2003_МИРЗАДЖАНЗАДЕ А.Хи др.-Основы технологии добычи г / 2

по результатам испытания, характеризуют состояние коллектора и флюида в момент исследования скважины.

В процессе разработки месторождения изменяются состояние призабойной зоны, физико-химические свойства газа или газоконденсатной смеси, положение контакта газ – вода, содержание конденсата в пласте и др. В результате этого изменяются и коэффициенты фильтрационного сопротивления. Запишем уравнение притока газа к скважине:

p2

− p2

= aQ + bQ 2;

(2.252)

ïë

ç

µzp Ò

r

ρ

zp

Ò

1

1

a =

=2 Cë

ln

*

+ c

+ c

;

b =

“2

=2

Cë

−

+ c

+ c

,

(2.253)

3

πkh T

r

1

2π2 lh2

T

r

r

2

4

c

“2

c2

c

*

ãäå k – коэффициент проницаемости пласта, зависящий от загрязнения или очищения призабойной зоны в процессе эксплуатации от горного и гидродинамического давления, от выпадения, накопления и выноса конденсата и т.д.; h – толщина газоносного пласта, изменяющаяся в процессе разработки газовых месторождений с подошвенной водой; rê, rñ – радиусы контура питания и скважины, зависящие от подвижности краевых вод, производительности соседних скважин, деформации призабойной зоны и др.

Таким образом, изменение по разным причинам одной или нескольких из перечисленных величин может изменить коэффициенты à è b, определяемые по данным испытания. Наиболее часто коэффициенты фильтрационного сопротивления изменяются в результате изменения физических свойств газа µ и z, а также проницаемости пласта. Влияние изменения физических свойств газа (µ и z) и свойств пористой среды (k è l) в зависимости от давления рассмотрено ранее.

Если использовать данные эксплуатации скважин за сравнительно небольшой отрезок времени разработки месторождения (на ПХГ такое допущение неприемлемо), то незначительное изменение пластового давления практи- чески не повлияет на коэффициенты вязкости и сверхсжимаемости. Известно также, что несущественное изменение состава газа практически не влияет на z, если при исследовании скважин депрессии на пласт незначительные.

Коэффициент проницаемости пласта k зависит от пластового давления. Характер изменения k от давления обусловливается минералогическим составом нефтегазоносных коллекторов, степенью их сцементированности, пористостью и др. При увеличении плотности пород и уменьшении пористости уменьшается степень изменения проницаемости в зависимости давления. Проведенные эксперименты показывают, что основные изменения проницаемости происходят в пределах изменения давления от 0 до 50 МПа. При решении задач подземной газогидродинамики большинство исследователей считают характер изменения проницаемости от давления экспоненциальным. Если принять, что зависимость коэффициента макрошероховатости от давления имеет аналогичный характер, то приток газа к скважине при нелинейном законе сопротивления можно представить в виде

	1		αp	− åα(pç − pí )(αp	−1)	−1	= à Q + b Q2		,	(2.254)
	α2
			í	ç			0	0

ãäå α = αê – αµ (αê, αµ – коэффициенты изменения проницаемости и вязкости при изменении давления на 0,1 МПа); ðí – начальное давление; à0, b0 – êîýô-

211

фициенты фильтрационных сопротивлений, полученные при начальных условиях.

При выводе формулы (2.254) принято, что α = αl, ãäå αl = 1,45αê – коэффициент изменения параметра макрошероховатости; отметим, что выбор экспоненциальной зависимости k(p), µ(p) è l(p) в определенной степени связан с упрощением при этом решения исходного дифференциального уравнения. При иных функциональных зависимостях, более правильно отражающих характер изменения этих параметров в зависимости от давления, решение дифференциального уравнения значительно усложняется.

Следует подчеркнуть, что пористость пласта также изменяется при изменении пластового давления. При повышении давления от 0 до 30 МПа пористость песчаника в среднем уменьшается на 10 %, поэтому изменением пористости, а также толщины пласта в процессе сравнительно непродолжительной эксплуатации скважины можно пренебречь. Если толщина пласта вследствие внедрения воды изменяется интенсивно, то эти изменения должны быть учтены в соответствии с промысловыми наблюдениями.

