ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 06.11.2023
Просмотров: 242
Скачиваний: 4
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
2/с) или квадратный миллиметр на секунду (мм2/с). 1 мм2/с = 10-6 м2/с.
В нефтепромысловой практике кинематическую вязкость измеряют в Стоксах (Ст) или сантистоксах (сСт). 1 Ст = 10-4 м2/с; 1 сСт = 10-6 м2/с = 1 мм2/с.
При пересчетах абсолютной вязкости газа в кинематическую значения плотности
или удельного веса 
берутся при рассматриваемых давлениях и температурах.
Учет влияния на вязкость азота —
(3.27)
Природа вязкости газов и жидкостей.В газах расстояние между молекулами существенно больше радиуса действия молекулярных сил, поэтому вязкость газов – следствие хаотического (теплового) движения молекул, сопровождающее переносом от слоя к слою определённого количества движения, в результате медленные слои ускоряются, а более быстрые замедляются. Работа внешних сил, уравновешивающих вязкое сопротивление и поддерживающее установившееся течение, полностью переходит в теплоту.
В жидкостях, где расстояние между молекулами много меньше, чем в газах, вязкость обусловлена молекулярным взаимодействием, ограничивающим подвижность молекул. В жидкости молекула может проникнуть в соседний слой лишь при образовании в нём полости, достаточной для перескакивания туда молекулы. На образование полости (на «рыхление» жидкости) расходуется так называемая энергия активации вязкого течения.
При больших давлениях (больше 10 – 15 МПА) газы становятся не идеальными, так как средние расстояния между молекулами становятся сравнимыми с радиусом межмолекулярного взаимодействия, и природа вязкости газов становится аналогичной жидкости.
3.4.2. Качественная зависимость вязкости газов и жидкостей от температуры.
В идеальном газе вязкость
не зависит от плотности (давления), а определяется величинами средней скорости и длиной свободного пробега молекул. Так как средняя скорость возрастает с повышением температуры
(несколько возрастает также и длина свободного пробега), то вязкость газов увеличивается при нагревании (пропорционально корню квадратному от температуры) (рисунок 9). Присутствие неуглеводородных компонентов в газе повышает вязкость природного газа.
В жидкостях энергия активации уменьшается сростом температуры и понижением давления. В этом состоит одна из причин резкого снижения вязкости жидкостей с повышением температуры и роста её при высоких давлениях.
В силу того, что при больших давлениях газы приобретают свойства жидкости, то при давлениях больших 10 – 15 МПа вязкость природных газов падает с ростом температуры (рисунок 9), но само значение вязкости повышается с ростом давления.
Рис. 9. Вязкость природного газа при различных значениях давлениях и температуры
3.4.3. Теплоёмкость
Теплоемкостью С называют количество теплоты, необходимое для нагревания единицы массы или объема вещества на 1 °С.
Удельная теплоемкость - отношение теплоёмкости к единице количества газа.
Для газов обычно различают теплоемкости при постоянном объеме Сv и постоянном давлении Cp. Сv связана с процессом, характеризующимся тем, что при неизменности объема вся энергия, сообщаемая газу в форме теплоты, затрачивается на увеличение внутренней энергии газа. Cp связана с процессом, характеризующимся тем, что, нагревая тело, предоставляют ему возможность расширяться при неизменном давлении. Таким образом, часть сообщенной телу теплоты идет на производство работы расширения. Поэтому
.
Для идеальных газов между Cp и Сv существует следующее соотношение:
, где 
— газовая постоянная.
В области давлений, где газы считаются идеальными, значения теплоемкостей постоянны. Однако для реальных газов значения теплоемкости изменяются в зависимости от давления и температуры.
Для смеси газов теплоемкость определяется по сумме теплоемкости входящих компонентов по формуле:
, (3.28)
где Ci - теплоемкости отдельных компонентов смеси; yi — объемное (молярное) содержание компонентов в долях единицы;
– число компонент.
