RU2546701C1 - Determination of capillary pressure by centrifugation and device to this end - Google Patents
Determination of capillary pressure by centrifugation and device to this end Download PDFInfo
- Publication number
- RU2546701C1 RU2546701C1 RU2014103270/03A RU2014103270A RU2546701C1 RU 2546701 C1 RU2546701 C1 RU 2546701C1 RU 2014103270/03 A RU2014103270/03 A RU 2014103270/03A RU 2014103270 A RU2014103270 A RU 2014103270A RU 2546701 C1 RU2546701 C1 RU 2546701C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- centrifuge
- fluid
- core holder
- capillary pressure
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Centrifugal Separators (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения достоверности оценки запасов углеводородов и математического моделирования пластовых процессов в низкопроницаемых коллекторах нефти и газа.The invention relates to the oil industry and can be used to increase the reliability of estimating hydrocarbon reserves and mathematical modeling of reservoir processes in low-permeability oil and gas reservoirs.
Известен способ определения капиллярного давления в образцах горных пород методом центрифугирования, включающий размещение образца горной породы, насыщенного вытесняемым смачивающим флюидом, в герметизируемом кернодержателе центрифуги, заполненном несмачивающим данную породу флюидом, с последующим вращением центрифуги с различными угловыми скоростями, измерением объемов вытесняемой жидкости в калиброванную мерную трубку кернодержателя центрифуги и последующим расчетом на основе полученных данных зависимости капиллярного давления от насыщенности образца вытесняемой жидкостью (Коллинз Р. Течение жидкостей через пористые материалы. - Перевод с англ. - Мир, 1964.-350 с.; Тульбович Б.И. Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа. - М.: Недра, 1979. - 199 с.; Гудок Н.С., Богданович Н.Г., Мартынов В.Г. Определение физических свойств нефтеводосодержащих пород: Уч. пособие для вузов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007. - 592 с.; Тиаб Дж., Дональдсон Э.Ч. Петрофизика: Теория и практика, изучение коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов. - Перевод с англ. - М.: ООО «Премиум-Инжиниринг», 2009.-868 с.).A known method for determining capillary pressure in rock samples by centrifugation, including placing a rock sample saturated with displaced wetting fluid in a sealed centrifuge core holder filled with non-wetting fluid, followed by rotation of a centrifuge with different angular velocities, measuring the volume of displaced fluid in the displaced fluid centrifuge core holder tube and subsequent calculation based on the obtained capillary pressure dependence data the dependence on the saturation of the sample displaced by the liquid (Collins R. The flow of liquids through porous materials. - Translation from English. - Mir, 1964.-350 p .; Tulbovich B.I. , 1979. - 199 p .; Gudok N.S., Bogdanovich N.G., Martynov V.G. Determination of the physical properties of oil-water-bearing rocks: Textbook for universities.M.: Nedra-Business Center LLC, 2007. - 592 pp .; Tiab J., Donaldson E.Ch. Petrophysics: Theory and practice, the study of reservoir properties of rocks and the movement of reservoir fluids. - Translation from English. - M.: Premium Engineering LLC, 2009.-868 p.).
Данный способ определения капиллярного давления основан на различии распределения давления в разных фазах двухфазной вращающейся среды, обусловленном различием плотностей фаз, которое в установившемся состоянии компенсируется капиллярным давлением, то есть разницей давления в смачивающей и несмачивающей фазах. Распределение давлений вдоль вращающегося образца в этих двух фазах определяется на основе точных гидродинамических формул, а установившаяся насыщенность образца смачивающей фазой определяется как разность начального количества этой фазы в образце и ее вытесненного объема, накапливающегося в калиброванной мерной трубке кернодержателя центрифуги и измеряемого при различных угловых скоростях вращения образца. Математическая обработка этих данных позволяет с удовлетворительной точностью построить зависимость капиллярного давления от насыщенности породы смачивающим флюидом. В качестве флюидов используются вода, нефть, газ (воздух).This method for determining capillary pressure is based on the difference in the pressure distribution in different phases of a two-phase rotating medium, due to the difference in phase densities, which in the steady state is compensated by capillary pressure, that is, the pressure difference in the wetting and non-wetting phases. The pressure distribution along the rotating sample in these two phases is determined on the basis of exact hydrodynamic formulas, and the steady-state saturation of the sample with the wetting phase is determined as the difference between the initial amount of this phase in the sample and its displaced volume accumulated in the calibrated measuring tube of the centrifuge core holder and measured at various angular rotation speeds sample. The mathematical processing of these data allows satisfactory accuracy to build the dependence of capillary pressure on the saturation of the rock with a wetting fluid. The fluids used are water, oil, gas (air).