Одно из основных условий возможности использования данных эксплуатации – полная стабилизация давления и дебита. Это означает, что радиус дренируемой скважиной зоны в разное время и на разных режимах должен быть одинаковым. Метод определения коэффициентов фильтрационнго сопротивления по данным эксплуатации скважин допускает возможность изменения во времени пластового и забойного давления, а также и дебита газа.

Для использования данных эксплуатации в качестве исходной информации, необходимой при расчетах коэффициентов à è b, формулу (2.252) перепишем в виде

p2	(t	) − p2	(t	) = aQ(t	) + bQ2(t	),	(2.256)
ïë	i	ç	i	i	i

ãäå ðïë(ti), ðç(ti), Q(ti) – пластовое, забойное давления и дебит скважины в момент времени ti.

При исследовании скважин методом установившихся отборов и обработке полученных результатов значение ðïë принимают постоянным для всех режимов. Считают, что за время испытания скважины пластовое давление не изменяется. В процессе испытания изменяют только забойное давление, а следовательно, и дебит газа путем замены диафрагмы или изменения площади проходного сечения с помощью регулируемого штуцера. При этом получают зависимость между установившимися значениями забойного давления и дебита газа, обрабатывая которую определяют коэффициенты фильтрационного сопротивления.

Для использования данных эксплуатации, которые накапливаются за сравнительно длительное время, необходимо доказать возможность использования переменного значения пластового давления. Из формулы (2.255) следует, что при постоянных à è b каждому значению времени при определенном ðç(t) соответствует свое значение ðïë(t). Следовательно, существуют две возможности использования данных эксплуатации:

1)на скважине устанавливают определенный режим, и она длительное

время работает на этом режиме. За это время изменяются ðïë, ðç è Q. Фиксируя ðïë(ti), ðç(ti) è Q(ti) в разное время и используя несколько значений этих вели- чин, по формуле (2.255) определяют коэффициенты à è b;

2)за продолжительное время работы скважины происходит изменение ðïë(t); при этом на скважине изменяется режим эксплуатации, т.е. происходят

212

естественное снижение пластового давления и принудительное изменение режима эксплуатации. Эти данные используют для определения коэффициентов

à è b.

Правомерность приведенных выше условий для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления проверена экспериментально на линейной неоднородной, параболической и круговой моделях пласта. В соответствии с общей схемой экспериментальной установки (рис. 2.41), модель пласта 9 можно заменять в зависимости от необходимости подключения тех или иных моделей. Установка состоит из баллона с газом 1, редуктора 5, вентилей 2–4, 6, 10, модели пласта 9, образцовых манометров 7 è 8, расходомера 11. Такая схема позволяет проводить опыты при постоянном давлении на входе (ðâõ = ðïë = сonst), которое поддерживается с помощью редуктора, и при переменном – без использования редуктора 5.

Ïðè ðâõ = ðïë = сonst принцип работы установки следующий: газ из баллона через вентили 2, 3 поступает в редуктор 5. Давление после редуктора зависит от рабочего давления используемой модели. Вентиль 4 при этом закрыт. После редуктора через вентиль 6 газ подается в модель пласта. При закрытом вентиле 10 давление в модели соответствует пластовому. Для построения зависимости между забойным давлением (давлением на выходе из модели) и расходом газа, путем частичного открытия вентиля 10 устанавливают разные режимы работы системы. Как правило, для построения индикаторной линии устанавливают шесть – восемь режимов. При проведении опытов соблюдали натурные условия по скорости фильтрации в призабойной зоне пласта. Построением зависимости забойного давления от расхода газа при постоянном входном давлении имитируется процесс исследования скважины методом установившихся отборов. Коэффициенты фильтрационного сопротивления à è b определяют в результате обработки этих данных.

При переменном входном давлении принцип работы установки следующий. Разные режимы работы установки получали при включении редуктора 5 на схеме и снятии зависимости между ðâõ = ðç и расходом газа путем снижения (или повышения) давления ðâõ на входе в модель с помощью вентиля 6. Ïðè

Рис. 2.41. Схема экспериментальной установки для изучения возможности использования данных эксплуатации в целях определения коэффициентов фильтрационного сопротивления

213

этом вентиль 3 закрыт, а вентиль 4 открыт. Регулированием проходного сече- ния вентиля 6 в модели пласта создавались определенное давление и соответствующий расход газа. Каждому значению входного давления соответствовало забойное давление, отличающееся от входного на величину потерь давления в модели пласта. Таким образом, каждая точка на индикаторной линии соответствовала определенному пластовому давлению.

