих пор до малих. Великою мірою властивості пористих середовищ залежать від розмірів порових каналів. За величиною поровий канал продуктивних пластів умовно розділяється на три групи:

1) надкапілярні – розміри 0,5 мм;

2) капілярні – від 0,5 до 0,0002 мм;

3) субкапілярні – менше ніж 0,0002 мм.

По крупних (надкапілярних) каналах і порах рух нафти, води й газу відбувається вільно, а по капілярах – за значної участі капілярних сил.

У субкапілярних каналах рідини настільки значно утримуються силою тяжіння стінками каналів (унаслідок малої відстані між стінками каналу рідина знаходиться в сфері дії молекулярних сил, матеріалу стінок), що практично в природних умовах переміщуватися не можуть. Породи, пори яких представлені в основному субкапілярними каналами, незалежно від пористості, практично не проникні для рідин і газу (глина та глинисті сланці).

Добрими колекторами є ті породи, пори яких представлені в основному капілярними каналами достатньо великого перетину, а також надкапілярними порами.

Із сказаного виходить, що при тих, що існують в природних умовах, перепадах тиску не в усіх порожнечах рідина і газ знаходяться в русі. Разом із повною пористістю введені ще поняття коефіцієнта відкритої пористості, а також коефіцієнтів, які характеризують статичну та динамічну корисну ємність колектора.

Коефіцієнтом відкритої пористості прийнято називати відношення об’єму відкритих пор, що сполучаються, до об’єму зразка. Статична корисна ємність колектора характеризує об’єм пор і порожнеч, які можуть бути зайняті нафтою й газом. Ця величина позначається через П_с і визначається як різниця відкритої пористості та частки об’єму пор, зайнятою залишковою водою.

Залежно від перепадів тиску, що існують у пористому середовищі, властивостей рідин і характеру поверхні порід та або інша частина рідини не рухається в порах. Сюди належать нерухомі плівки біля поверхні породи, капілярно утримана рідина й т. ін. Динамічна корисна ємність колектора характеризує відносний об’єм пор і порожнеч, через які може відбуватися фільтрація нафти й газу в умовах, що існують у пласті.

Із визначення поняття повної та відкритої пористості випливають такі співвідношення, які використовуються для вимірювань:

 

де m_п – повна пористість; m₀ – відкрита пористість; V_пор – об’єм пор; V_о.пор – об’єм відкритих пор; V_обр – об’єм зразка; V_зер – об’єм зерен; G₁ – маса сухого зразка в повітрі; G₂ – маса насиченого водою зразка в повітрі; G₃ – маса насиченого водою зразка у воді; ρ_г – щільність води.

Методика проведення досліду (див. рис. 1)

Проекстраговані та висушені до постійної маси зразки гірської породи 4 зважують на аналітичних вагах 5. Заздалегідь за допомогою вимірювальних інструментів (лінійка, штангель-циркуль) вимірюють розміри зразків (діаметр і висота) – для підрахунку видимого об’єму зразка гірської породи. Після цього зразки поміщають в ексикатор 2, який заповнений рідиною насичення (вода або гас) 3. Ексикатор із зразками й рідиною насичення вміщують у вакуумну шафу I. Перед пуском вакуумного насоса 6 закривають вентиль 8 та кришку шафи. Створення вакууму у шафі контролюється вакуометром 7. Після закінчення 35 – 40 хвилин після початку вакуумування вакуумний насос відключають. Для відкриття кришки вакуумної шафи необхідно відкрити вентиль 8 для впускання в шафу повітря. Насичені водою або гасом зразки зважують, визначають приріст маси зразка. Результат заносять у таблицю 1.

 

Таблиця 1 – Результати дослідів за визначенням пористості зразків гірської породи

Номер зразків	Маса сухого зразка G1, г	Маса насиченого зразка G2, г	Приріст маси зразка ΔG, г	Об’єм зразка Vобр, г	Пористість насичення зразка m, %

Коефіцієнт пористості розраховують за формулою

,

де V_пор – об’єм пор зразка гірської породи; V_обр – видимий об’єм зразка гірської породи.

Об’єм пор гірської породи визначається як відношення приросту маси зразка ΔG до щільності рідини насичення ρ_ж.н.:

.

Якщо зразки гірської породи не мають правильної геометричної форми, то для визначення коефіцієнта пористості використовується метод І. А. Преображенського або Мельчера, для розрахунку об’ємів зразків використовується закон Архімеда.

