Расчёт приведённого пластового давления.

Гафаров Ш. А.

Физика нефтяного пласта: Учебное пособие: - Уфа: Издательство УГНТУ, 1998. - 141 с. JSBN 5-7831-0155-9

В учебном пособии приведены типовые расчеты по определению параметров, физических свойств пород-коллекторов, насыщающих пласт жидкостей и газов. Рассмотрены отдельные приборы и оборудование для экспериментальной оценки параметров нефтесодержащих пород и пластовых флюидов, дано их краткое описание, методика расчетов.

Учебное пособие предназначено для студентов специальности 0907 " Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", изучающих дисциплины " Физика нефтяного пласта", " Основы физики нефтяного пласта и физических процессов в нефтедобыче".

Табл. 51 Ил. 33. Библиогр. 27 назв.

Рецензент: Доцент кафедры РНГМ УГНТУ Г.Л. Шамаев

Г 1804060200-83 Без объявл.-98 4К4(03)-98

4К4(03)-98

JSBN-7831-0155-9

С Гафаров Ш. А., 1998

С Уфимский государственный нефтяной технический университет, 1998

СОДЕРЖАНИЕ

стр.

Введение.............................................................................................................. 3

1 Пластовое давление..................................................................................... 4

2. Гранулометрический состав породы......................................................... 12

3. Пористость....................................................................................................17

4 Проницаемость горных пород.....................................................................19

5. Распределение пор по их размерам. Остаточная водонасыщенность….36

6. Удельная поверхность горных пород........................................................ 46

7 Упругие свойства горных пород................................................................ 51

8. Термические свойства пород и жидкостей............................................... 55

9. Набухание пластовых глин......................................................................... 61

10 Физические свойства нефти в пластовых условиях..................................67

11 Физические свойства пластовых вод...........................................................83

12. Физические свойства водонефтяных смесей.............................................. 90

13. Физические свойства природного и нефтяного газов............................... 101

14. Вязкость неньютоновских нефтей.............................................................. 112

15. Молекулярно-поверхностные явления на границе раздела фаз.............. 121

16. Фазовые состояния углеводородных систем............................................. 130

Литература.................................................................................................... 138

Приложения.................................................................................................. 141

Пластовое давление.

Давление, под которым находятся жидкости и газы в пласте, называют пластовым.

Начальное пластовое давление (до начала разработки залежи), как правило, зависит от глубины залегания пласта. Его можно приближённо определить по формуле:

(1.1)

где L - глубина точки пласта, м.

Пласты, для которых приближенно соблюдается это равенство, называют пластами с нормальным (гидростатическим) давлением. Они, так или иначе, связаны с поверхностью земли.

Однако существуют пласты с давлением аномальным, обычно превышающим гидростатическое давление (Западный Казахстан, Туркмения, Западная Сибирь). Такие пласты не связаны или очень слабо связаны с дневной поверхностью и чаще всего встречаются в складчатых районах.

При вскрытии продуктивного пласта скважиной в том случае, когда её ствол заполнен жидкостью до устья, начальное пластовое давление на забое можно более точно определить по формуле:

(1.2)

Здесь р_ж - плотность жидкости, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

р_у - давление на устье скважины, Па.

Если уровень жидкости поднялся на некоторую высоту Н в скважине (Р_y ⁼ 0), то пластовое давление

Установленные по формулам (1.1) и (1.2) пластовые давления одинаковы для всех точек пласта, расположенных на одной горизонтальной плоскости.

В двух точках пласта, не лежащих на этой плоскости, пластовое давление будет отличаться от найденного значения.

Размеры щелей различных забойных фильтров.

Наименование отверстий фильтров	Формула определения	Абсолютное значение
1. Ширина прямоугольных щелей щелевидных фильтров, мм	2 •d₉₀
2. Диаметр круглых отверстий фильтра, мм	3•d₉₀
3. Диаметр зерен гравия в гравийных фильтрах, мм	(10…12)•d₉₀

Отношение d₆₀/d₁₀характеризует коэффициент неоднородности песка. Для совершенно однородного песка, все зерна которого равны между собой, кривая суммарного состава выражается вертикальной прямой линией, а коэффициент не однородности k_n= d₆₀/d₁₀=1 Коэффициент неоднородности пород нефтяных месторождений России колеблется в пределах 1, 1..20.