Анализ результатов опытов (табл. 2.30, 2.31) показал приемлемость данных эксплуатации для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления à è b. Как видно на рис. 2.42, значения à è b, полученные разными способами, абсолютно идентичны.

Пр и мер. Рассмотрим порядок расчета коэффициентов à è b по данным эксплуатации скважин 1, 5 и 26 Мастахского месторождения Республики Саха (Якутия). Для применения метода использования данных эксплуатации скважин необходимо учесть влияние изменения давления на реальные свойства газа, т.е. на µ и z. Диапазон изменения давления в скважинах этого месторождения колеблется в пределах 4–18 МПа, диапазон изменения температуры составляет 26–42 °С.

Для указанных диапазонов изменения давления и температуры определены зависимости коэффициентов вязкости и сверхсжимаемости газа от этих параметров.

Для сравнения коэффициентов фильтрационного сопротивления, определенных по данным эксплуатации и исследования, обработаны индикаторные кривые, построенные по результатам испытания этих скважин. В частности, скв. 1 исследовалась 20.05.75 г. и 18.06.76 г.; скв. 5 – 16.04.75 г. и 07.05.76 г., скв. 26 – с 11.07.73 г. по 31.07.73 г.

Ò à á ë è ö à 2.30

Исходные данные и результаты обработки опытов на круговой модели при ðâõ = 0,5 ÌÏà

Номер	Давление на выходе, МПа		p"2/. ,	p"2. − p"2/. ,	Q 10–6, ì3/ñ	∆p	2	−8
							10
режима	избыточное	абсолютное	ÌÏà2	ÌÏà2		Q
1	0,340	0,440	0,1936	0,0564	140	0,0400
2	0,300	0,400	0,1600	0,0900	185	0,0486
3	0,240	0,340	0,1156	0,1344	240	0,0560
4	0,180	0,280	0,0784	0,1716	275	0,0624
5	0,110	0,210	0,0441	0,2059	305	0,0675
6	0,030	0,130	0,0169	0,2331	325	0,0717
7	0,001	0,101	0,0101	0,2399	330	0,0727

Ò à á ë è ö à 2.31

Исходные данные и результаты обработки опытов на круговой модели при переменном входном давлении (МПа)

	Давление на			Давление на					∆p2 10−8
Номер	входе		2	выходе		2	p"2. − p"2/. ,	Q 10–6,
ðåæè-	èçáû-	àáñî-	p".	избыточ-	абсолют-	p"/.	2	ì3/ñ	Q
ìà	òî÷-						ÌÏà
		лютное		íîå	íîå
	íîå
1	0,60	0,70	0,4900	0,3915	0,4915	0.2416	0,2484	340	0,0730
2	0,58	0,68	0,4624	0,3790	0,4790	0,2293	0,2331	325	0,0717
3	0,55	0,65	0,4225	0,3654	0,4654	0,2166	0,2060	305	0,0675
4	0,50	0,60	0,3600	0,3220	0,4220	0,1884	0,1716	275	0,0624
5	0,40	0,50	0,2500	0,3400	0,4400	0,1936	0,1344	240	0,0560
6	0,35	0,45	0,2025	0,2350	0,3350	0,1125	0,0900	185	0,0486
7	0,30	0,40	0,1600	0,0590	0,1590	0,0256	0,0564	140	0,0400

Рис. 2.42. Зависимости ∆ð2 (1) è ∆ð2/Q (2) îò Q, полученные при постоянном ({) и переменном (+) входном давлениях

Данные эксплуатации этих скважин за 1974–1980 гг., которые обрабатывали по формуле (2.255), приведены в табл. 2.32. Для каждой скважины на произвольную дату взяты данные по среднему перепаду давлений и дебиту, имеющиеся на месторождении. По промысловым данным построены зависимости давления ðïë от времени t для каждой скважины. Зная среднее значение де-

прессий на пласт, рассчитывали ðç, а затем разность pCë2 (t) – pƒ2 (t) и отношение

∆p2(t)/Q(t). Результаты расчетов по скважинам 1, 5 и 26 также приведены в табл. 2.32 и показаны на рис. 2.43.

