Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Неньютоновские свойства нефти


44. Физические свойства неньютоновских нефтей, законы фильтрации аномальных нефтей.

Кроме вязкости, эти аномальные свойства проявляются и при фильтрации, в частности при движении жидкости в пористой среде.

Для ньютоновских жидкостей действует следующий закон фильтрации:

w=-k/grаd(р)

Если постараться написать закон фильтрации для ВУС, получим аномальный закон, т.е. качественную зависимость между скоростью сдвига и градиентом давления:

срd/grаd(р),

где d – средний (характерный) диаметр пор.

Распределение пор по размеру может быть равномерное, нормальное, дугообразное и т.д.

d/dtw/d, где w – скорость фильтрации.

р/х=с/dТ(w/d)=k/=соnst

Рассмотрим различные формы записи для разных типов аномальных жидкостей.

  1. Вязкопластическая жидкость (Бингамовская).

Закон фильтрации с начальным градиентом может быть записан следующим образом:

    1. w=k/grаd(р)(1 – G/grаd(р) при Ggrаd(р)

    2. w=0 при Ggrаd(р)

Такая жидкость характеризует случай, когда движения нет, а сдвиг есть.

w

i0 р/х

i0grаd(р)

Экспл. Нагн.

Когда i0>grаd(р) возникает т.н. застойная зона и фильтрация не идёт, запасы не добываются.

Явление начального градиента давления свойственно и газу. Если газ взаимодействует с глинистой компонентой, то возникает начальный градиент. Глина обладает высокой молекулярной поверхностью и может легко удерживать молекулы газа.

Рассмотрим следующий тип неньютоновской жидкости.

  1. Степенная жидкость.

Для степенной жидкости аномальный закон фильтрации записывается следующим образом:

grаd(р)=-сw-1  w,

где с – коэффициент фильтрации: с=k/.

Для степенной жидкости характерен степенной закон фильтрации (закон Дарси не действует).

  1. Вязкоупругая жидкость.

Вязкость обоснована сопротивлением движению жидкости в пласте.

При повышении скорости фильтрации начинают проявляться эффекты упругости, т.к. жидкость не успевает срелаксировать.

При малых скоростях проявляются пластические свойства.

Сопротивление начинает значительно возрастать с ростом скорости, а эффективная вязкость при этом падает.

Увеличение относительного сопротивления приводит к появлению такого множителя как: (1+А(/d)2), где  - время релаксации, А10 – const, d – характерный размер.

Для вязкоупругой жидкости может быть записан закон фильтрации:

grаd(р)=-k/w(1+А(/d)2)

Рассмотрим случай, довольно распространённый в нефтегазовой промышленности:

Если через образец прокачивать нефть, то постепенно проницаемость kпр упадёт. Если прокачивать сырой газ произойдёт аналогичный эффект. Это связано с тем, что порода адсорбирует различные компоненты нефти и газа и тем самым забивается.

Описание явления адсорбции пористой среды:

с/t=(с - с)/, (*)

где с=k/ - коэффициент фильтрации.

Когда величина равновесна:

w=сgrаd(р)

Решая совместно уравнения (*) и неразрывности, получаем запись изменения во времени:

/х(ср/х)=0  с=с+(с0 - с)е-t/

Для скорости фильтрации запись выглядит следующим образом:

w=w+(w0 - w)е-t/

Это явление называется явлением затухания фильтрации.

Если через образец фильтровать сырую нефть, скорость фильтрации будет затухать.

Рассмотрим существующие механизмы, приводящие затухания:

  1. адсорбция компонентов;

  2. закупорка твёрдыми частицами и молекулами;

  3. выпадение солей;

  4. выпадение конденсатов и др.