Данный песок следует приближённо отнести к однородным, т.к. его коэффициент неоднородности

Пористость

Наличие пор и пустот в породе называется пористостью. Пористость нефтесодержащих пород характеризуется коэффициентом пористости.

Коэффициентом пористости (т) называется отношение объёма пор образца (V_n) к видимому объёму этого же образца (V₀):

Коэффициент пористости выражается в долях единицы или в процентах к объёму образца.

Пористость породы весьма важный параметр, необходимый для оценки запасов нефти и выяснения процессов фильтрации в пористой среде.

Различают пористость породы следующих видов.

1) Общая (абсолютная, физическая или полная) пористость, которая определяется разностью между объёмом образца и объёмом составляющих его зёрен, т.е. включающая связанные и не связанные между собой поры. Определение коэффициента общей пористости сопряжено с обязательным дроблением образца породы до составляющих его зёрен.

2) Открытая пористость или пористость насыщения, включающая все сообщающиеся между собой поры, в которые проникает данная жидкость (газ) при заданном давлении (вакууме). Не учитываются те поры, в которые не проникает жидкость при рассматриваемом давлении насыщения. Обычно, в качестве насыщающей жидкости используется керосин (хорошо проникающий в поры и не вызывающий разбухания глинистых частиц) и насыщение происходит под вакуумом при -760 мм рт.ст.

3) Динамическая (эффективная) пористость, включающая только ту часть поровых каналов, которая занята подвижной жидкостью в процессе фильтрации при полном насыщении породы жидкостью. Не учитываются при этом объём субкапиллярных пор (диаметром менее -0, 0002 мм) и пор, где жидкость удерживается молекулярно-поверхностными силами. Динамическая пористость в одном и том же образце не имеет постоянного значения, а изменяется в зависимости от перепада давления, скорости фильтрации и свойств жидкости.

Задача 3.1. Определить коэффициент общей пористости образца породы m, если объём образца Vо = 2, 42 см³, а объём зёрен в образце Vз = 2, 02 см³.

Решение. Определим коэффициент пористости, пользуясь соотношением:

Задача 3.2. Определить коэффициент открытой пористости образца породы по данным приведённым в табл.3.1 (данные измерений открытой пористости получены весовым методом).

Решение. 1) Определяем объём открытых взаимосвязанных пор:

Таблица 3.1

Наименование параметра Значение параметра

Варианты заданий

Вес сухого образца на воздухе Р_с, г 19.3 25.3 23.3 27.4

Вес на воздухе образца: насыщенного керосином Р_к, г 22.4 20.7 27, 7 25.3 29.2

Вес в керосине образца, 1 насыщенного керосином Р_к.к., г 12, 3 11, 4 14, 7 11, 9 16, 7

Плотность керосина р_к г/см³ 0, 716 0, 716 0, 716 0, 716 0, 716

2) Определяем объём образца исследуемой породы:

3) Определяем коэффициент открытой пористости:

Проницаемость горных пород.

Проницаемостью называется свойство горных пород пропускать через себя жидкости и газы при наличии перепада давления.

Проницаемость определяется размерами пор. Почти все осадочные породы: пески, песчаники, известняки, доломиты обладают проницаемостью. Чем выше проницаемость пластов, тем больше производительность пробуренных на них скважин, тем быстрее передается давление по пласту, тем более вероятной является продолжительность работы пласта при упруговодонапорном или водонапорном режимах, тем эффективнее могут быть проведены работы по поддержанию пластового давления и осуществлению вторичных методов разработки и тем выше нефтеотдача пласта.

Количественно проницаемость оценивается из закона линейной фильтрации Дарси

(4.1)

где - скорость линейной фильтрации, м/с;

Q - объемный расход жидкости в единицу времени, м³/с;

F - площадь фильтрации, м^?;

- динамическая вязкость жидкости, Па с;

- перепад давления, Па;

к - коэффициент проницаемости, м².

Тогда из формулы (4.1) коэффициент проницаемости для жидкостей запишется в виде:

(4, 2)

При измерении проницаемости по газу

(4.3)

где р₁ и р₂ - соответственно давление газа на входе в образец и на выходе из него, Па;

q₀ - расход газа при атмосферном давлении р₀, м³/с.

В системе СИ за единицу измерения коэффициента проницаемости принят [м²]. На практике обычно используют - [мкм²], Дарси [Д], миллидарси [мД], которые связаны между собой следующим соотношением:

1 м²=10¹²мкм²=10¹²Д =10¹⁵мД

Различают коэффициенты абсолютной, фазовой и относительной проницаемостей.