 

Контрольні питання

1. Що називають пористістю гірської порода?

2. Які коефіцієнти пористості розрізняють у нафтопромисловій практиці й для чого необхідно знати ці коефіцієнти?

3. Які методи визначення коефіцієнтів пористості існують?

4. Які гірські породи характеризуються найбільш високими коефіцієнтами пористості та які найменшими?

5. Як розподіляються пори за розмірами порових каналів?

6. У яких каналах і порах відбувається рух пластових рідин?

7. Що таке статична і динамічна користі ємності колектора?

 

ЛАБОРАТОРНА РОБОТА № 2

Опис установки

Установка для визначення водо- або нафтопроникності гірської породи складається з кернотримача 1, манометрів 2 (на вході та виході з кернотримача), ємності для рідини, що фільтрується, 3, датчика постійної витрати 4, мірної колби 5 і вентилів високого тиску 6, 7, 8, 9, 10 (рис. 2).

Рисунок 2 – Установка для визначення проникності

Загальні поняття

Проникність – це здатність гірської породи пропускати через себе нафту, газ і воду.

При розробленні нафтових та газових родовищ використовують різні види фільтрації нафти, газу й води або їх сумішей у пористому середовищі. До того ж проникність одного і того ж пористого середовища для кожної фази буде різна й залежатиме від кількісного та якісного складу фаз. Тому для характеристики проникності гірських порід уведені поняття абсолютної, ефективної (фазової) й відносної проникності.

Фізичні властивості гірських порід характеризує абсолютна проникність. Під абсолютною проникністю пористого середовища розуміють проникність, яка визначена за наявності в ній лише однієї якої-небудь фази хімічно інертної відносно породи. Абсолютна проникність – властивість породи не залежить від властивостей рідини, котра фільтрується, або газу і перепаду тиску, якщо немає взаємодії флюїдів із породою.

Абсолютна проникність визначається при фільтрації через зразки газу й повітря.

Фазовою називається проникність гірської породи багатофазних систем за наявності руху в порах газу або рідини. Її значення залежить від насиченості порового простору газом або рідиною і від фізико-хімічних властивостей.

Відносною проникністю гірської породи називається відношення фазової проникності цього зразка для певної фази до абсолютної. Для оцінювання проникності порід використовують лінійний закон фільтрації Дарсі

,

де К – коефіцієнт проникності, м²; Q – об’ємна витрата рідини за одиницю часу, м³/с; F – площа фільтрації, м²; µ – динамічна в’язкість рідини, Па·с; Δр – перепад тиску, Па; L – довжина пористого середовища, м.

У Міжнародній системі (СІ) за одиницю проникності з 1 м² береться проникність такого пористого середовища, якщо при фільтрації через зразок площею в 1 м² завдовжки в 1 м і перепаді тиску 1 Па витрата рідини в’язкістю 1 Па·с становить 1 м/с.

Методика проведення досліду

Заздалегідь проекстраговані й насичені (водою або гасом) до постійної маси зразки впаковуються в кернотримач 1. Відкривають вентилі високого тиску 6, 7, 8, 9, 10 і включають датчик постійної витрати 4. Рідина (вода або гас) з ємності 3 через манометр на вході 2 надходить у кернотримач 1. Профільтрувавшись через кернотримач, рідина надходить у мірну ємність 5. За допомогою секундоміра визначають витрату води при різних перепадах тиску, що фіксуються на манометрах 2 (дослід проводити не менше ніж при трьох різних тисках). Фільтрація повинна проходити за лінійним законом, що контролюється побудовою графіка залежності

.

У координатах Q і ΔР точки залежності Q = С·ΔР повинні розташовуватися на прямій лінії.

Середні значення проникності K визначаються як співвідношення

.

Усі параметри, що фіксують під час досліду, записують у таблицю і потім за формулою

розраховують коефіцієнт проникності гірської породи при фільтрації через неї рідини (води або гасу).

Для визначення абсолютної проникності гірської породи використовують установку, представлену на рисунку 2, яка складається з джерела стислого повітря (газу) 1, редуктора (регулятора) тиску 2, кернотримача 3 і газового годинника 4.

Результати досліду записують у таблицю 2.