Недостатком данного способа является принципиальная невозможность определения повышенных величин капиллярного давления (близких или превышающих одну атмосферу (~0,1МПа)), характерных для низкопроницаемых коллекторов нефти и газа, из-за явления разрыва жидких флюидов, насыщающих образец породы, при высоких скоростях вращения центрифуги.The disadvantage of this method is the fundamental impossibility of determining increased values of capillary pressure (close to or greater than one atmosphere (~ 0.1 MPa)), characteristic of low-permeability oil and gas reservoirs, due to the rupture of liquid fluids saturating the rock sample at high centrifuge rotation speeds .
Технической задачей, решаемой предлагаемым изобретением, является расширение возможностей определения капиллярного давления методом центрифугирования для повышенных величин капиллярных давлений в породе.The technical problem solved by the invention is to expand the ability to determine capillary pressure by centrifugation for increased capillary pressures in the rock.
Техническая задача решается способом, включающим повышение начального давления в загерметизированном кернодержателе центрифуги путем закачки в него вытесняющего флюида с помощью клапана одностороннего действия, устанавливаемого в кернодержателе, до достижения в кернодержателе необходимого уровня начального давления.The technical problem is solved by a method involving increasing the initial pressure in a sealed centrifuge core holder by pumping a displacing fluid into it using a one-way valve installed in the core holder until the required initial pressure level is reached in the core holder.
Новым является то, что в последовательность действий при определении капиллярного давления методом центрифугирования вводится дополнительный этап повышения давления в загерметизированном кернодержателе центрифуги с помощью установленного в кернодержателе дополнительного элемента - клапана одностороннего действия, позволяющего регулировать уровень начального давления в кернодержателе.What is new is that, in the sequence of actions when determining capillary pressure by centrifugation, an additional step is introduced to increase the pressure in the sealed centrifuge core holder using an additional element installed in the core holder - a one-way valve that allows you to adjust the initial pressure level in the core holder.
Сущность изобретения заключается в следующем. При вращении образца породы в центрифуге давление в насыщающих его флюидах (газе, воде или нефти) по параболическому закону повышается в направлении от внутреннего торца образца, ближнего к оси вращения, к внешнему (Коллинз Р. Течение жидкостей через пористые материалы. - Перевод с англ. - Мир, 1964. - 350 с.; Тульбович Б.И. Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа. - М.: Недра, 1979. - 199 с.).The invention consists in the following. When a rock sample is rotated in a centrifuge, the pressure in its saturating fluids (gas, water or oil) increases according to a parabolic law in the direction from the internal end of the sample, which is close to the axis of rotation, to the external (Collins R. Flow of liquids through porous materials. - Translation from English . - Mir, 1964. - 350 p .; Tulbovich B.I. Methods for the study of reservoir rocks of oil and gas. - M .: Nedra, 1979. - 199 p.).
Механизм разрыва жидкости, реализующийся при высоких скоростях вращения образца породы, поясним на примере распределения давления во вращающемся герметичном цилиндре, заполненном однородной жидкостью (фиг.1). Как отмечалось выше, кривая распределения давления P (пунктирная линия 1) в жидкости имеет вид параболы, но с учетом того, что в существующих конструкциях центрифуг вращающийся образец удален от оси вращения достаточно далеко, для упрощения изложения можно считать распределение давления вдоль цилиндра линейной функцией (прямая 2 на фиг.1), что несущественно влияет на приводимые ниже числовые оценки (примерно на ~10%), не влияя при этом на следующие из этих оценок выводы.The mechanism of fluid fracture, which is realized at high speeds of rotation of the rock sample, we explain on the example of the pressure distribution in a rotating sealed cylinder filled with a homogeneous liquid (figure 1). As noted above, the pressure distribution curve P (dashed line 1) in the liquid has the form of a parabola, but taking into account the fact that in existing centrifuge constructions the rotating sample is far enough from the axis of rotation, to simplify the presentation, the pressure distribution along the cylinder can be considered a linear function (