От подобного разнообразия возможных процессов возникает необходимость их описания.

studfiles.net

Проявление - неньютоновские свойство - нефть

Проявление - неньютоновские свойство - нефть

Cтраница 2

Одно из месторождений, где получен существенный эффект от внедрения форсированного отбора жидкости из пласта, - Падунское Ножовской группы месторождений. Вязкость нефти в пластовых условиях равна 18 мПа - с. Поданным промысловых исследований имеются проявления неньютоновских свойств нефти.  [16]

В газовых скважинах эта зависимость отсутствует. Различная степень этой зависимости объясняется неодинаковым проявлением неньютоновских свойств нефти, воды и газа в пористой среде, и таким образом подтверждается справедливость принятой модели среды со структурно-механическими свойствами.  [17]

Это направление в дальнейшем органически перешло в другое исследование структурно-механических свойств пластовых нефтей. Для исследования реологии пластовых нефтей под руководством В.В. Девликамова была создана уникальная установка, не имевшая аналогов в мировой практике. Обширнейшие экспериментальные и теоретические исследования, проведенные в этом направлении В.В. Девликамовым и его учениками, позволили установить закономерности проявления неньютоновских свойств нефтей в пластовых условиях, влияние их на процесс разработки нефтяных месторождений и предложит.  [18]

Высокая вязкость нефти ( 15 - 200 МПа-с) создает значительные осложнения при разработке на любом режиме и особенно затрудняет применение методов поддержания пластового давления Кроме того, нефти высокой вязкости в большинстве случаев обладают аномальными свойствами, что вызывает дополнительные затруднения при разработке. На практике эти осложненные условия приводят к высокой обводненности добываемой продукции при весьма низких текущих значениях коэффициентов нефтеотдачи. Наиболее характерной особенностью механизма вытеснения высоковязких нефтей является неустойчивость фронта, то есть образование узких языков обводнения, между которыми остаются целики невыработанной нефти. Неустойчивость вытеснения усугубляется при проявлении неньютоновских свойств нефти Для выработки целиков нефти необходимо дополнительное бурение - уплотнение сетки. На месторождениях с высоковязкой нефтью очень мал период безводной эксплуатации; для достижения сравнительно высоких коэффициентов использования запасов необходима прокачка больших объемов воды, эквивалентных 10 - 15 объемам пор залежи.  [19]

Высокая вязкость нефти ( 15 - 200 мПа - с) значительно осложняет разработку на любом режиме и особенно затрудняет применение методов поддержания пластового давления. Кроме того, нефти с высокой вязкостью в большинстве случаев обладают аномальными свойствами, что вызывает дополнительные затруднения при разработке. На практике эти осложненные условия приводят к высокой обводненности добываемой продукции при весьма низких текущих значениях коэффициентов нефтеотдачи. Так проявляется своеобразие механизма вытеснения нефти повышенной вязкости водой. Наиболее характерной особенностью механизма вытеснения высоковязких нефтей является неустойчивость фронта, т.е. образование узких языков обводнения, между которыми остаются целики невыработанной нефти. Неустойчивость вытеснения усугубляется при проявлении неньютоновских свойств нефти. Для выработки целиков нефти необходимо дополнительное бурение - уплотнение сетки.  [20]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Неньютоновское свойство - жидкость - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Неньютоновское свойство - жидкость

Cтраница 1

Неньютоновские свойства жидкости порождают разнообразные формы нелинейных законов фильтрации.  [2]

Неньютоновские свойства жидкостей существенно проявляются при малых скоростях фильтрации, когда градиенты давления невелики и соизмеримы с капиллярным давлением, следовательно капиллярные силы значительны и их следует учитывать в расчете фильтрации.  [3]

Неньютоновские свойства жидкостей обладают структурно-механическими свойствами, когда структурная вязкость нефти ( жидкости) изменяется.  [5]

Неньютоновские свойства жидкостей характеризуются структурно-механическими свойствами, когда структурная вязкость жидкости не остается постоянной величиной. При малых градиентах давления пластовая нефть, обладающая структурно-механическими свойствами, как в капиллярах, так и в пористой среде имеет при движении неразрушенную структуру.  [6]