Абсолютная проницаемость - проницаемость, характеризующая только физические свойства породы и определяемая при наличии в пористой среде одной какой-либо жидкости или газа, химически инертной по отношению к породе.

Фазовая проницаемость - проницаемость породы для одной из фаз, движущихся в порах двухфазной или многофазной системы.

Относительная проницаемость - отношение эффективной фазовой проницаемости к абсолютной.

Проницаемость пород нефтяных и газовых месторождений меняется от 0, 001...3+5 мкм². Наибольшее распространение имеют породы с проницаемостью от 0, 2...1 мкм². Породы, имеющие проницаемость менее 0, 03...0, 5 мкм² слабопроницаемы и практически не вовлекаются в процесс фильтрации при существующих пластовых градиентах давлений.

Решение.

Такой же прием может быть применен для оценки средней проницаемости пласта, представленного концентрическими участками разной проницаемости, при радиальном течении жидкости (рис.4.8), причем в этом случае уравнение будет иметь вид:

Рисунок 4.8 — Радиальная фильтрация через пласт, имеющий несколько концентрически расположенных зон различной проницаемости

Задача 4.7 Оценить среднюю проницаемость пласта, представленного концентрическими участками разной проницаемости, при радиальном течении жидкости, если известны следующие данные (табл. 4.8).

Таблица 4 8

Номер участка Толщина пропластка по радиусу, м Проницаемость по горизонтали, мкм²

Варианты заданий

1

63, 4 45, 7 37, 8 86, 4 0, 025 0, 037 0, 190 0, 240 0, 170

75, 8 211, 4 127, 3 64.5 0, 050 0, 063 0, 037 0, 260 0, 120

143, 4 63, 7 197.4 131, 4 0, 100 0, 120 0, 130 0, 067 0.084

277, 5 54, 1 67, 9 201.8 0, 200 0, 250 0, 210 0, 031 0, 057

Радиус скважины принимается r_с = 0, 15 м, а радиус контура питания r _k₌600 м.

Решение.

Удельная поверхность.

Удельной поверхностью называется суммарная свободная поверхность частиц (или поровых каналов) в единице объёма породы. Согласно определению:

(6.1)

где F - суммарная свободная поверхность частиц (или поровых каналов) породы, м²;

V- объём породы, м³.

Так как зёрна, слагающие нефтесодержащую породу, и поровые каналы имеют небольшие размеры, то удельная поверхность может достигать огромных размеров (70...350 тыс. m²/ m3), чтозначительно осложняет задачу наиболее полного извлечения нефти из пласта.

Удельная поверхность - важный параметр нефтесодержащих пород. По значению удельной поверхности можно судить о других параметрах пласта (пористости, проницаемости, распределении пор по их размерам), об остаточной нефтенасыщенности.

Задача 6.1 Определить удельную поверхность неоднородной (по механическому составу) песчаной породы, имеющей следующий фракционный состав (табл.6 1) Таблица 6.1

Таблица 6.1

Фракционный состав породы, мм	Массовое содержание фракций в породе, (масс.%)
Вариант заданий

0, 074-0, 149	0, 053-0, 122	0, 044-0, 119	0, 024-0, 099
0, 149-0, 210	0, 122-0, 180	0, 119-0, 181	0, 099-0, 161
0, 210-0, 297	0, 180-0, 261	0, 181-0, 267	0, 161-0, 246
—	0, 261-0, 301	0, 267-0, 311	0, 246-0, 281	—

Коэффициент открытой пористости песка:

первый вариант m₁ = 0, 38

второй вариант т₂ = 0, 26

третий вариант т₃ - 0, 22

четвёртый вариант т₄ = 0, 18

Решение. Удельная поверхность неоднородного по механическому составу песка определяется по формуле:

(6, 2)

где d_i - средний диаметр частиц, характеризующих данную фракцию, определяемый по формуле:

d_i^’ и d_i^’’ — ближайшие размеры отверстий сит, характеризующие данную фракцию, см;

∆ g_i - доля веса данной фракции песка, %;

k = 1, 2... 1, 4 - коэффициент, учитывающий увеличение удельной поверхности за счёт нешаровидной формы зёрен (меньшие значения k берутся для окатанных зёрен, а большие - для угловатых, значительно отличающихся от зёрен шаровидной формы).