Связь молярной теплоемкости углеводородных и неуглеводородных компонент. При изобарическом процессе молярная теплоёмкость неуглеводородных компонентов природных газов (азота, углекислого газа, сероводорода) равна примерно половине теплоёмкости углеводорода с одинаковой молекулярной массой при одной и той же температуре.
Связь молярной теплоемкости с массовой. Массовая теплоёмкость равна отношению молярной теплоёмкости к молекулярной массе газа Mi, т.е. массе киломоля
-го компонента, кг/моль.
3.4.4. Дросселирование газа. Коэффициент Джоуля-Томсона
Дросселирование — расширение газа при прохождении через дроссель - местное сопротивление (вентиль, кран и т.д.), сопровождающее изменением температуры.
Отношение изменения температуры газа в результате его изоэнтальпийного расширения (дросселирования) к изменению давления называется дроссельным эффектом, или эффектом Джоуля-Томсона.
При охлаждении газа эффект считается положительным, при нагревании его — отрицательным.
Изменение температуры при снижении давления на 1атм (0.1Мпа) называется коэффициентом Джоуля-Томсона. Этот коэффициент изменяется в широких пределах и может иметь положительный или отрицательный знак.
Изменение температуры газа в процессе изоэнтальпийного расширения при значительном перепаде давления на дросселе называется интегральным дроссель-эффектом. Это изменение можно определить по соотношению:
. (3.29)
Интегральный коэффициент Джоуля-Томсона для природного газа изменяется от 2 до 4 К/МПа в зависимости от состава газа, падения давления и начальной температуры газа. Для приближенных расчетов среднее значение коэффициента Джоуля-Томсона можно принять равным 3 К/МПа.
3.4.5. Влажность природных газов
Природный газ в пластовых условиях всегда насыщен парами воды, так в газоносных породах всегда содержится связанная, подошвенная или краевая вода.
Влажность газа характеризуется концентрацией воды в паровой фазе системы газ — вода. Обычно она выражается массой паров воды, приходящейся на единицу массы сухого газа (массовая влажность) или числом молей паров воды, приходящейся на моль сухого газа (молярная влажность).
Абсолютная влажность W характеризуется количеством водяного пара в единице объема газовой смеси, приведенной к нормальным условиям (T0 К, p = 0,1 МПа), измеряется в г/м3 или кг/1000м3.
Относительная влажность — отношение абсолютной влажности к максимальной, соответствующей полному насыщению парами воды, при данной температуре и давлении (в %). Полное насыщение оценивается в 100 %.
Факторы, определяющие влагосодержание природных газов: давление, температура, состав газа, количество солей, растворенных в воде, контактирующей с данным газом.
Методы определения влагосодержания: экспериментально, по аналитическим уравнениям или номограммам, составленным при обработке экспериментальных или расчетных данных.
Влияние неуглеводородных компонент (углекислого газа и сероводорода) - увеличивает их влагосодержание. Наличие азота приводит к уменьшению влагосодержанияю, так как он способствует уменьшению отклонения газовой смеси от идеального газа и менее растворим в воде. С увеличение плотности (или молекулярной массы газа), за счет роста количества тяжелых углеводородов, влажность газа уменьшается из-за взаимодействия молекул тяжелых углеводородов с молекулами воды. Наличие в пластовой воде растворенных солей уменьшает влагосодержание газа, так как при растворении солей в воде снижается парциальное давление паров воды.
При уменьшении температуры происходит уменьшение влагосодержания, а при падении давления его увеличение.
4. ФАЗОВЫЕ СОСТОЯНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ
В процессе разработки месторождений в пластах непрерывно изменяются давление, температура. Это сопровождается непрерывным изменением состава газовой и жидкой фаз и переходом различных углеводородов из одной фазы в другую. Особенно быстро такие превращения происходят при движении нефти по стволу скважины от забоя к устью.
Дальнейшее движение нефти и газа к потребителю также сопровождается непрерывными фазовыми превращениями. Закономерности фазовых переходов и фазовое состояние газонефтяных смесей при различных условиях необходимо знать для решения многих задач.