Таблиця 2 – Результати дослідів

Найменування вимірюваних і підрахованих величин	Позначення	Номер досліду
І	ІІ	ІІІ
Діаметр зразка, м	d
Площа перетину зразка, м^2	F
В’язкість рідини, Па·с	µ
Перепад тиску, Па	ΔP
Об’єм рідини в мірнику, м^3	V
Час досліду, с	t
Витрата води, м^3/с	Q
Коефіцієнт проникності, м^2	K
Довжина зразка, м	L

При вимірюванні проникності порід за газом у формулу Дарсі слід підставити середню витрату газу в умовах зразка. Це викликано непостійністю його об’ємної витрати при зменшенні тиску по довжині керна. Об’єм повітря, яке пройшло через керн, вимірюють газовим годинником при атмосферному тиску на виході з них же при кімнатній температурі. Вважатимемо, що на виході зі зразка ми маємо атмосферний тиск, величину котрого можна визначити за барометром. Розподіл тиску по довжині керна вважатимемо лінійним через малі розміри керна і незначні перепади тиску. Тому середній тиск по довжині керна

,

де Р₁ – тиск на вході в керн, МПа; Р_а – атмосферний тиск, МПа.

Рисунок 3 – Установка для визначення абсолютної проникності

 

Оскільки манометр показує надмірний тиск над атмосферним на вході в керн, то

,

де Р_ман – показник манометра, Па.

Тоді

.

 

Для приведення об’єму газу V, заміряного за газовим годинником при атмосферному тиску Р_А, до середнього тиску в керні Р скористаємося законом Бойля – Маріотта

.

Звідси

,

де t – час, протягом якого через керн пройшов об’єм газу за газовим годинником. Тоді остаточна формула для визначення коефіцієнта проникності гірської породи за повітрям при малому тиску буде такою:

.

Виконання роботи

Проекстрагувавши і висушивши до постійної маси, зразки гірської породи упаковують у керн, заміряють розміри керна й редуктором 2 встановлюють тиск експерименту. Після чого вичікують 5 хвилин та заміряють витрату газу за газовим годинником. Бажано при цьому для кращої відтворюваності результатів заміряти витрату газу при кожному режимі не менше ніж 5 хвилин. Дані вимірювань заносять у таблицю 3.

 

Таблиця 3 – Дані вимірювань

Номер з/п	Рман, Па	V, м^3	t, c	K, м^2	Примітка
					PA =
					T =
					L =
					F =

Після заповнення одного рядка таблиці змінюють швидкість фільтрації газу через керн регулюванням редуктора 2. Після закінчення обчислень будують графік залежності витрати повітря від перепаду тиску.

Контрольні питання

1. Що називають проникністю гірської породи?

2. Які існують коефіцієнти проникності?

3. Абсолютна проникність і як вона визначається?

4. Що розуміється під фазовою проникністю і від яких чинників
вона залежить?

5. Які елементи містить установка для визначення проникності порід і їх призначення?

6. Які параметри входять у формулу Дарсі для визначення проникності?

7. Які методи існують для визначення проникності?

8. Для розв’язування яких завдань розроблення нафтових і газових родовищ використовується коефіцієнт проникності?

9. Який фізичний сенс коефіцієнта проникності порід і які одиниці його вимірювання?

ЛАБОРАТОРНА РОБОТА № 3

Опис приладу

Прилад (рис. 4) складається з газового лічильника 1, де пересувається поршень 5. При взаємодії соляної кислоти 2 з навішуванням карбонатної породи 4, поміщеною в ємність для реакції 3, відбувається виділення вуглекислого газу, об’єм якого і фіксується газовим лічильником.

Рисунок 4 – Газовий лічильник

 

Основні поняття

Під карбонатністю гірських порід розуміється сумарний склад у їх солях вугільної кислоти:

соди Ne₂CO₃

поташу K₂CO₃

вапняку СаCO₃

доломіту СасCO₃·MgCO₃

сидериту FeCO₃ і т. д.

Речовий склад і кількість карбонатів у гірських породах впливають на багато властивостей. Тому вивчення карбонатних порід для з’ясування умов осадонакопичення, формування вторинних пустот у вигляді пор та каверн, для кореляції порід, а також для вибору оптимальних умов термічної й кислотної взаємодії на них із метою збільшення проникності має велике значення.

Визначення карбонатності гірських порід і ґрунтів основане на хімічному розкладанні в них карбонатів та на обліку вуглекислого газу, утвореного при розкладанні. Пов’язані з цим визначенням підрахунки ведуться відносно СаСО₃, тому що вапняк становить основну частину розглянутих карбонатів. Для обліку вмісту СО₂ при визначенні карбонатності існують такі способи.