Здесь неньютоновские свойства жидкости учтены эквивалентной вязкостью лэкв, которая представляет собой вязкость такой ньютоновской жидкости, скорость фильтрования которой одинакова с соответствующей величиной для неньютоновской жидкости при одной и той же разности давлений. Значение [ 1Экв является сложной функцией параметров реологического уравнения состояния рассматриваемой жидкости.  [7]

Здесь неньютоновские свойства жидкости учтены эквивалентной вязкостью цэкв, которая представляет собой вязкость такой ньютоновской жидкости, скорость фильтрования которой одинакова с соответствующей величиной для неньютоновской жидкости при одной и той же разности давлений. Значение аэкъ является сложной функцией параметров реологического уравнения состояния рассматриваемой жидкости.  [8]

Причиной низкого коэффициента нефтеотдачи могут быть не только неньютоновские свойства жидкостей, но и геологические условия - такие как глинистость пласта и высокая остаточная водонасыщен-ность. Это показывает, что влияние неньютоновских свойств нефти нельзя рассматривать в отрыве от геологии пласта. Мархасина установлено, что на нефтеотдачу значительно влияют граничные слои на контакте нефть-порода.  [9]

Чем больше n отличается от единицы, тем резче выражены неньютоновские свойства жидкости.  [10]

Числовой множитель 5 6 в этой формуле не связан с собственно неньютоновскими свойствами жидкости и определяется характером аппроксимации профиля скорости.  [11]

Этот факт показывает, что причиной низкого коэффициента нефтеотдачи могут быть не только неньютоновские свойства жидкостей.  [12]

Итак, можно предположить, что наблюдаемые запаздывания - влияния закачки на дебит нефти - проявляются в системах с неньютоновскими свойствами жидкостей.  [13]

Необходимо отметить, что наблюдение в лабораторных экспериментах или в промысловой практике закона фильтрации типа (11.1) не всегда может быть связано с неньютоновскими свойствами жидкостей. Причиной возникновения закона фцльтрации (11.1) могут быть физико-химическое взаимодействие фильтрующихся жидкостей с материалом пористой среды, например гидратация глин.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

7.2. Неньютоновские жидкости.

Течение некоторых жидкостей (коллоидных растворов, нефтей с большим содержанием асфальтенов и парафинов, растворы полимеров и т.д.) не подчиняются закону Ньютону. Такие жидкости в реологии принято называть неньютоновскими или аномальными.

Закон Ньютона обычно нарушается при течении коллоидных растворов с удлиненными частицами дисперсной фазы, способными деформироваться в поле напряжений и структурированных систем. Такие коллоидные системы обладают определенными механическими свойствами – пластичностью, упругостью, прочностью и вязкостью. Эти свойства в большинстве случаев связаны с образованием структуры в жидкости, и поэтому их часто называют структурно-механическими или реологическими свойствами.

Основы реологии коллоидных растворов впервые изучены Ф.Н.Шведовым, Бингамом и Грином. В 1889 году Ф.Н. Шведов, позже в 1916 году Бингам установили, что течение системы с пространственной структурой начинается лишь тогда, когда напряжение сдвига τ превышает определенное критическое значение τ0, необходимое для разрушения в жидкости структурной сетки. Такое течение было названо пластическим, а критическое напряжение сдвига – пределом текучести или предельным напряжением сдвига.

Систему, течение которой подчиняется такой идеализированной схеме, в реологии называют телом Бингама или бингамовскими пластиками. Они описываются следующим реологическим уравнением Бингама-Шведова:

τ – τ0 = μ’

du

(2)

dx

где μ’ – пластическая вязкость системы.

Для ньютоновских жидкостей предельное напряжение сдвига равно нулю, и уравнение (2) переходит в закон Ньютона, а пластическая вязкость – в истинную вязкость. Из уравнения (2) следует: система до τ0 упруго деформируется, после этого течет с постоянной пластической вязкостью μ’ = (τ –τ0) / (du/dx).