Определим предварительно значения 1/d_i для всех трёх фракций (решается первый вариант).

Для первой фракции:

Для второй фракции.

Для третьей фракции:

Принимая коэффициент k= 1, 3, вычислим значение S_y_д

Задача6.2 Определить удельную поверхность слабосцементированного песчаника, не прибегая к его разрушению для получения механического состава.

Решение. Удельную поверхность в этом случае можно приближённо определить по пористости т и абсолютной проницаемости к породы по рекомендуемой К.Г. Оркиным формуле / 7 /:

где с - коэффициент, зависящий от разнородности частиц песка; для одинаковых частиц песка с₁ = 4330, для обычных нормальных частиц песка С₁ = 3530

Для выражения S_уд в см²/см³ величина m берётся в долях единицы, а

k – в мкм².

Требуется определить S_уд для образца песчаника, если известны следующие данные (табл.6.2):

Таблица 6.2

Таблица исходных данных.

Наименование параметра	Абсолютное значение
Варианты заданий

Коэффициент открытой пористости m, дол.ед.	0, 25	0, 19	0, 21	0, 17	0, 23	0, 25


Коэффициент абсолютной проницаемости k, мкм³	2, 5	1, 8	1, 3	1, 6	2, 3	1, 9
С_l
Остаточная водонасыщенность S_уд, %

Имея данные об удельной поверхности породы, можно определить гидравлический радиус пористой среды по формуле:

Через значение удельной поверхности можно оценить приближённую величину средней толщины (r_ср) «пленки» погребённой (остаточной) воды, предполагая равномерное распределение воды по поверхности зёрен (практически такого равномерного распределения не бывает) по формуле:

Для быстрого определения удельной поверхности могут составляться специальные палетки-графики (рис.6.1), при построении которых коэффициент с₁ принят равным 3530

Рисунок 6 1 — График для определения удельной поверхности песчаной породы по пористости и проницаемости.

Задача 6.3 Величина адсорбции красителя (ПАВ) из раствора может быть использована для оценки удельной поверхности пород-коллекторов

/ 8 /. При фильтрации сквозь пористый образец породы водного раствора красителя (метнпенового голубого) концентрация его изменяется от начальной до конечной равновесной (предельной). Считая, что адсорбция описывается уравнением Ленгмюра, определить S_уд породы при следующих исходных данных (табл.6.3):

Решение. Удельная поверхность пористой среды, согласно закону Ленгмюра, определяется по формуле:

Таблица 6.3

Наименование параметра	Значение параметра
Варианты заданий

Предельная мономолекулярная адсорбция А∞ · 10^-4 моль/кг	21, 3	17, 6	24, 8	16, 9	15, 9


Площадь занимаемая одной молекулой So·10^-20, м²	48, 1	52, 4	43, 4	46, 9	51, 3
Число Авогадро N_A, ·10²³	6, 02	6, 02	6, 02	6, 02	6, 02
Плотность породы р, кг/м³

Рисунок 8.1 — График темпа охлаждения.

Обычно после помещения нагретого образца породы в воду с помощью термостата фиксируется показания гальванометра и время (по секундомеру). Затем определяют разность температур θ между температурами образца и воды t. Далее для периода охлаждения строят график зависимости In θ от времени τ. По разности двух показаний на прямолинейном участке кривой находят значение φ. Так, для цилиндра длиной L и радиусом R:

Коэффициент темпа охлаждения определяем по формуле

Тогда а = 1, 96 0, 00143 = 0, 0028 см²/с = 0, 28 10⁶ м²/с.

Коэффициент температуропроводности связан с коэффициентом теплопроводности X и удельной теплоемкостью зависимостью (8.3).

a=λ /c·p_m

отсюда

λ =a· c·p_m

λ = 0, 0028·965, 6·10^-3·2, 63 = 0, 0071 Вт/(м ·град).