Интенсивность выделения газовой фазы из нефти зависит от многих факторов, основными из которых являются:
- темп снижения давления и температуры при движении нефтяного потока;
- наличие в составе нефти лёгких углеводородов (С2–С6);
- молекулярная масса нефти;
4.1. Схема фазовых превращений однокомпонентных систем
Углеводородные газы, подобно всем индивидуальным веществам, изменяют свой объём при изменении давления и температуры. На рис. 10. представлена диаграмма фазового состояния для чистого этана. Каждая из кривых соответствует фазовым изменениям при постоянной температуре и имеет три участка. Слева от пунктирной линии отрезок соответствует газовой фазе, горизонтальный участок – двухфазной газожидкостной области, левый участок – жидкой фазе. Отрезок пунктирной линии вправо от
Рис. 10. Диаграмма фазового состояния чистого метана
максимума в точке С называется кривой точек конденсации (или точек росы), а влево от максимума – кривой точек парообразования (кипения). В точке С пунктирной линии кривые парообразования и конденсации сливаются. Эта точка называется критической.
С приближением температуры и давления к критическим значениям свойства газовой и жидкой фаз становятся одинаковыми, поверхность раздела между ними исчезает, и плотности их уравниваются. Следовательно, с приближением к критической точке по кривой начала кипения плотность жидкой фазы будет непрерывно убывать. Если же к ней приближаться по линии точек конденсации, то плотность пара будет непрерывно возрастать.
Для индивидуальных углеводородов граничным давлением (при данной температуре) между жидкой и газовой фазой является давление упругости паров, при котором происходит конденсация или испарение. Обе фазы (жидкость и пар) при данной темпера-туре присутствуют в системе только в том случае, если давление равно упругости насыщенного пара над жидкостью. Давление, при котором газ начинает конденсироваться, называется давлением насыщения для газа.
Фазовые превращения углеводородов можно также представить в координатах давление-температура (рис. 11). Для однокомпонентной системы кривая давления насыщенного пара на графике давление-температура является одновременно кривой точек начала кипения и линией точек росы. При всех других давлениях и температурах вещество находится в однофазном состоянии.
В нефтепромысловой практике кинематическую вязкость измеряют в Стоксах (Ст) или сантистоксах (сСт). 1 Ст = 10-4 м2/с; 1 сСт = 10-6 м2/с = 1 мм2/с.
При пересчетах абсолютной вязкости газа в кинематическую значения плотности
или удельного веса берутся при рассматриваемых давлениях и температурах.Учет влияния на вязкость азота —
(3.27)Природа вязкости газов и жидкостей.В газах расстояние между молекулами существенно больше радиуса действия молекулярных сил, поэтому вязкость газов – следствие хаотического (теплового) движения молекул, сопровождающее переносом от слоя к слою определённого количества движения, в результате медленные слои ускоряются, а более быстрые замедляются. Работа внешних сил, уравновешивающих вязкое сопротивление и поддерживающее установившееся течение, полностью переходит в теплоту.
В жидкостях, где расстояние между молекулами много меньше, чем в газах, вязкость обусловлена молекулярным взаимодействием, ограничивающим подвижность молекул. В жидкости молекула может проникнуть в соседний слой лишь при образовании в нём полости, достаточной для перескакивания туда молекулы. На образование полости (на «рыхление» жидкости) расходуется так называемая энергия активации вязкого течения.
При больших давлениях (больше 10 – 15 МПА) газы становятся не идеальными, так как средние расстояния между молекулами становятся сравнимыми с радиусом межмолекулярного взаимодействия, и природа вязкости газов становится аналогичной жидкости.
3.4.2. Качественная зависимость вязкости газов и жидкостей от температуры.
В идеальном газе вязкость
не зависит от плотности (давления), а определяется величинами средней скорости и длиной свободного пробега молекул. Так как средняя скорость возрастает с повышением температуры
(несколько возрастает также и длина свободного пробега), то вязкость газов увеличивается при нагревании (пропорционально корню квадратному от температуры) (рисунок 9). Присутствие неуглеводородных компонентов в газе повышает вязкость природного газа.В жидкостях энергия активации уменьшается сростом температуры и понижением давления. В этом состоит одна из причин резкого снижения вязкости жидкостей с повышением температуры и роста её при высоких давлениях.