При небольших, в пределах нескольких десятков атмосфер (нескольких МПа), изменениях давления в слабосжимаемых жидкостях, к которым относятся как вода, так и нефть или иная углеводородная жидкость, величина изменения давления δρ в них линейно связана с величиной изменения плотности δρ - повышение давления сопровождается повышением плотности, а уменьшение давления, соответственно, сопровождается разрежением жидкости, то есть уменьшением ее плотности. В герметизированном цилиндре, в котором отсутствует отток или приток жидкости извне, любое изменение давления в жидкости вдоль вращающегося цилиндра обусловлено перераспределением плотности жидкости внутри этого цилиндра. Таким образом, повышение давления в жидкости на внешнем торце цилиндра обусловлено сжатием, то есть уплотнением жидкости в этой части объема и, соответственно, разрежением, снижением плотности ρ жидкости вблизи внутреннего торца цилиндра. Распределение плотности ρ вдоль вращающегося цилиндра изображено на фиг.1 в виде прямой линии 3. Пунктирными горизонтальными линиями на фиг.1 изображены начальные распределения давления и плотности жидкости.With small, within several tens of atmospheres (several MPa), pressure changes in weakly compressible liquids, which include both water and oil or another hydrocarbon liquid, the pressure change δρ in them is linearly related to the density change δρ - pressure increase is accompanied by an increase in density, and a decrease in pressure, respectively, is accompanied by a rarefaction of the liquid, that is, a decrease in its density. In a sealed cylinder, in which there is no outflow or influx of fluid from outside, any change in pressure in the fluid along the rotating cylinder is due to the redistribution of the density of the fluid inside this cylinder. Thus, the increase in pressure in the liquid at the outer end of the cylinder is due to compression, that is, compaction of the liquid in this part of the volume and, accordingly, rarefaction, and a decrease in the density ρ of the liquid near the inner end of the cylinder. The density distribution ρ along the rotating cylinder is shown in Fig. 1 in the form of a
Из условия сохранения массы жидкости в герметичном цилиндре следует, что абсолютная величина прироста плотности жидкости δρ на внешнем торце цилиндра должна быть равна абсолютной величине снижения ее плотности на внутреннем торце (-δρ) и, следовательно, в силу линейной зависимости изменения давления в слабосжимаемой жидкости от изменения ее плотности, абсолютная величина прироста давления δρ вблизи внешнего торца цилиндра будет равна абсолютной величине снижения давления вблизи внутреннего торца (-δρ). Другими словами, если при начальном давлении жидкости в цилиндре, равном атмосферному давлению (1 атм), вращение цилиндра приводит к приросту давления δρ жидкости на внешнем торце, равном, например, 0,5 атм, то на внутреннем торце, при линейном распределении, давление жидкости при этом понизится также на 0,5 атм.From the condition of preserving the mass of liquid in a sealed cylinder, it follows that the absolute value of the increase in the density of the liquid δρ at the outer end of the cylinder should be equal to the absolute value of the decrease in its density at the inner end (-δρ) and, therefore, due to the linear dependence of the pressure in the weakly compressible liquid on changes in its density, the absolute value of the pressure increase δρ near the outer end of the cylinder will be equal to the absolute value of the pressure decrease near the inner end (-δρ). In other words, if at an initial liquid pressure in the cylinder equal to atmospheric pressure (1 atm), rotation of the cylinder leads to an increase in the pressure δρ of the liquid at the outer end, equal to, for example, 0.5 atm, then at the inner end, with a linear distribution, the pressure liquid will also decrease by 0.5 atm.
Отсюда следует, что если с ростом скорости вращения цилиндра давление на внешнем торце увеличивается более, чем на 1 атм, то давление в жидкости вблизи внутреннего торца цилиндра при начальном давлении в нем, равном 1 атм, неизбежным образом понижается до отрицательных значений, при которых будет происходить разрыв жидкости, потеря ее сплошности и заполнение образовавшихся полостей насыщенным паром. Дальнейшее увеличение скорости вращения цилиндра будет приводить к увеличению размеров области разрыва жидкости вблизи внутреннего торца цилиндра, заполненной паром (или водной пеной), давление в которой будет находиться вблизи нулевых значений. Очевидно, что такой механизм разрыва жидкости при отрицательных давлениях реализуется и в любом вращающемся загерметизированном объеме, не обязательно имеющим форму цилиндра.It follows that if, with an increase in the cylinder rotation speed, the pressure on the outer end increases by more than 1 atm, then the pressure in the liquid near the inner end of the cylinder with an initial pressure of 1 atm inevitably decreases to negative values at which liquid rupture, loss of its continuity and filling of the formed cavities with saturated vapor A further increase in the cylinder rotation speed will lead to an increase in the size of the liquid fracture region near the inner end of the cylinder filled with steam (or water foam), the pressure in which will be near zero values. Obviously, such a mechanism of liquid rupture at negative pressures is also realized in any rotating sealed volume, not necessarily having the shape of a cylinder.