В области упругой деформации вязкость бингамовского пластика чрезвычайно высокая. Здесь упруго деформируется структурный «каркас» из частиц дисперсной фазы. При превышении τ0, согласно уравнению Бинагама-Шведова, структурная сетка мгновенно разрушается, и вязкость системы принимает постоянное значение.

Линия консистентности бингамова тела выражается прямой линией, отсекающей отрезок на оси абсцисс, равный τ0 от начала координат (рис.1).

Рис.1. Линия консистентности и зависимость μ’ от τ для пластической жидкости.

Примером систем, хорошо подчиняющихся уравнению (2), могут служить нефти с высоким содержанием парафинов при температурах ниже температуры кристаллизации. Однако у многих реальных структурированных коллоидных систем линия консистентности оказывается не прямой, а кривой, отсекающей на оси напряжений сдвига некоторый отрезок (рис.2). В этом случае при достижении предела текучести структура разрушается не сразу, а постепенно, по мере увеличения скорости сдвига.

Рис.2. Линия консистентности и зависимость μ’ от τ для реальной упруго-пластической системы.

Для характеристики механических свойств структуры в этом случае вводят три параметра: минимальный предел текучести (статическое напряжение сдвига), соответствующий началу течения жидкости τ0; предел текучести по Бингаму (динамическое напряжение сдвига по Бингаму) τБ; максимальный предел текучести (напряжение сдвига предельного разрушения структуры), при котором кривая переходит в прямую линию τm (рис.2). Значение τm равно напряжению, при котором структура в жидкости полностью разрушается.

Математическая модель упруго-пластической жидкости выражается следующей степенной зависимостью:

τ – τ0 = κ ﴾

du

﴿n (3)

dx

где κ – мера консистентности жидкости. С увеличением вязкости жидкости мера консистентности растет; n – степень неньютоновского поведения системы. Значение n всегда меньше единицы. Чем больше n отличается от единицы, тем сильнее проявляются неньютоновские свойства жидкости.

Кажущаяся вязкость системы определяется из соотношения

В качестве примера упруго-пластической жидкости можно указать на масляную краску, буровые растворы, высоко парафинистую дегазированную нефть с температурой ниже температуры насыщения парафином. Например, линии консистентности такой формы (рис.2) обнаружены у некоторых нефтей месторождений Азербайджана, Узбекистана, Казахстана.

На практике наличие статического напряжения сдвига у жидкости часто играет положительную роль. Так, толщина слоя краски, оставленная после нанесения на вертикальную поверхность, определяется величиной τ0. Следовательно, изменяя значение τ0, можно регулировать резкой краски на покраску поверхности.

При бурении скважин процесс проходки часто прерывается. Применение качественных буровых растворов позволяет удерживать во взвешенном состоянии часть выше выбуренной породы и тем самым предотвращать поломку бурового инструмента. При этом регулирование параметров и размеров частиц удерживаемого в буровом растворе шлама достигается подбором параметра τ0.

Рис.3. Линия консистентности и зависимость μ’ от τ для вязкопластической системы.

То же самое наблюдается и при течении растворов высокомолекулярных соединений с гибкими, свернутыми в клубок макромолекулами, например, у водных растворов полимеров. Здесь снижение вязкости обусловлено распрямлением молекул и ориентацией в направлении потока. Система ведет себя при течении как жидкость, в которой взвешены частицы, способные ориентироваться или деформироваться.

Во всех этих случаях речь идет о кажущейся или эффективной вязкости, так как истинная вязкость жидкости от скорости течения не зависит.