Ò à á ë è ö à 2.32

Данные эксплуатации скважин Мастахского месторождения

Месяц и год					Исходный параметр
измерения
		ðïë, ÌÏà		ðç, ÌÏà		∆ð, ÌÏà		Q, òûñ. ì3/ñóò		∆ð2, ÌÏà2		∆ð2/Q
параметров
					Скважина 1
XI 1974		16,57		14,57		2,0		380		62,28		0,164
VI 1975		16,20		15,20		1,0		224		31,40		0,140
X 1975		15,98		13,88		2,1		376		62,71		0,167
XII 1975		15,88		12,88		3,0		478		86,28		0,181
VI 1976		15,56		13,66		1,90		333		55,51		0,167
IX 1976		15,41		12,71		2,70		425		75,93		0,179
II 1977		15,24		12,54		2,70		407		75,01		0,184
V 1977		15,16		12,46		2,70		308		74,58		0,196
VII 1977		15,11		13,31		1,80		300		51,15		0,171
XII 1980		14,90		13,16		1,74		310		48,82		0,157
					Скважина 5
IV 1974		16,90		15,90		1,0		180		32,80		0,182
VIII 1974		16,74		15,44		1,30		210		41,84		0,199
XII 1974		16,58		15,48		1,10		190		35,27		0,186
II 1975		16,49		15,59		0,90		165		28,87		0,175
V 1975		16,38		14,98		1,40		224		43,90		0,196
IX 1975		16,22		15,12		1,10		189		34,48		0,182
I 1976		16,08		14,58		1,50		237		45,99		0,194
IV 1976		15,99		14,29		1,70		250		51,48		0,206
VIII 1976		15,84		14,74		1,10		181		33,64		0,186
V 1980		15,37		12,93		2,44		330		69,06		0,209

Ï ð î ä î ë æ å í è å ò à á ë. 2.32

Месяц и год					Исходный параметр
измерения
		ðïë, ÌÏà		ðç, ÌÏà			∆ð, ÌÏà		Q, òûñ. ì3/ñóò		∆ð2, ÌÏà2		∆ð2/Q
параметров
					Скважина 26
III 1973		17,21		16,11			1,10		320		36,65		0,115
VII 1973		17,11		14,61			2,50		525		79,30		0,151
XII 1973		16,97		13,47			3,50		634		106,54		0,168
IV 1974		16,88		14,38			2,50		520		78,15		0,150
VII 1974		16,81		15,81			1,00		280		32,62		0,117
XII 1974		16,72		14,42			2,30		490		71,62		0,146
II 1975		16,70		14,90			1,80		439		56,88		0,130
VI 1975		16,64		13,84			2,80		548		82,35		0,156
X 1975		16,60		14,70			1,90		440		59,47		0,135
II 1976		16,56		14,66			1,90		390		59,31		0,152
V 1976		16,54		15,24			1,30		350		41,31		0,118
X 1977		16,40		13,70			2,70		450		31,27		0,181

Как видно на рис. 2.43, à, для скв. 1 из всех точек только одна, снятая в мае 1977 г. (на рисунке зачернена), сильно выделяется из общей закономерности расположения остальных точек. Для скважин 5 и 26 точки с большими отклонениями практически отсутствуют (см. рис. 2.43, á, â). Сравнение коэффициентов à è b, определенных по результатам исследования и данным эксплуатации показывает хорошую сходимость значений à è b, полученных разными

Рис. 2.43. Зависимости ∆ð2/Q îò Q, построенные по данным эксплуатации скважин Мастахского месторождения:

à – ñêâ. 1; á – ñêâ. 5; â – ñêâ. 26

Ò à á ë è ö à 2.33

Сравнение результатов определения коэффициентов à è b по данным испытания и эксплуатации скважин Мастахского месторождения

Номер скважи-	Дата испытания	По данным испытания		По данным эксплуатации
íû		a	b 10–5	a	b 10–5
1	20.05.75	0,12	14,00	0,12	14,00
5	07.05.76	0,12	35,00	0,12	33,33
26	11.07.75–31.07.75	0,10	5,10	0,10	8,30

методами. Анализ результатов определения этих коэффициентов по данным эксплуатации скважин позволил установить следующее (табл. 2.33):

для использования описываемого метода необходима устойчивость коллекторов;

качество определяемых коэффициентов существенно зависит от достоверности данных эксплуатации;

пластовое давление следует определять непосредственным измерением, по карте изобар или по уравнению материального баланса;

при обработке данных необходимо учитывать изменение физических свойств газа µ и z в зависимости от давления;

при значительных изменениях параметров пласта в процессе разработки использование данных эксплуатации для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления не допускается.