Описанный механизм потери сплошности жидкости во вращающемся цилиндре, заполненном однородной жидкостью, позволяет проанализировать особенности распределения давлений и в случае вращения загерметизированного кернодержателя центрифуги, заполненного вытесняющим флюидом и размещенным в нем образцом породы, насыщенным вытесняемой жидкостью (фиг.2). Здесь индексом 1 отмечен кернодержатель центрифуги с измерительной калиброванной трубкой 2, индексом 3 отмечен образец горной породы, насыщенный вытесняемым смачивающим породу флюидом и размещенный внутри кернодержателя центрифуги.The described mechanism of loss of fluid continuity in a rotating cylinder filled with a homogeneous liquid allows us to analyze the features of the pressure distribution in the case of rotation of a sealed centrifuge core holder filled with a displacing fluid and a rock sample saturated with displaced fluid in it (Fig. 2). Here,
Для дальнейшего анализа приведем формулы для перепада давления ΔP (дин/см2) по длине образца породы во вращающейся жидкости, а также для капиллярного давления Рc (дин/см2), представляющего собой разность давлений в несмачивающем и смачивающем флюидах:For further analysis, we give the formulas for the pressure drop ΔP (dyne / cm 2 ) along the length of the rock sample in a rotating fluid, as well as for the capillary pressure P c (dyne / cm 2 ), which is the pressure difference in non-wetting and wetting fluids:
Здесь ρ - плотность вращающегося жидкого флюида (воды или нефти), г/см3; Δρ - разность плотностей вытесняемого и вытесняющего флюидов, г/см3;Here ρ is the density of the rotating liquid fluid (water or oil), g / cm 3 ; Δρ is the density difference of the displaced and displacing fluids, g / cm 3 ;
ω - угловая скорость вращения центрифуги, 1/сек; Rвнш и Rвнт - радиусы вращения, соответствующие внешнему и внутреннему торцу образца породы (фиг.2), см; (Коллинз Р. Течение жидкостей через пористые материалы. - Перевод с англ. - Мир, 1964. - 350 с.; Тиаб Дж., Дональдсон Э.Ч. Петрофизика: Теория и практика, изучение коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов. - Перевод с англ.- М.: ООО «Премиум-Инжиниринг», 2009. - 868 с.).ω is the angular velocity of rotation of the centrifuge, 1 / s; R VNS and R VNT - radii of rotation corresponding to the external and internal end faces of the rock sample (figure 2), cm; (Collins R. The flow of fluids through porous materials. - Translation from English. - Mir, 1964. - 350 pp .; Tiab J., Donaldson E.Ch. Petrophysics: Theory and practice, the study of reservoir properties of rocks and the movement of reservoir fluids. - Translation from English.- M.: Premium Engineering LLC, 2009. - 868 p.).
Отметим, что в формуле (2) приведено максимальное значение капиллярного давления Рс, достигаемое на внутреннем торце образца (Rвнт), при этом на внешнем торце (Rвнш) значение капиллярного давления общепринято считать нулевым, что следует из условия равенства давлений в обеих средах в калиброванной измерительной трубке.Note that in formula (2) the maximum value of the capillary pressure P c achieved at the inner end of the sample (R int ) is given, while at the outer end (R vsh ) the value of capillary pressure is generally considered to be zero, which follows from the condition of equal pressure in both media in a calibrated measuring tube.
Проанализируем особенности распределения давлений в наиболее часто применяемом варианте определения капиллярного давления методом центрифугирования, когда гидрофильный образец породы 3 (фиг.2) насыщен водой, а вытеснение воды производится несмачивающим флюидом - воздухом. Будем учитывать то обстоятельство, что в силу того, что сжимаемость воздуха в рассматриваемых условиях на несколько порядков превышает сжимаемость воды, возможное малое изменение объема воды в кернодержателе центрифуги, обусловленное перераспределением давления в ней на несколько атмосфер, практически не приводит к изменению давления в воздушной среде.We analyze the features of the pressure distribution in the most commonly used version of the determination of capillary pressure by centrifugation, when the hydrophilic rock sample 3 (Fig. 2) is saturated with water, and water is displaced by a non-wetting fluid - air. We will take into account the fact that due to the fact that the compressibility of air under the considered conditions is several orders of magnitude higher than the compressibility of water, a possible small change in the volume of water in the centrifuge core holder, due to the redistribution of pressure in it by several atmospheres, practically does not lead to a change in pressure in the air .
Более того, как следует из формулы (1), центробежные силы, приводящие к перераспределению давления внутри вращающегося объема флюида, пропорциональны плотности этого флюида, и, поскольку плотность воздуха примерно на три порядка ниже плотности воды, вращение образца, приводящее к изменению давления в воде вдоль образца породы на несколько атмосфер, практически не приводит к изменению давления в воздухе вдоль образца породы и кернодержателя центрифуги с измерительной трубкой.Moreover, as follows from formula (1), the centrifugal forces leading to the redistribution of pressure inside the rotating fluid volume are proportional to the density of this fluid, and since the air density is about three orders of magnitude lower than the density of water, the rotation of the sample, which leads to a change in pressure in water along the rock sample by several atmospheres, practically does not lead to a change in pressure in the air along the rock sample and the core holder of a centrifuge with a measuring tube.