 

Перший спосіб базується на титруванні розчину НСl при взаємодії його з карбонатами в реакції

СаCO₃+ 2HCl = СаCl₂ + Н₂O + СO₂↑.

У результаті титрування розчином NaOH за наявності індикатора метилового оранжевого визначається кількість НСl, витраченого на розкладання карбонатів.

Другий спосіб визначення карбонатності порід ґрунтується на ваговому визначенні СО₂ шляхом зважування залишків породи, звільненої від СО₂ під впливом НС1.

Третій спосіб визначення карбонатності полягає у вимірюванні об’єму СО₂, що виділився, в результаті дії соляної кислоти на гірські породи, які містять карбонати.

Методика проведення досліду

Перед проведенням досліду візуально визначається справність установки й щільність під’єднування вузлів. Після цього на вагах зважується досліджувана порода (лаборантом), і в ємність 3 заливається 10 мл соляної кислоти. Потім зважений зразок гірської породи поміщають у ємність із соляною кислотою та щільно закривають гумовими пробками зі шлангом від газового лічильника. Записується первинне і кінцеве положення поршня 5 після закінчення реакції кислоти з породою. Для обчислення карбонатності використовують формулу, яка справедлива для породи, що повністю складаєються з вапняку (Са·СО₃),

,

де К – уміст карбонатів у породі в масових відсотках; V – об’єм вуглекислого газу, що виділився при реакції породи з кислотою, см³; m – маса 1 см³ СO₂, міліграм, при температурі й барометричному тиску під час досліду (визначається за таблицею); a – маса породи, поміщеної в колбу, 1 г; 4,4 – коефіцієнт для переходу від СO₂ до СO₃, отримуваний з урахуванням виразу K у % і маси в міліграмі з того, що СаCO₃ доводяться 44 масових одиниць СO₂.

 

Таблиця 4 – Маса 1 см³ O₂ при різному тиску і температурах, мг

Температура, °С	Барометричний тиск, мм ртутного стовпа
	1,803	1,822	1,842	1,853	1,862	1,877
	1,809	1,828	1,848	1,859	1,968	1,883
	1,815	1,834	1,854	1,865	1,875	1,890
	1,822	1,841	1,861	1,872	1,882	1,897
	1,828	1,847	1,867	1,878	1,888	1,903
	1,834	1,853	1,873	1,884	1,894	1,909
	1,840	1,859	1,879	1,890	1,900	1,915
	1,842	1,855	1,886	1,897	1,907	1,922
	1,853	1,873	1,892	1,903	1,913	1,928
	1,859	1,879	1,893	1,910	1,920	1,935

Контрольні питання

1. Що називається карбонатністю гірської породи?

2. Із чого складаються карбонатні породи?

3. За якою формулою визначається карбонатність і одиниця її вимірювання?

4. Для чого необхідно знати карбонатність гірської породи?

5. Які методи визначення карбонатності існують?

6. Який порядок проведення досліду?

7. У яких межах змінюється карбонатність гірських порід?

 

 

ЛАБОРАТОРНА РОБОТА № 4

Опис приладу

Прилад для визначення кінематичної в’язкості складається з термостатичної ємності 1, заповненої дистильованою водою 2 і поміщеної в ємність зануреного термостата 3. Віскозиметр (ВПЖ-2) 4 з прикріпленою до нього гумовою грушею 5 закріплюється в штативі й також поміщається в термостатичну ємність 1. Температура води в ємності контролюється за допомогою термометра б. Щільність води пласта визначається ареометром 7 у мірному циліндрі 8, який заповнений пластовою водою або моделлю. За відсутності ареометра щільність визначається за допомогою пікнометра 9 (рис. 5)

Рисунок 5 – Прилад для визначення кінематичної в’язкості

Загальні поняття

У більшості випадків родовища газу підстилають як крайовою, так і підошовною водою, а іноді в розрізі продуктивної пачки виділяються самостійні водоносні горизонти. Зв’язані водоносні та продуктивні частини пластів становлять єдину гідродинамічну систему, й різні зміни властивостей пластової води приводять до змін процесів витіснення газу і нафти з родовища.