Механические свойства псевдопластической жидкости характеризуются двумя параметрами: динамическим напряжением сдвига предельного разрушения структуры или ориентирования частиц в потоке τm (рис.3). Реологическое уравнение у таких систем выражают в виде степенной зависимости

Кажущаяся вязкость вязко-пластической жидкости выражается следующим образом:

Здесь и в предыдущем случае необходимо иметь в виду, что для реальной жидкости n является переменным и зависящим от скорости сдвига. Поэтому при решении практических задач значение n следует определять в ограниченном пределе скоростей сдвига. Кроме того, неудобство использования степенного закона обусловлено зависимостью размерности меры консистентности от показателя степени.

В настоящее время для увеличения нефтеотдачи пластов, при воздействии на призабойную зону скважин и проведении изоляционных работ применяются растворы полимеров. В некоторых условиях в пористой среде они проявляют свойства дилатантных жидкостей.

Термин «дилатантная» можно применять для тех жидкостей, кажущаяся вязкость которых с увеличением скорости сдвига повышается (рис.4).

Рис.4. Линия консистентности и зависимость кажущейся вязкости от напряжения сдвига для дилатантной жидкости.

Такой тип течения был впервые обнаружен Рейнольдсом в суспензиях при большом содержании твердой фазы и крахмальных клейстерах. Рейнольдс при объяснении дилатантных свойств суспензий высказывает предположение о том, что в состоянии покоя твердые частицы имеют наиболее плотную упаковку, а пространство между частицами заполнено жидкостью. При течении суспензии с небольшой скоростью жидкость служит смазкой, уменьшающей трение между частицами, и напряжения сдвига невелики. При больших скоростях сдвига плотная упаковка частиц нарушается, увеличивается объем суспензии и уже при новой структуре жидкости ее недостаточно для смазки трущихся друг о друга частиц. Действующие напряжения сдвига при этом увеличиваются значительно быстрее, чем скорости сдвига.

Для описания реологического поведения дилатантной жидкости также применяют степенной закон, но с показателем степени больше единицы.

studfiles.net

Неньютоновское свойство - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Неньютоновское свойство

Cтраница 1

Слабо неньютоновские свойства, обусловленные изменением коэффициента а в формуле Эйнштейна от 4 до 2 5, могут возникнуть в суспензиях слабомагнитных материалов и геомагнитном поле ( Е 40 А / м), в коллоидных растворах, где основным дезориентирующим фактором становится вращательное тепловое движение частиц.  [1]

Неньютоновские свойства поровой влаги и ее граничных слоев приводят к отклонениям от закона фильтрации Дарси: графики зависимости скоростей течения v от градиента давления АР не являются линейными и не проходят через начало координат. Такие зависимости получены экспериментально для различных пористых сред.  [2]

Неньютоновские свойства норовой влаги и ее граничных слоев приводят к отклонениям от закона фильтрации Дарси: графики зависимости скоростей течения v от градиента давления АР не являются линейными и не проходят через начало координат. Такие зависимости получены экспериментально для различных пористых сред.  [3]

Неньютоновские свойства поровой влаги и ее граничных слоев приводят к отклонениям от закона фильтрации Дарси: графики зависимости скоростей течения v от градиента давления ДР не являются линейными и не проходят через начало координат. Такие зависимости получены экспериментально для различных пористых сред.  [4]

Неньютоновские свойства расплавов полимеров объясняются обычно явлением ориентации молекул в процессе течения. В спокойном состоянии длинные молекулы полимера свернуты и переплетены друг с другом. Однако в процессе течения молекулы раскручиваются и располагаются линейно в направлении потока. Такие молекулы скользят друг по другу, что уменьшает эффективную вязкость полимера.  [5]

Неньютоновские свойства перекачиваемой жидкости на изменение потерь на трение приближенно учитывают следующим образом.  [6]

КС обладают Неньютоновскими свойствами. Поэтому представляло интерес определить коэффициенты нефтеотдачи месторождений КС, нефти которых относятся к обычным ньютоновским жидкостям. С этой целью все залежи КС в зависимости от структурно-механических свойств насыщающих их нефтей были разделены на две группы.  [7]