Таким образом, можно заключить, что при вращении образца породы давление в вытесняющей воздушной фазе внутри кернодержателя центрифуги всюду близко к начальному атмосферному давлению ~1 атм. Отсюда следует, что, если предположить, что капиллярное давление, то есть разница давлений в воздухе и воде, максимальная вблизи внутреннего торца образца, превышает 1 атм, то это будет означать, что давление в водной фазе в этой области неизбежным образом будет переходить в область отрицательных значений и в действительности здесь будет происходить описанный выше разрыв водной фазы. При дальнейшем увеличении угловой скорости вращения образца область потери сплошности водной фазы, обусловленная ее разрывом, будет расширяться.Thus, it can be concluded that during the rotation of the rock sample, the pressure in the displacing air phase inside the centrifuge core holder is everywhere close to the initial atmospheric pressure of ~ 1 atm. It follows that if we assume that the capillary pressure, that is, the pressure difference in air and water, maximum near the inner end of the sample, exceeds 1 atm, this will mean that the pressure in the aqueous phase in this region will inevitably go into the region negative values and in reality, the above-described disruption of the aqueous phase will occur. With a further increase in the angular velocity of rotation of the sample, the region of loss of continuity of the aqueous phase due to its rupture will expand.
Таким образом, можно заключить, что при вытеснении воды из образца горной породы воздухом (газом) методом центрифугирования значения капиллярного давления в образцах горной породы, превышающие 1 атм, даже теоретически недостижимы из-за разрыва водной фазы вблизи внутреннего торца вращающегося образца.Thus, it can be concluded that when water is displaced from a rock sample by air (gas) by centrifugation, capillary pressure values in rock samples exceeding 1 atm are even theoretically unattainable due to a rupture of the aqueous phase near the inner end of the rotating sample.
Рассмотрим другой случай, когда кернодержатель центрифуги заполнен нефтью как вытесняющей фазой, а образец породы по-прежнему насыщен водой как смачивающей фазой. Предположим, что при вращении центрифуги максимальное значение капиллярного давления, достигаемое на внутреннем торце образца, равно нескольким десятым долям атмосферы, для определенности, например, 0,5 атм. Давление в обеих жидкостях возрастает при приближении к внешнему торцу и, согласно формулам (1) и (2), прирост давления в нефтяной фазе при приближении к внешнему торцу образца будет в ρ/Δρ раз превышать величину максимального капиллярного давления, равного, по предположению, 0,5 атм.Consider another case where the centrifuge core holder is filled with oil as the displacing phase, and the rock sample is still saturated with water as the wetting phase. Suppose that during centrifuge rotation, the maximum value of capillary pressure reached at the inner end of the sample is several tenths of the atmosphere, for definiteness, for example, 0.5 atm. The pressure in both liquids increases when approaching the outer end and, according to formulas (1) and (2), the pressure increase in the oil phase when approaching the outer end of the sample will be ρ / Δρ times the value of the maximum capillary pressure, which, by assumption, is 0.5 atm.
Если допустить, что вблизи внутреннего торца образца не происходит разрыва водной фазы, то есть давление в водной фазе вблизи этого торца превышает нулевое значение, то, соответственно, давление в нефтяной фазе здесь превышает 0,5 атм и при характерной для плотности воды и нефти величине отношения ρ/Δρ ~4-5, давление в нефтяной фазе, равное на выходе из образца (Rвнш) давлению в водной фазе, будет превышать ~2,5 атм.If we assume that near the inner end of the sample there is no rupture of the aqueous phase, that is, the pressure in the aqueous phase near this end exceeds zero, then, accordingly, the pressure in the oil phase here exceeds 0.5 atm and at a value typical for the density of water and oil ρ / Δρ ratios are ~ 4-5, the pressure in the oil phase, equal to the pressure in the aqueous phase at the outlet of the sample (R int ), will exceed ~ 2.5 atm.