Щільність вод пластів зростає зі збільшенням концентрації солей, і в зв’язку з широкою зміною мінералізації щільність вод може бути різною. Відомі розсоли, що насичують породи, щільність яких досягає 1450 кг/м³ при концентрації солей 642,8 кг/м³. Приблизна залежність щільності води від змісту мінеральної речовини наведена в таблиці 5.

 

Таблиця 5 – Щільність пластових вод газових родовищ

Щільність води при 15,5 °С, кг/м^3	Кількість розчиненої мінералізованої речовини, кг/м^3
	―
	27,5
	55,4
	83,7
	119,2
	148,5
	175,8
	210,0

В’язкість води в умовах пластів залежить в основному від температури й концентрації розчинених солей. Вплив тиску на в’язкість води незначна й залежить від природи та концентрації розчинених солей і температури. У ділянках низьких температур (5 – 10 °С) в’язкість слабомінералізованих вод зменшується з підвищенням тиску. Найбільш в’язкі хлоркальцеві води. За одних і тих же умов в’язкість їх перевищує в’язкість чистої води в 1,5 – 2 рази. Оскільки у воді гази розчиняються в невеликій кількості, в’язкість її трохи зменшується при насиченні газом. Тому в’язкість води в умовах пластів можна визначити (при практичних розрахунках) звичайним капілярним віскозиметром при пластовій температурі та атмосферному тиску.

Методика проведення досліду

Перед проведенням досліду необхідно заповнити термостат (за вказівкою лаборанта), потім заповнити віскозиметр досліджуваною рідиною і з течію 15 хвилин витримати віскозиметр у термостаті при ввімкненому пристрої. Відключивши перемішуючий пристрій, необхідно записати в таблиці 6 свідчення термометра, потім за допомогою гумової груші простір під капіляром заповнюємо досліджуваною рідиною вище від верхньої риски. Визначення за допомогою секундоміра рівня рідини від верхньої відмітки до нижньої при потраплянні рідини в нижню ємність дозволяє отримати параметр τ, який заносять у таблицю 6. Перевіривши дослід для однієї й тієї ж температури 3 рази, обчислюють середньоарифметичне значення τ_ср за даними τ₁, τ₂, τ₃. Кінематична в’язкість визначається за формулою

,

де ν – кінематична в’язкість рідини, сСт (мм²/с); τ_ср – середнє значення часу закінчення рідини, с.

Потім проводять вимірювання в’язкості рідини при різних температурах, але не менше ніж при трьох значеннях Т1, Т2, Т3, і заносять у таблицю 6. На основі отриманих розрахунків будується залежність ν = ν(Т) у координатах, указаних на рисунку 6. Щільність рідин пластів визначається за допомогою ареометра 7, який опускається в мірний циліндр 8 з досліджуваною рідиною, і свідчення ареометра записується в таблицю 6 при температурі проведення досліду.

Таблиця 6 – Дані свідчень приладів

Температура рідини, °С	Час стікання рідини τ, с	Середнє значення τср, с	Прискорення сили тяжіння g, см/с^2	Кінематична в’язкість рідини ν, сСт (мм^2/с)
Т1
Т1
Т1
Т2
Т2
Т2
Т3
Т3
Т3

За відсутності ареометра щільність рідини можна визначити за допомогою пікнометра 9. Ретельно вимитий і висушений пікнометр ємністю 5 або 10 мл зважується на аналітичних вагах. Після цього піпеткою або дозатором наливають досліджувану рідину до відмітки на пікнометрі й зважують на аналітичних вагах. Різниця мас заповненого та сухого пікнометра, що ділиться на ємність пікнометра, дає щільність досліджуваної рідини.

Рисунок 6 – Відношення в’язкості до температури

Контрольні питання

1. Що називають в’язкістю?

2. Від чого залежить в’язкість води пласта?

3. Від чого залежить в’язкість нафти?

4. Як визначити щільність рідини?

5. Які одиниці вимірювання кінематичної та динамічної в’язкості?

 

ЛАБОРАТОРНА РОБОТА № 5

Визначення щільності газу

Мета роботи: вивчити методологію визначення відносної й абсолютної щільності газів шляхом дослідження швидкості закінчення газів з ефузіометра.

Загальні поняття

За відносну щільність газу беруть число, що показує, в скільки разів маса газу, яка знаходиться в певному об’ємі при певному тиску і температурі, більше або менше від маси сухого повітря, котре знаходиться в тому ж об’ємі за нормальних умов. Чим жирніше газ, тобто чим більше він містить важких компонентів, тим більша його щільність. Визначення щільності газу методом закінчення оснований на вимірюванні часу закінчення газу з малих отворів. За законом Грема швидкість закінчення рівних об’ємів різних газів через малі отвори при однаковому тиску і температурі обернено пропорційна квадратним кореням їх щільності:

.