В силу того, что при больших давлениях газы приобретают свойства жидкости, то при давлениях больших 10 – 15 МПа вязкость природных газов падает с ростом температуры (рисунок 9), но само значение вязкости повышается с ростом давления.
Рис. 9. Вязкость природного газа при различных значениях давлениях и температуры
3.4.3. Теплоёмкость
Теплоемкостью С называют количество теплоты, необходимое для нагревания единицы массы или объема вещества на 1 °С.
Удельная теплоемкость - отношение теплоёмкости к единице количества газа.
Для газов обычно различают теплоемкости при постоянном объеме Сv и постоянном давлении Cp. Сv связана с процессом, характеризующимся тем, что при неизменности объема вся энергия, сообщаемая газу в форме теплоты, затрачивается на увеличение внутренней энергии газа. Cp связана с процессом, характеризующимся тем, что, нагревая тело, предоставляют ему возможность расширяться при неизменном давлении. Таким образом, часть сообщенной телу теплоты идет на производство работы расширения. Поэтому
.Для идеальных газов между Cp и Сv существует следующее соотношение:
, где — газовая постоянная.В области давлений, где газы считаются идеальными, значения теплоемкостей постоянны. Однако для реальных газов значения теплоемкости изменяются в зависимости от давления и температуры.
Для смеси газов теплоемкость определяется по сумме теплоемкости входящих компонентов по формуле:
, (3.28)
где Ci - теплоемкости отдельных компонентов смеси; yi — объемное (молярное) содержание компонентов в долях единицы;
– число компонент.Связь молярной теплоемкости углеводородных и неуглеводородных компонент. При изобарическом процессе молярная теплоёмкость неуглеводородных компонентов природных газов (азота, углекислого газа, сероводорода) равна примерно половине теплоёмкости углеводорода с одинаковой молекулярной массой при одной и той же температуре.
Связь молярной теплоемкости с массовой. Массовая теплоёмкость равна отношению молярной теплоёмкости к молекулярной массе газа Mi, т.е. массе киломоля
-го компонента, кг/моль.3.4.4. Дросселирование газа. Коэффициент Джоуля-Томсона
Дросселирование — расширение газа при прохождении через дроссель - местное сопротивление (вентиль, кран и т.д.), сопровождающее изменением температуры.
Отношение изменения температуры газа в результате его изоэнтальпийного расширения (дросселирования) к изменению давления называется дроссельным эффектом, или эффектом Джоуля-Томсона.
При охлаждении газа эффект считается положительным, при нагревании его — отрицательным.
Изменение температуры при снижении давления на 1атм (0.1Мпа) называется коэффициентом Джоуля-Томсона. Этот коэффициент изменяется в широких пределах и может иметь положительный или отрицательный знак.
Изменение температуры газа в процессе изоэнтальпийного расширения при значительном перепаде давления на дросселе называется интегральным дроссель-эффектом. Это изменение можно определить по соотношению:
. (3.29)Интегральный коэффициент Джоуля-Томсона для природного газа изменяется от 2 до 4 К/МПа в зависимости от состава газа, падения давления и начальной температуры газа. Для приближенных расчетов среднее значение коэффициента Джоуля-Томсона можно принять равным 3 К/МПа.
3.4.5. Влажность природных газов
Природный газ в пластовых условиях всегда насыщен парами воды, так в газоносных породах всегда содержится связанная, подошвенная или краевая вода.
Влажность газа характеризуется концентрацией воды в паровой фазе системы газ — вода. Обычно она выражается массой паров воды, приходящейся на единицу массы сухого газа (массовая влажность) или числом молей паров воды, приходящейся на моль сухого газа (молярная влажность).