Сопоставляя эту величину с числовыми оценками, сделанными для случая вращения цилиндра, заполненного однородной жидкостью, можно сделать качественный вывод, заключающийся в том, что в данном случае давление в водной фазе вблизи внутреннего торца образца в действительности должно понизиться от своего начального уровня, соответствующего атмосферному давлению, как минимум, на 1,5 атм. Этот вывод следует из того обстоятельства, что разрежение воды вблизи внутреннего торца в данном случае должно компенсировать не только уплотнение воды и нефти вблизи внешнего торца до 2,5 атм, что на 1,5 атм выше начального давления в образце породы, но и, дополнительно, уплотнение обеих фаз в измерительной трубке, а также меньшее на величину капиллярного давления разрежение нефти, по сравнению с водой, вблизи внутреннего торца образца.Comparing this value with the numerical estimates made for the case of rotation of a cylinder filled with a homogeneous liquid, a qualitative conclusion can be drawn that, in this case, the pressure in the aqueous phase near the inner end of the sample should actually decrease from its initial level corresponding to atmospheric pressure at least 1.5 atm. This conclusion follows from the fact that the rarefaction of water near the inner end in this case should compensate not only the compaction of water and oil near the outer end to 2.5 atm, which is 1.5 atm higher than the initial pressure in the rock sample, but also, in addition , compaction of both phases in the measuring tube, as well as a lower oil capillary pressure by comparison with water, near the inner end of the sample.
Таким образом, из приведенных числовых оценок следует, что в случае вытеснения из образца породы воды нефтью из предположения, что капиллярное давление достигает 0,5 атм, следует, что водная фаза во внутренней части образца в действительности должна при этом потерять сплошность. В реальности, как это следует из приведенных оценок, при использовании нефти в качестве вытесняющей жидкости, в отличие от случая использования газа, будут недостижимыми даже значения капиллярного давления, находящиеся в диапазоне первых десятых долей атмосферы. Это обусловлено тем обстоятельством, что в загерметизированном кернодержателе центрифуги вблизи внутреннего торца образца породы в нефти, как в жидкой среде, подобной воде, при вращении образца также происходит заметное понижение давления от начального уровня, равного 1 атм.Thus, it follows from the numerical estimates given that if water is displaced from the rock sample by oil, on the assumption that the capillary pressure reaches 0.5 atm, it follows that the aqueous phase in the interior of the sample should actually lose continuity. In reality, as follows from the above estimates, when using oil as a displacing liquid, in contrast to the case of using gas, even capillary pressure values in the range of the first tenths of an atmosphere will be unattainable. This is due to the fact that in a sealed centrifuge core holder near the inner end of the rock sample in oil, as in a liquid medium similar to water, a noticeable decrease in pressure from the initial level of 1 atm also occurs during rotation of the sample.
Из проведенного анализа особенностей распределения давлений во вращающемся загерметизированном кернодержателе центрифуги следует, что для достижения высоких (превышающих ~1 атм и даже меньших) капиллярных давлений методом центрифугирования для предотвращения перехода жидких флюидов в область отрицательных значений давления и соответствующей потери их сплошности необходимо повысить начальное давление в кернодержателе центрифуги до значений, превышающих максимальное ожидаемое значение капиллярного давления. Так, например, повышение начального давления до 10 атм позволит без разрыва жидких флюидов в породе достигать величин капиллярных давлений во вращающемся образце породы в пределах 10 атм при использовании газа в качестве вытесняющего флюида и в пределах нескольких атмосфер при использовании в качестве вытесняющего флюида нефти или другой углеводородной жидкости.From the analysis of the features of the pressure distribution in a rotating sealed centrifuge core holder, it follows that to achieve high (exceeding ~ 1 atm and even lower) capillary pressures by centrifugation to prevent the transition of liquid fluids into the region of negative pressure values and the corresponding loss of their continuity, it is necessary to increase the initial pressure in centrifuge core holder to values exceeding the maximum expected value of capillary pressure. So, for example, increasing the initial pressure to 10 atm will allow, without breaking the liquid fluids in the rock, to achieve capillary pressures in the rotating rock sample within 10 atm when using gas as a displacing fluid and within several atmospheres when using oil or other as a displacing fluid hydrocarbon fluid.
Технически повышение начального давления в загерметизированном кернодержателе центрифуги может быть осуществлено путем закачки в него вытесняющего флюида через клапан 4 (фиг.2) одностороннего действия, пропускающего флюиды в одном направлении, установленного в кернодержателе, как это схематично показано на фиг.2.Technically, an increase in the initial pressure in a sealed centrifuge core holder can be achieved by pumping a displacing fluid into it through a single-acting valve 4 (FIG. 2), passing fluids in one direction installed in the core holder, as shown schematically in FIG. 2.