Второй фактор, обусловливающий неньютоновские свойства растворов - ориентация и деформация отдельных молекулярных цепей12 - мы пока не принимали во внимание 39 он приобретает решающее значение при динамическом структурировании.  [8]

Второй фактор, обусловливающий неньютоновские свойства растворов - ориентация и деформация отдельных молекулярных цепей 12 - мы пока не принимали во внимание 39; он приобретает решающее значение при динамическом структурировании.  [9]

При фильтрации нефти с неньютоновскими свойствами в зонально-неоднородных пластах отмечается снижение перепада давления на низкопроницаемой зоне и перераспределение его на высокопроницаемув зону. Выяснено, что, несмотря на разрушение структуры и снижение вязкости нефти, наличие менее проницаемой зоны препятствует разрушению структуры и снижению аффективной вязкости нефти в высокопроницаемой зоне. Это предупреждает прорыв воды и способствует более равномерной выработке аанально-иводнородных пластов на проницаемости. Лишь при разрушении структуры и снижении вязкости нефти в вы-сокопроницаемой зоне ускоряется обводнение такой залежи.  [10]

На залежах нефтей с неньютоновскими свойствами вследствие неравновесных процессов значение пластового давления, полученное по кривым восстановления давления, не является истинным. Сущность метода заключается в снятии кривой восстановления давления после остановки скважины и кривой падения давления после подлива жидкости в скважину. Исследование скважины этим методом позволяет определить и начальное давление сдвига по полу-разнице восстановленного давления после подлива жидкости в скважину и давления после ее остановки. Пластовое давление определяется как полусумма восстановленных давлений.  [11]

Однако нефти многих месторождений обладают неньютоновскими свойствами. Это приводит к тому, что фильтрация в пористой среде происходит лишь при перепадах, превышающих начальный градиент давления. При этом наличие начального градиента давления при фильтрации характерно не только для призабойной зоны, но и для более отдаленных участков пласта.  [13]

При очень малых скоростях фильтрации неньютоновскими свойствами в пористой среде могут обладать даже ньютоновские жидкости. Но с ростом скорости этот эффект в ньютоновских жидкостях исчезает. В нефтегазовом деле к жидкостям, проявляющим неньютоновские свойства, относятся так называемые аномальные нефти и буровые растворы.  [14]

Итак, при подогреве нефти ее неньютоновские свойства сглаживаются, зависимость эффективной вязкости от скорости сдвига уменьшается.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Неньютоновское свойство - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Неньютоновское свойство

Cтраница 2

Из полученных данных следует, что неньютоновские свойства образцов 1, 3, 4 особенно отчетливо проявляются при низких температурах; при 20 С исследуемые образцы приближаются к ньютоновским. Для образца 2 при исследуемых температурах неньютоновские свойства проявляются относительно слабо.  [17]

Для определения влияния ионов металлов на неньютоновские свойства полимерных растворов были установлены зависимости вязкости полимерных растворов в водах различной минерализации от скорости сдвига. Оказалось, что с увеличением минерализации полимерного раствора уменьшаются его неньютоновские свойства, и при величинах минерализации, сопоставимых с обычно имеющимися на практике ( 50 - 100 г / л), полимерный раствор практически представляет собой ньютоновскую жидкость.  [18]

Рассмотрим наиболее простой случай среды с неньютоновскими свойствами: стационарное движение вязкопластичной жидкости (11.3) в одной поре как в капиллярной трубке постоянного радиуса.  [20]

Решение проблемы разработки месторождений нефтей с неньютоновскими свойствами во многом связано с использованием физико-химических и особенно тепловых методов разработки.  [21]

Даже слабоконцентрированные растворы высокомолекулярных соединений обладают неньютоновскими свойствами, тогда как для высококонцентрированных растворов неньютоновские свойства выражены более сильно. Растворы низкомолекулярных каучуков и сами жидкие каучуки имеют ньютоновские свойства. Поэтому для процессов полимеризации необходимо рассматривать закономерности теплоотдачи от маловязких и высоковязких жидкостей.  [22]

