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.

Исходные данные:

Таблица 10.3

Наименование параметра	Значение параметра
Плотность нефти ρн,кг/м3
- пластовой	745
- при давлении насыщения	737
Пластовое давление рлг, МПа	21
Давление несколько большее чем давление насыщения рнас МПа	14
Диаметр калиброванной трубки вискозиметра D, см	0,650
Диаметры шариков, см-d1	0,638
-d2	0,622
Плотность шарика ρш, кг/м3	7770
Постоянная вискозиметра К·10-3	5,89
Угол наклона вискозиметра φ, град	15

Таблица 10.4

Время падения шарика τ, с	τср, с
При давлении 21 МПа	При давлении 14 МПа
25,78	25,64
25,80
25,79
25,78

Решение:

При проведении опыта выбираем диаметр шарика d_t = 0,638 см, угол наклона вискозиметра φ > 15°, а постоянную К = 0,00589. Вязкость определяем при двух указанных давлени­ях.

Подставляя экспериментальные данные в нижеследующую формулу полу­чим:

---

При пластовом давлении получим:



При давлении несколько большем давления насыщения



Найдем критическое значение вязкости по формуле:

,

где d - диаметр шарика, см.

Коэффициент и критическое число Рейнольдса Re_кр находим по графи­кам в зависимости от отношения диаметров d/D.

При диаметре шарика d₁= 0,638 см d₁/D = 0,982, и Re_кр = 23.

Тогда критическое значение вязкости будет:



Для диаметра шарика d₂ = 0,622 см критическое значение вязкости при d₂/D = 0,957; ; Re_кр = 16



Так как для диаметра шарика d₂= 0,622 см критическое значение вязкости получается выше вязкости пластовой нефти, то выбор шарика d₁= 0,638 см был произведён правильно.

Задача 13.2 Рассчитать коэффициент сверхсжимаемости, плотность и объем нефтяного газа для условий приведенных в табл. 13.3. Компонентной и молярный состав газа указан в табл. 13.4.

Исходные данные:

Таблица 13.3

Наименование параметра	Значение параметра
1 Абсолютное давление р, МПа	4,7
2. Температура Т, К	311
3. Объём газа, добываемого с 1 м3 нефти при р0 = 0,1 МПа и T = 273 К, V0, м3/м3	72
4. Относительная плотность газа	1,119

Решение:

Определяем коэффициент сверхсжимаемости углеводородной части газа для чего исключаем из состава газа азот у_а = 0,069 и пересчитываем концентрацию углеводородных компонентов у' (табл.13.4), используя следующее выражение:

---

Приведенные параметры по данным компонентного состава рассчитываем по формуле:





Относительная плотность углеводородной составляющей газа:


Таблица 13.4. Состав углеводородной части газа, его псевдокритические параметры

Компонентный состав	Объемное содержание yi,.дол.ед	Ркр МПа	ТкрК	М, кг/кмоль	yi·Pкрi	yi·Ткрi	yi·Mi
CH4	0,381	4,7	190,7	16,043	1,79	72,66	6,11
C2H6	0,257	4,9	306,2	30,070	1,26	78,69	7,73
C3H8	0,208	4,3	369,8	44,097	0,89	76,92	9,17
i=C4H10	0,027	3,7	407,2	58,124	0,09	10,99	1,57
n=C4 H10	0,072	3,8	425,2	58,124	0,27	30,61	4,18
i=C5H12	0,019	3,3	461,0	72,151	0,06	8,76	1,37
n=C5H12	0,018	3,4	470,4	72,151	0,06	8,47	1,29
C6H14+выcше	0,012	3,1	508,0	88,178	0,04	6,09	1,06
CO2	0,005	7,4	304,2	44,011	0,04	1,52	0,22
Ʃ	1,0				4,50	294,7	32,70

---

Приведенные параметры углеводородной части газа определяем по формуле:





Коэффициент сверхсжимаемости углеводородной части газа, определенный по компонентному составу и кривым Брауна и Катца, составляет , рассчитанный по аппроксимационной формуле при 0 < р₀ < 1,45 и 1,05 < T_пр < 1,17:

Коэффициент сверхсжимаемости азота:





Коэффициент сверхсжимаемости нефтяного газа:



Плотность газа при р = 4,7 МПа и Т = 311 К, учитывая, что его плотность при нормальных условиях ρ_го=1,447 кг/м³, составляет:



Объем газа, добываемого с 1 м³ нефти при р = 4,7 МПа и Т = 311 К, составляет:



Задача 15.1 Определить величину межфазного натяжения на границе дегазиро­ванная нефть-пластовая вода, гели известны результаты, полученные на сталаг­мометре и исходные данные (табл 15.1).

Принимаем плотность октана ρ₀ и дистиллированной воды ρ_в равными соответственно 713 и 1000 кг/м³.

Исходные данные:

Таблица 15.1.

Наименование параметра	Значение параметра
Объем всплывшей капли V, дел шкалы:
а) октана	67
б) нефти	74
Поверхностное натяжение октана на гра­нице с дистиллированной водой σ0, мН/м	50,98
Плотность, кг/м3:
а) пластовой воды	1079
б) дегазированной нефти	912

---

Решение:

Определяем постоянную капилляра по формуле:



Рассчитываем коэффициент поверхностного натяжения σна границе нефть-пластовая вода:



Задача 15.2 Определить коэффициент поверхностного натяжения σпластовой воды на границе с углеводородным газом, если в капилляре с диаметром d, она поднимается на высоту h. Плотность жидкости ρ, краевой угол избирательного смачивания θ.

Исходные данные:

Таблица 15.2

Наименование параметра	Значение параметра
Диаметр капилляра d,мм	0,25
Высота подъёма воды h, мм	2,8
Плотность пластовой воды ρ, г/см3	1,39
Краевой угол избирательного сма­чивания θ град.	23

Решение:

Коэффициент поверхностного натяжения пластовой воды на границе с углеводородным газом с использованием капилляра определяется по формуле:




Задача 16.2 Рассчитать компонентный состав пластовой нефти, используя данные приведенные в табл. 16.2 и 16.3.

Исходные данные:

Таблица 16.2

Наименование параметра	Значение параметра
Газонасыщенностъ нефти Г0, m3/m3	115
Молярная масса сепарированной нефти Мн,кг/кмоль	230
Плотность сепарированной нефти при 20 °С и 0,1 МПа, ρн, кг/м3	843
Объемное содержание компонентов в газе однократно раз газированной неф­ти до 0,1 МПа при 20 °С, %
- метан	45,4
- этан	28,3
- пропан	15,1
- изобутан	1,2
- бутан	4,2
- пентан	5,8

---

Смотрите также файлы

• Как разработать программу внеурочной деятельности школьников.rtf

• Составитель Сидакова Д. Р.docx

• Реферат Преподаватель С. В. Девяткин " " 2023 г. Студент группы 2061зо.docx

• Исторические этапы развития авторского права в России.pdf

• .docx