2.9. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ ГАЗОНЕФТЕВОДОНОСНЫХ ПЛАСТОВ В ЛЮБОМ НАПРАВЛЕНИИ

Условия осадконакопления в различные геологические эпохи, а также последующие процессы уплотнения пород и их цементация, переотложение солей и многие другие явления, происходившие в процессе генезиса нефтяных и газовых коллекторов, способствовали образованию пластов с неоднородными физи- ческими свойствами пород. Неоднородность обусловливается структурой пустотного пространства и в первую очередь разномерностью поперечного сечения проточных пор.

При изучении генезиса нефтяных и газовых коллекторов отмечено, что значительная часть коллекторов характеризуется неоднородностью текстуры, минералогического состава и физических свойств по вертикали и горизонтали. В связи с этим оценка неоднородности в виде соответствующего коэффициента, в частности коэффициента проницаемости, имеет большое практическое значе- ние.

Абсолютно непроницаемых тел в природе не существует. Однако в нефтяных и газовых пластах при небольших перепадах давления вследствие незначи- тельных размеров пор породы оказываются мало или совсем непроницаемы для жидкостей и газов.

Проницаемость пористой среды зависит не только от размера пор, но и от характера движения в них жидкостей и газов. В связи с этим при изучении фильтрационных свойств нефтегазосодержащих пород, проницаемость определяется не только как параметр, характеризующий свойства пород, но и как па-

217

раметр, характеризующий физико-химические свойства жидкостей и газов, а также условия их движения. Поэтому для характеристики фильтрационных свойств породы введены понятия абсолютной, эффективной è относительной

проницаемости.

Для экспериментального определения проницаемости пласта необходим керн, отбираемый в процессе бурения скважин. Керн имеет слишком малую площадь поперечного сечения по сравнению с общей площадью изучаемого коллектора, приходящейся на одну скважину. По экспериментальным данным получают информацию о проницаемости призабойной зоны матрицы пласта и отдельных его прослоев. Эти данные в сочетании с результатами гидродинами- ческих и геофизических исследований скважин позволяют раздельно оценить проницаемость матрицы коллектора и проницаемость, обусловленную трещиноватостью.

Многочисленные экспериментальные исследования проницаемости горных пород показывают, что в разных направлениях она различна. Такое различие обусловливается, с одной стороны, наличием тонких глинистых перемычек, с другой стороны, – расположением частиц при их осаждении. В отсутствие глинистых перемычек проницаемость гранулярных пород в разных направлениях обычно различается. Неодинакова проницаемость пластов в вертикальном и горизонтальном направлениях, и объясняется это главным образом различной степенью их цементации в этих направлениях, направлением движения флюидов в процессе образования залежей, а также влиянием горного давления. Неоднородность пластов по проницаемости в вертикальном (kâ) и горизонтальном (kã) направлениях характеризуется, как правило, параметром анизотропии, т.е. отношением коэффициентов проницаемости в вертикальном и горизонтальном

направлениях: ƒ = k"/kã .

Неоднородность пород по проницаемости в разных направлениях – один из основных факторов, от которых зависит эффективность разработки нефтяных и газовых месторождений, поэтому определение проницаемости в различ- ных направлениях имеет существенное значение для теории и практики разработки газовых месторождений.

Коэффициент проницаемости, установленный по результатам гидродинамических и геофизических исследований скважин, можно рассматривать лишь в качестве источника информации о горизонтальной проницаемости.

Были предприняты попытки аналитического определения вертикальной и горизонтальной проницаемости. В первом случае возможно использование обратных задач подземной гидродинамики, полученных для анизотропных пластов [85] и др. С применением схематизации, принятой З.С. Алиевым и другими исследователями, в той же работе была сделана попытка оценить вертикальную проницаемость. Однако такой способ определения анизотропии пласта носит весьма приближенный характер, поэтому аналитический способ оценки параметра анизотропии пласта не получил широкого распространения. Только экспериментальные исследования могут дать более точное решение поставленной задачи.