Решение проблемы разработки месторождений нефтей с неньютоновскими свойствами во многом связано с использованием физико-химических и особенно тепловых методов разработки.  [23]

В нефтегазовом деле к жидкостям, проявляющим неньютоновские свойства, относятся так называемые аномальные нефти и буровые растворы.  [25]

При контактировании остаточной нефти с холодной водой неньютоновские свойства усиливаются, что затрудняет вытеснение такой нефти из пласта. Для иллюстрации отмеченного выше приводится несколько примеров.  [27]

Нефти этих месторождений в пластовых условиях обладают неньютоновскими свойствами.  [28]

Целый ряд месторождений высоковязкой нефти Башкирии характеризуется неньютоновскими свойствами, которые, как известно, оказывают существенное влияние как на технологический процесс в нефтедобыче, так и на его важнейший фактор - конечный коэффициент нефтеизвлечения.  [29]

Критическая скорость сдвига, при которой начинают проявляться неньютоновские свойства расплавов, с повышением температуры увеличивается. Это наблюдение прекрасно согласуется с рассмотренной выше зависимостью тт от температуры. Напомним, что, по определению, тт - это значение времени релаксации, соответствующее градиенту скорости, при котором расплав начинает вести себя как ньютоновская жидкость.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Неньютоновская фильтрация | Гидродинамическое моделирование

Mishgan, конечно здесь собрались непрофессионалы. Я так думаю специалисты в твоем понимании это те кто нефти в глаза не видел, зато провели 30 лет работая в каком нибудь институте. Там они все специалисты по неньютоновским фильтрациям, особенно знающие люди могут даже предложить полуаналитические решения уравнения диффузии с градиентом температуры, вязкости и т.д. и т.п. wacko.gif А ты дай им реальную задачу и они начнут тебе мозги прочищать что данные некорректны и вообще тут работать нельзя и т.д. Здесь же люди дают практические советы (многие из опыта своей работы excl.gif ), а не занимаются intellectual acrobatics, как говаривал один известный человек.

Подумай сам, много ли ты встречал неньютоновских графиков вязкости нефти, да и вообще кто такие измерения делает ? И как ты думаешь какое изменение вязкости происходит при градиентах давления встречаемых в пласте, тут столько факторов намешенно от которых зависит вязкость что если все их учесть задача очень усложниться а смысла совершенно нет, ибо это погрешности какого нибудь 3 или 4 порядка по сравнению с неоднородностями в пласте и прочими ВАЖНЫМИ факторами, да и мерят эту вязкость на одном месторождении с разбросом 20-30%. Что толку что ты учтешь точность в 1 % на изменение вязкости ???

Насчет проведения исследований с меньшими градиентами давления - конечно можно сделать, но это такой геморрой для лабораторий, ты думаешь они с твоим кусочком керна будут возиться 3 месяца пока медленно не выдавят из него всю нефть laugh.gif . Да и не надо это. Намного важней здесь не изменение проницаемости от давления, а влияние капиллярного давления на остаточную нефть, определение начала подвижности воды и т.д. Но это уже другая тема.

А вообще ты говоришь о непрофессионализме людей, а сам четко мысль не можешь сформулировать и плывешь по древу с каждым постом. Я так и не понял тебя что волнует: неньютоновские свойства нефти или охват заводнением, или может процесс исследования керна ?

А вообще я заметил после некоторых бесед в институтах, что проблема градиентов давлений и фазовых проницаемостей является одной из ключевых тем дискуссий. Честно говоря мне не очень понятен этот интерес именно к этому вопросу в отечественной индустрии.

Скважина работает - нефть идет, и никто меня не убедит что в пласте градиенты давления настолько малы что фильтрации нет cool.gif

www.petroleumengineers.ru