Задача 8.2 Рассчитать теплоемкость дегазированных нефтей, если известно:

Таблица 8.2

Наименование параметра	Значение параметра
	Варианты заданий

Плотность нефти ρ _н кг/м³
Температура t, град

Решение. Теплоемкость нефти рассчитываем по формуле

Задача 8.3 Вычислить теплоемкость насыщенной нефтесодержащей породы по принципу аддитивности по известным параметрам приведенным в табл.8.3:

Таблица 8.3

Наименование параметра	Значение параметра
Варианты заданий

1. Коэффициент пористости т	0, 14	0, 16	0, 18	0, 20	0, 22
2. Коэффициент:
а) нефтенасыщенности S_н	0, 92	0, 83	0, 78	0, 67	0, 48
б) водонасышенности S_в	0, 06	0, 12	0, 14	0, 22	0, 49
3.Коэффициент теплоёмкости с, кДж/(кг град)
а) сухой породы с_сп	0, 84	0, 81	0, 79	0, 86	0, 83
б) нефти с_с	2, 1	2, 13	2, 15	2, 08	2, 13
в) воды с_в	4, 15	4, 1	4, 18	4, 12	4, 21
4. Плотность, ·10³ кг/м³
а) сухой породы ρ _сп	2, 32	1, 18	1, 19	2, 01	1, 17
б) нефти р_с	0, 78	0, 81	0, 84	0, 86	0, 88
в) воды р_в	1, 02	1, 06	1, 08	1, 09	1, 11
5. Абсолютная температура Т, К

Решение. С учетом приведенных исходных данных (табл.8.3) по формуле (8.4) определяем теплоемкость насыщенного пласта:

с_нп(Т) = [0, 14·(0, 78·0, 92·2, 1 + 1, 02·0, 06·4, 15) + 2, 32·0, 84] · [1 + 0, 0007· (303 - 300)] = 2, 2 кДж/(кг·град).

Набухание пластовых глин.

Большинство продуктивных коллекторов нефти и газа содержат в своем составе то или иное количество глин, которая может находиться в виде порового цемента, прожилок, пропластков. Определённое количество глины может привноситься искусственно в призабойную зону скважины вместе с фильтратом бурового раствора при разбуривании продуктивной части пласта, капитальных и текущих ремонтах скважин, заводнении.

В процессе разработки месторождения глина может изменять свой объём и тем самым существенно осложнять добычу нефти. В практике нефтедобычи известны случаи, когда из-за набухания глинистого материала исключалась возможность заводнения нефтяных коллекторов.

Набухание глин объясняется их гидротацией. Вода проникает в чешуйки глин и создает между чешуйками гидратные плёнки. Так как удельная поверхность глин значительна (глина состоит из многочисленных чешуек), глины могут набухать очень сильно. В дальнейшем чешуйки глины начинают смещаться относительно друг друга, и происходит разрушение глин.

Набухание глин снижает пористость и проницаемость. Особенно значительное снижение проницаемости происходит, когда чешуйки набухшей глины начинают двигаться в порах и закупоривают мелкие поры. Проницаемость породы вследствие разбухания глин может уменьшаться в 50 раз и более. Поэтому одним из важных требований к реагенту, используемому для закачки в нефтенасыщенный пласт, с целью поддержания пластового давления и увеличения нефтеотдачи, является снижение набухаемости глин или его полное предотвращение.

Набухаемость глин исследуется на приборе Жигача К.Ф. и Ярова АН. /II/, схема которого приведена на рис.9.1, а обработка результатов исследований по методике Городного В.Д./ 12 /.

Собранный прибор опускается в ванну с исследуемым раствором. Сквозь перфорированное дно цилиндра исследуемая жидкость впитывается в глинопорошок и вызывает его набухание, что фиксируете индикатором ИЧ-10.

По результатам набухания глин в исследуемых жидкостях строится зависимость объёма набухания от объёма V _наб сухой пробы глины V _нач(по данным 6-8 опытов для исследуемой глины в одной и той же жидкости) (рис.9.2). Зависимость носит прямолинейный характер. Тангенс угла прямой tgβ является для рассматриваемой глины величиной постоянной и не зависящей от начальной пористости проб глинопорошка и от химических добавок к воде.

Рисунок 9.1 Рисунок 9.2

1 - индикатор часового типа (ИЧ-10);

2 - поршень,

3 - цилиндр с перфорированным дном,

4 - ванна для исследуемых жидкостей;

5 - прокладки из фильтровальной бумаги;

6 - проба глинопорошка.