Отметим, что описанный выше механизм разрыва жидких флюидов реализуется и в случае использования негерметизируемого кернодержателя центрифуги, то есть в случае, когда внутренний торец вращающегося образца сообщается с атмосферой. При использовании газа в качестве вытесняющей среды даже числовые оценки, приведенные выше для загерметизированного кернодержателя, переносятся на рассматриваемый случай, поскольку, как было показано выше, давление в газовой среде в загерметизированном кернодержателе практически не отличается от атмосферного. При использовании нефти в качестве вытесняющего флюида давление в нефтяной фазе вблизи внутреннего торца образца будет равно атмосферному давлению, то есть давление в нефти во вращающемся образце породы в этом случае не будет снижаться до отрицательных значений, но при капиллярном давлении, превышающем одну атмосферу, в водной фазе вблизи внутреннего торца вращающегося образца по-прежнему будет происходить ее разрыв. Таким образом, в любом варианте применения стандартного метода центрифугирования для определения капиллярного давления, физически невозможно достижение величин капиллярных давлений, превышающих одну атмосферу.It should be noted that the above-described liquid fluid fracture mechanism is also implemented in the case of using an unsealed centrifuge core holder, that is, in the case when the inner end face of the rotating sample is in communication with the atmosphere. When using gas as a displacing medium, even the numerical estimates given above for a sealed core holder are transferred to the case under consideration, since, as was shown above, the pressure in a gaseous medium in a sealed core holder practically does not differ from atmospheric. When using oil as a displacing fluid, the pressure in the oil phase near the inner end of the sample will be equal to atmospheric pressure, that is, the pressure in oil in a rotating rock sample in this case will not decrease to negative values, but at a capillary pressure exceeding one atmosphere in water phase near the inner end of the rotating sample will continue to break. Thus, in any application of the standard centrifugation method to determine capillary pressure, it is physically impossible to achieve capillary pressures in excess of one atmosphere.
Применение предлагаемого способа и устройства для его реализации мало отличается от применения стандартного метода центрифугирования для определения капиллярного давления в образцах горной породы. Дополнительным элементом кернодержателя центрифуги является установленный в кернодержателе клапан одностороннего действия, с помощью которого перед вращением центрифуги производится закачка в загерметизированный кернодержатель вытесняющего флюида до достижения в нем начального уровня давления, превышающего ожидаемый уровень максимального капиллярного давления в образце данной породы.The application of the proposed method and device for its implementation differs little from the application of the standard centrifugation method for determining capillary pressure in rock samples. An additional element of the centrifuge core holder is a single-acting valve installed in the core holder, with which, before the centrifuge rotates, the displacing fluid is pumped into the sealed core holder until the initial pressure level in it exceeds the expected maximum capillary pressure in the sample of this rock.
Последовательность действий при применении предлагаемого способа с использованием воздуха в качестве вытесняющего флюида будет следующей.The sequence of actions when applying the proposed method using air as a displacing fluid will be as follows.
Насыщенный водой образец горной породы помещается в кернодержатель центрифуги с измерительной трубкой, на котором установлен клапан одностороннего действия. Кернодержатель, заполненный воздухом, герметизируется, после чего через установленный клапан производится дополнительная закачка воздуха до достижения давления в кернодержателе, равного 10 атм, что обеспечит достижение капиллярных давлений в образце породы в пределах этих 10 атм без разрыва водной фазы в области отрицательных значений давления. Затем центрифуга приводится во вращение с различными угловыми скоростями с последовательным ступенчатым нарастанием скоростей вращения. После достижения установившегося состояния для каждой скорости вращения определяется объем вытесненной воды, накапливающейся в измерительной трубке. Длительность периодов времени, необходимых для достижения установившихся состояний, а также шаг прироста скоростей вращения центрифуги определяются по существующим стандартным методикам. Математическая обработка полученных данных для получения зависимости капиллярного давления от насыщенности образца породы также производится в соответствии с существующими методиками.A rock-saturated rock sample is placed in a centrifuge core holder with a measuring tube on which a single-acting valve is mounted. The core holder filled with air is sealed, after which an additional air injection is performed through the installed valve until the pressure in the core holder reaches 10 atm, which ensures that capillary pressures in the rock sample are achieved within these 10 atm without breaking the aqueous phase in the region of negative pressure values. Then the centrifuge is driven into rotation with different angular velocities with a sequential stepwise increase in rotation speeds. After reaching a steady state for each rotation speed, the volume of displaced water that accumulates in the measuring tube is determined. The duration of the time periods necessary to achieve steady-state conditions, as well as the increment increment of centrifuge rotation speeds, are determined by existing standard methods. Mathematical processing of the obtained data to obtain the dependence of capillary pressure on the saturation of the rock sample is also carried out in accordance with existing methods.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014103270/03A RU2546701C1 (en) | 2014-01-31 | 2014-01-31 | Determination of capillary pressure by centrifugation and device to this end |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014103270/03A RU2546701C1 (en) | 2014-01-31 | 2014-01-31 | Determination of capillary pressure by centrifugation and device to this end |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2546701C1 true RU2546701C1 (en) | 2015-04-10 |