Час закінчення рівних об’ємів газу прямо пропорційний квадратному кореню їх щільності:

,

де V_в – швидкість закінчення повітря, л/с; V_г – швидкість закінчення газу, л/с; ρ_в – час закінчення повітря, с; ρ_г – час закінчення газу.

Якщо підвести в квадрат обидві частини рівняння, можна визначати відносну щільність газу за повітрям

.

Абсолютну щільність газу визначають за формулою

.

Значення береться з таблиці 7 при барометричному тиску і тем­пературі навколишнього середовища.

 

Таблиця 7 – Значення щільності повітря залежно від барометричного тиску і температури, кг/м³

Температура, °С	Барометричний тиск, мм. рт. ст.
	1,175	1,192	1,208	1,220	1,224
	1,187	1,204	1,220	1,239	1,236
	1,199	1,216	1,232	1,245	1,248
	1,212	1,229	1,245	1,258	1,261

Таким чином, знаючи час закінчення якого-небудь газу і повітря, можна визначити щільність цього газу.

Методика проведення досліду (рис. 7)

Ефузіометр при верхньому положенні зрівняльної склянки заповнюється насиченим розчином кухонної солі при закритому крані 4. Після відкриття крана 4 і встановлення його в положення А рідина зі зрівняльної склянки почне перетікати в мірний циліндр, витісняючи з нього повітря, тим самим уключивши секундомір у момент проходження рівня рідини через нижню риску й зупинивши секундомір при проходженні верхньої риски, набудемо значення t. Щобуникнути переливу рідини з мірника 1, необхідно закрити кран 4 після проходження верхньої риски. Повторивши дослід тричі, одержують три значення часу закінчення для повітря та середньої її величини. Для визначення часу закінчення через ефузіометр досліджуваного газу необхідно при заповненому мірному циліндрі встановити в положення Б кран 2 і під’єднати ємність із досліджуваним газом 5. Спустивши зрівняльну склянку 3 нижче за рівень нижньої риски й відкривши кран 4, заповнити мірний циліндр 1 досліджуваним газом, щоб рівень рідини в ньому був нижче від риски. Час закінчення досліджуваного газу t_г здійснюється аналогічно визначенню часу закінчення повітря через ефузіометр; повторюють експеримент для досліджуваного газу тричі, визначають середню величину закінчення і заносять у таблицю 8.

Таблиця 8 – Дані експерименту

Час закінчення повітря tв, с	Середнє значення часу закінчення повітря Δtв, с	Час закінчення газу tг	Середнє значення часу закінчення газу Δtг, с	tв^2, c^2	tг^2, c^2	Абсолютна густина газу ρ, кг/м^3

Контрольні питання

1. Що називають відносною щільністю газу?

2. Від чого залежить щільність газів?

3. На якому законі основано визначення щільності газу?

4. Яка суть методу визначення щільності газу?

5. Який склад природних газів?

6. Як перейти від відносної до абсолютної щільності газу?

7. Із чого складається прилад для визначення щільності газу?

 

 

ЛАБОРАТОРНА РОБОТА № 6

Опис приладу

Прилад для визначення вологовмісту газу (рис. 8)складається з джерела газу або повітря 1, скляної трубки 2, заповненої адсорбентом, або абсорбентом, 3, і газового годинника 4 для визначення об’єму газу, що пройшов через скляну трубку 2. Вентиль 5 служить для відключення джерела газу або повітря від системи осушення газу.

Рисунок 8 – Прилад для визначення вологовмісту газу

 

Загальні поняття

У складі природних вуглеводневих газів завжди містяться пари води. Це пояснюється тим, що поклади газу знаходяться у контакті зі зв’язаною, крайовою або підошовною водою.

Кількісний уміст вологи в природному газі характеризується таким:

1. Точка роси – температура, при якій починається конденсація пари води, що міститься в газі. Газ при цьому містить максимально можливу кількість пари і називається насиченим.

2. Вологоємність – максимально можлива вагова кількість водних парів, що міститься в одиниці об’єму або ваги газу при даних тиску і температурі.

3. Вологовміст – кількість в