Величина отрезка а, отсекаемая прямой на оси ординат, зависит, как от свойств глины, так и от химических добавок к воде. Коэффициент действительного изменения объема глинистых частиц рассчитывается по уравнению;

(9.1)

где

- коэффициент набухания глины, равный отношению объёма жидкости, связанной пробой глины, к объему сухих частиц;

ρ - плотность сухой глины, кг/м³;

tg β - коэффициент, показывающий какая доля от объёма пор в сухой пробе сохраняется в набухшей;

а - коэффициент, зависящий от свойств глины и величины tg β м ³ ,

М - масса навески пробы глинопорошка, кг.

Задача 9.1 Определить коэффициент набухания глины-бентонит в пресной и минерализованной воде, используя исходные данные и результаты эксперимента, полученные на приборе Жигача К.Ф. и Ярова А.Н. (табл.9.1, 9.2). Расчёты сопоставить и сделать выводы.

Таблица исходных данных.

Таблица 9.1

Наименование параметра	Значение параметра
Варианты заданий

Масса навески глины М, ·10^-3 кг		1.5
Плотность сухой глины ρ, кг/м³
Диаметр цилиндра прибора D, см		2.3	2.5	3.5

Решение. 1) По данным табл.9.1 и 9.2 вычисляем объёмы сухого глинопорошка (V_нач) и соответствующие им объёмы набухшей глины (V_наб) для каждого опыта

(9.2)

Вязкость пластовой нефти.

Вязкость пластовой нефти почта всегда значительно отличается от вязкости дегазированной, вследствие большою количества растворенного газа, повышенной пластовой температуры и давления. При этом все нефти подчиняются следующим общим закономерностям: вязкость их уменьшается с повышением газа в растворе и увеличением температуры Повышение давления вызывает некоторое увеличение вязкости и заметно лишь при давлениях выше давления насыщения. Вязкость пластовых нефтей изменяется от десятых долей до сотен и более мПа·с.

Различают расчетные и экспериментальные методы определения вязкости пластовых нефтей. Экспериментальные основаны на применении универсального шарикового вискозиметра высокого давления (ВЕДУ), схема которого и порядок заполнения пластовой нефтью приведены на рис. 10.4 и 10.5.

Рисунок 10 5 — Схема заполнения вискозиметра пробой пластовой нефти.

1 - вискозиметр,

2 - манометр,

3 - контейнер с пробой пластовой нефти,

4 - буферная емкость,

5 - пресс (насос);

6 - термостат

Вязкость определяется по времени качения шарика (рис. 10.4) внутри немагнитной трубки 6, заполненной исследуемой нефтью или водой. В верхнем положении шарик удерживается соленойдной катушкой 2, образующей с сердечником 3 электромагнит. В нижней части цилиндра установлены индуктивные катушки 8, соединённые с усилителем и электрическим секундомером. При включении секундомера автоматически отключается электромагнит, и шарик начинает падать в исследуемой жидкости. Дойдя до нижней

части трубки, он попадает в поле индуктивных катушек 8 и создаёт дополнительную электродвижущую силу, под действием которой срабатывают реле, разрывающие электрическую цепь секундомера. При повторном опыте шарик возвращают в верхнее положение поворотом вискозиметра.

Задача 10.4 Определить динамическую вязкость нефти при двух значениях давления: при пластовом и при давлении несколько большем, чем давление насыщения, если известны и экспериментально определены следующие данные (табл. 10 3 и табл. 10.4):

Решение. Для расчётов используем данные первого варианта. При проведении опыта выбираем диаметр шарика d_t = 0, 634 см, угол наклона вискозиметра φ > 15°, а постоянную К = 0, 00593. Вязкость определяем при двух указанных давлениях.

Подставляя экспериментальные данные в нижеследующую формулу получим:

При пластовом давлении получим:

Р₂₀ = 28.79·10^-3 ·(7770-730)·0, 00593 = 1, 2 мПа·с.

Исходные значения параметров

Таблица 10.3

Наименование параметра

Значение параметра

Варианты заданий

Плотность нефти р_н, кг/м³

- пластовой

- при давлении насыщения

Пластовое давление р_лг, МПа

Давление несколько большее чем давление насыщения р_нас МПа

Диаметр калиброванной трубки вискозиметра D, см

0.645

0.650

0.640

0.643

Диаметры шариков, см -d₁

0.634

0.638

0.612

0.635

-d₂

0.620

0.626

0.598

0.622

б)

Плотность шарика p_ш, кг/м³

Постоянная вискозиметра К·10^-3

5.93

6.43

5.71

5.89

Угол наклона вискозиметра φ, град