Family
ID=53295951
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014103270/03A RU2546701C1 (en) | 2014-01-31 | 2014-01-31 | Determination of capillary pressure by centrifugation and device to this end |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2546701C1 (en) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU894470A1 (en) * | 1980-04-30 | 1981-12-30 | Северо-Кавказский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Device for determination of of bounded water content in a rock |
| US6415649B1 (en) * | 1998-03-25 | 2002-07-09 | Phillips Petroleum Company | Method for laboratory measurement of capillary pressure in reservoir rock |
| RU2478784C1 (en) * | 2011-08-12 | 2013-04-10 | Учреждение Российской академии наук Институт проблем нефти и газа РАН | Method for determining residual water saturation in oil-bearing rocks |
| RU2505802C1 (en) * | 2012-06-14 | 2014-01-27 | Открытое акционерное общество "Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" (ОАО "ТомскНИПИнефть") | Method for quantitative determination of rock samples water-saturation using values of initial and final water-saturation |
-
2014
- 2014-01-31 RU RU2014103270/03A patent/RU2546701C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU894470A1 (en) * | 1980-04-30 | 1981-12-30 | Северо-Кавказский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Device for determination of of bounded water content in a rock |
| US6415649B1 (en) * | 1998-03-25 | 2002-07-09 | Phillips Petroleum Company | Method for laboratory measurement of capillary pressure in reservoir rock |
| RU2478784C1 (en) * | 2011-08-12 | 2013-04-10 | Учреждение Российской академии наук Институт проблем нефти и газа РАН | Method for determining residual water saturation in oil-bearing rocks |
| RU2505802C1 (en) * | 2012-06-14 | 2014-01-27 | Открытое акционерное общество "Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" (ОАО "ТомскНИПИнефть") | Method for quantitative determination of rock samples water-saturation using values of initial and final water-saturation |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ТИАБ ДЖ. И ДР., Петрофизика: Теория и практика, изучение коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов, Москва, ООО "Премиум-Инжиниринг", 2009, 868 с. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Geffen et al. | Experimental investigation of factors affecting laboratory relative permeability measurements | |
| KR101223462B1 (en) | Apparatus for measuring relative permeability of core having measuring unit of saturation fraction in core and method for measuring relative permeability of core using the same | |
| CN104316449A (en) | Experimental method and experimental device for determinating volcanic gas-water relative permeability | |
| CN111982783B (en) | High-temperature high-pressure unsteady state equilibrium condensate oil gas phase permeation testing method | |
| US7779672B2 (en) | Method and device for measuring the minimum miscibility pressure of two phases | |
| CN111238565B (en) | Test method for testing unsaturated geotechnical characteristic relation | |
| CN113825996B (en) | Method and system for determining core permeability in pulse decay experiments | |
| CN111707701B (en) | Phase state testing device and method for compressible fluid in nano channel | |
| CN105257279A (en) | Method for measuring working fluid level of pumping well | |
| CN108487904A (en) | A kind of phase percolation curve bearing calibration of the elimination end effect based on plate | |
| CN101526444A (en) | Hydraulic-control high-pressure environment liquid sampler | |
| CA3110332A1 (en) | Managing gas bubble migration in a downhole liquid | |
| CN109357986B (en) | Method for measuring phase permeability curve of high-water-content reservoir long core plugging and adjusting whole process | |
| CN108444890A (en) | Unsteady state titration device and method for testing medium and high permeability core liquid permeability | |
| CN108613991B (en) | Method and device for evaluating foam regeneration capability in heterogeneous rock core displacement process | |
| RU2546701C1 (en) | Determination of capillary pressure by centrifugation and device to this end | |
| Li et al. | Capillary pressure at a saturation front during restricted counter-current spontaneous imbibition with liquid displacing air | |
| US10078002B2 (en) | Method for estimating thermodynamic equilibrium of a gas-liquid mixture during filtration experiments | |
| EA038439B1 (en) | Method and arrangement for operating an extraction of a fluid in a borehole | |
| CN106323814B (en) | A method of measurement viscosity of thickened oil | |
| JP6604625B2 (en) | Flow measuring device | |
| Dong et al. | An experimental study of mobilization and creeping flow of oil slugs in a water-filled capillary | |
| Li et al. | Capillary pressure at the imbibition front during water–oil counter-current spontaneous imbibition | |
| CN104948175B (en) | A kind of Experimental Method in Laboratory for monitoring interlayer liquid-producing capacity difference | |
| CN108226310B (en) | Method and device for evaluating foam regeneration capability in two-dimensional core displacement process |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200201 |