Для экспериментальных исследований используют разнообразные приборы, несмотря на то, что принципиальные схемы их устройства большей частью одинаковы. В настоящее время с помощью экспериментальных исследований образцов керна, так же, как и гидродинамическими и геофизическими методами, определяют только горизонтальную или только вертикальную проницаемость пласта. Для экспериментального определения коэффициента проницаемости в вертикальном или горизонтальном направлении требуется изготовле-

218

ние образца керна, причем в лабораторных условиях этот процесс достаточно трудоемкий и, как правило, не всегда заканчивается удачно. Образец керна из слабосцементированных, трещиноватых и кавернозных коллекторов при изготовлении часто разрушается. На его изготовление расходуются средства, затра- чивается время. С учетом изложенного создание экспериментальной установки и разработка методов определения проницаемости пласта во всех направлениях с минимальными затратами времени, сил и средств представляют большой практический интерес. Следует отметить, что экспериментальные установки и методы, позволяющие одновременно установить проницаемость в разных направлениях, отсутствуют.

Ниже предложен экспериментальный метод определения неоднородности пористой среды по проницаемости при фильтрации в ней только одной жидкой или газовой фазы. Для определения абсолютной проницаемости обычно используют воздух или азот.

Приведены также описание экспериментальной установки и способы, позволяющие определять проницаемость как вертикальную, так и горизонтальную, т.е. проницаемость по окружности.

Описание установки. Для определения проницаемости пород из керна вырезают образец таким образом, чтобы основание цилиндрического образца, отобранного из скважины в процессе бурения, было строго перпендикулярно к образующей цилиндра. Основной элемент экспериментальной установки – это кернодержатель (рис. 2.44). Его отличительной чертой является возможность вращать образец под любым углом, поэтому установка позволяет определить коэффициент проницаемости под любым углом. В принципе это означает, что если раньше изучали только вертикальную или горизонтальную проницаемость пласта путем изготовления образца вдоль напластования или перпендикулярно к нему, то теперь можно учесть бесконечное число промежуточных направлений. При этом вместо изготовления образца в разных направлениях необходимо только вращение образца в кернодержателе.

Возможность вращения образца и определение проницаемости в разных направлениях имеет огромное значение при исследовании трещиноватых кол-

Рис. 2.44. Схема кернодержателя

лекторов. Как известно, трещины развиваются по определенным закономерностям, и, если эти трещины не горизонтальны и не вертикальны, лабораторное изучение таких образцов дает отрицательные результаты. Как правило, из десятка образцов трещиноватых коллекторов только несколько оказываются проницаемыми. Предлагаемая установка, в отличие от других, позволяет определять проницаемость трещиноватых коллекторов независимо от направления изготовления образца.

Существенное значение имеет заделка образца в прибор, которая должна обеспечить его неподвижность в процессе определения проницаемости и исключить возможность утечки газа мимо образца. В этом приборе для крепления образца породы используется резиновая манжета, которая имеет на внутренних стенках две ложбинки для входа и выхода газа. Ложбинки расположены в манжете под углом 180°, что способствует прохождению газа через образец по параллелограмму. Геометрия сечения, по которому фильтруется газ, показана на рис. 2.45. Манжету вставляют в корпус прибора. Чтобы газ не проходил через торец образца, т.е. по его длине, сечения образца заделаны специальным непроницаемым материалом. Газ входит только в ложбинку манжеты. Уникальным в приборе является фиксатор положения образца, который непосредственно соединен с образцом. При вращении ручки фиксатора, а соответственно и образца, при различных режимах определяют необходимые параметры для вычисления проницаемости.

Проведение опыта. В соответствии с принципиальной схемой, основным узлом установки для определения проницаемости в разных направлениях (рис. 2.46) является кернодержатель с исследуемым образцом породы. Давление для обжима образца 5, вставленного в резиновую манжету 6, создается азотом, который подается из баллона 1. Давление, которое может быть доведено до 15 МПа, фиксируется образцовым манометром 4. Через исследуемый образец пропускают сжатый газ. Перепад давления на входе в образец и выходе из него определяют образцовыми манометрами 3 è 7 соответственно. Эксперимент проводят при различных режимах фильтрации газа. После достижения полной ста-

Рис. 2.45. Геометрия сечения фильтрации газа