Абсолютная влажность W характеризуется количеством водяного пара в единице объема газовой смеси, приведенной к нормальным условиям (T0 К, p = 0,1 МПа), измеряется в г/м3 или кг/1000м3.
Относительная влажность — отношение абсолютной влажности к максимальной, соответствующей полному насыщению парами воды, при данной температуре и давлении (в %). Полное насыщение оценивается в 100 %.
Факторы, определяющие влагосодержание природных газов: давление, температура, состав газа, количество солей, растворенных в воде, контактирующей с данным газом.
Методы определения влагосодержания: экспериментально, по аналитическим уравнениям или номограммам, составленным при обработке экспериментальных или расчетных данных.
Влияние неуглеводородных компонент (углекислого газа и сероводорода) - увеличивает их влагосодержание. Наличие азота приводит к уменьшению влагосодержанияю, так как он способствует уменьшению отклонения газовой смеси от идеального газа и менее растворим в воде. С увеличение плотности (или молекулярной массы газа), за счет роста количества тяжелых углеводородов, влажность газа уменьшается из-за взаимодействия молекул тяжелых углеводородов с молекулами воды. Наличие в пластовой воде растворенных солей уменьшает влагосодержание газа, так как при растворении солей в воде снижается парциальное давление паров воды.
При уменьшении температуры происходит уменьшение влагосодержания, а при падении давления его увеличение.
4. ФАЗОВЫЕ СОСТОЯНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ
В процессе разработки месторождений в пластах непрерывно изменяются давление, температура. Это сопровождается непрерывным изменением состава газовой и жидкой фаз и переходом различных углеводородов из одной фазы в другую. Особенно быстро такие превращения происходят при движении нефти по стволу скважины от забоя к устью.
Дальнейшее движение нефти и газа к потребителю также сопровождается непрерывными фазовыми превращениями. Закономерности фазовых переходов и фазовое состояние газонефтяных смесей при различных условиях необходимо знать для решения многих задач.
Интенсивность выделения газовой фазы из нефти зависит от многих факторов, основными из которых являются:
- темп снижения давления и температуры при движении нефтяного потока;
- наличие в составе нефти лёгких углеводородов (С2–С6);
- молекулярная масса нефти;
-
вязкость нефти. -
4.1. Схема фазовых превращений однокомпонентных систем
Углеводородные газы, подобно всем индивидуальным веществам, изменяют свой объём при изменении давления и температуры. На рис. 10. представлена диаграмма фазового состояния для чистого этана. Каждая из кривых соответствует фазовым изменениям при постоянной температуре и имеет три участка. Слева от пунктирной линии отрезок соответствует газовой фазе, горизонтальный участок – двухфазной газожидкостной области, левый участок – жидкой фазе. Отрезок пунктирной линии вправо от
Рис. 10. Диаграмма фазового состояния чистого метана
максимума в точке С называется кривой точек конденсации (или точек росы), а влево от максимума – кривой точек парообразования (кипения). В точке С пунктирной линии кривые парообразования и конденсации сливаются. Эта точка называется критической.
С приближением температуры и давления к критическим значениям свойства газовой и жидкой фаз становятся одинаковыми, поверхность раздела между ними исчезает, и плотности их уравниваются. Следовательно, с приближением к критической точке по кривой начала кипения плотность жидкой фазы будет непрерывно убывать. Если же к ней приближаться по линии точек конденсации, то плотность пара будет непрерывно возрастать.
Для индивидуальных углеводородов граничным давлением (при данной температуре) между жидкой и газовой фазой является давление упругости паров, при котором происходит конденсация или испарение. Обе фазы (жидкость и пар) при данной темпера-туре присутствуют в системе только в том случае, если давление равно упругости насыщенного пара над жидкостью. Давление, при котором газ начинает конденсироваться, называется давлением насыщения для газа.
Фазовые превращения углеводородов можно также представить в координатах давление-температура (рис. 11). Для однокомпонентной системы кривая давления насыщенного пара на графике давление-температура является одновременно кривой точек начала кипения и линией точек росы. При всех других давлениях и температурах вещество находится в однофазном состоянии.