Добавлен: 11.01.2024
Просмотров: 590
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
/ ρВ. (4.2)
Величины плотность нефти (ρн) и удельный вес нефти (dн) не всегда совпадают. Под удельным весом понимается отношение веса нефти к весу воды того же объёма.
Обычно плотность сепарированных нефтей колеблется в пределах 820-950 кг/м3. По величине плотности нефти условно разделяют на три группы: легкие (820-860), средние (860-900) и тяжелые с плотность 900-950 кг/м3. Цифры в скобках характеризуют интервалы распределения функции плотности для нефтей месторождений Западной Сибири.
Чем меньше плотность нефти, тем выше выход светлых фракций. С возрастанием температуры плотность нефтей дегазированных (сепарированных) уменьшается. Зависимость плотности нефти (ρ, кг/м3) от температуры (Т, оС) оценивается выражением:
ρ(Т) = ρ20 · [1 + ζ (20 – Т)], (4.3)
где ρ20 – плотность нефти при 20оС;
ζ – коэффициент объёмного расширения (табл. 4.1).
Таблица 4.1
Значения коэффициента объёмного расширения
Рассмотрим пример. Плотность нефти при температуре 20оС (ρ20) равна 870 кг/м3. Какова плотность этой же нефти при температуре 10оС?
Решение. Воспользуемся выражением (4.3) получим:
Ρ10 = 870 · [1 + 0,000782 (20 – 10)] = 876,8 кг/м3.
Несмотря на то, что все нефти являются слабо сжимаемыми жидкостями, при увеличении давления плотности нефтей возрастают, а при уменьшении – уменьшаются, хотя эти изменения малы по сравнению с их номинальными значениями.
Изменение плотности нефти при изменении давления можно оценить, используя зависимости:
ρ (Р) = ρ20 · [1 + β · (Р – 1)] (4.4)
или ρ (Р) = ρ20 · [1 + (Р – 1) / К], (4.5)
где ρ20 – плотность нефти при стандартных условиях;
β – коэффициент сжимаемости нефти, 1/Па;
К – модуль упругости нефти, Па.
Среднее значение коэффициента сжимаемости нефти (β) составляет 0, 00078 МПа
-1, среднее значение модуля упругости нефти (К =1/β) составляет ≈ 1,3 · 109 Па.
Рассмотрим пример. Плотность нефти при давлении 0,1 МПа равна 870 кг/м3. Какова будет плотность этой же нефти при давлении 6,0 МПа, если температура не изменяется?
Решение. Воспользуемся формулой (4.5) и получим:
Ρ6,0 = 870 · [1 + (6,0 – 0,1) · 106 / 1,3 · 109] ≈ 874 кг/м3.
Плотность пластовой нефти зависит от состава нефти, пластовых давлений (рис. 4.1) и температур, количества растворённого газа.
С увеличением пластового давления плотность нефтей уменьшается до давления равного давлению насыщения, за счет увеличения количества растворенного в ней газа. Эта закономерность значительна при насыщении нефти углеводородными газами.
С увеличением количества растворенного углеводородного газа величина плотности уменьшается. Однако, не все газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на величину её плотности. Плотность нефтей при насыщении азотом или углекислым газом несколько возрастает с увеличением давления.
Рис. 4.1. Изменение плотности пластовой нефти в зависимости от давления
С повышением температуры в области давлений меньше давления насыщения плотность пластовых нефтей будет возрастать.
В залежи величина плотности возрастает от купола к крыльям и к подошве, что объясняется функцией распределения растворенного газа.
4.2. Вязкость нефти
Вязкость – важнейшее технологическое свойство нефтяной системы. Величина вязкости учитывается при оценке скорости фильтрации в пласте, при выборе типа вытесняющего агента, при расчете мощности насоса добычи нефти и др.
Нефть – неидеальная система.
С точки зрения химии углеводороды и гетероатомные соединения взаимодействуют друг с другом, за счет физического, Ван-дер-Ваальсов-ского взаимодействия – кулоновское, диполь-дипольное, ориентационное, индукционное, дисперсионное.
С точки зрения математики все наблюдаемые макропараметры нефтяных систем нельзя рассчитывать по принципу аддитивности. Параметр вязкость наиболее тесно отражает эти взаимодействия и коррелирует со степенью их проявления.
Вязкость (абсолютная, динамическая) характеризует силу трения (внутреннего сопротивления), возникающую между двумя смежными слоями внутри жидкости или газа на единицу поверхности при их взаимном перемещении (рис. 4.2).
Динамическая вязкость определяется по уравнению Ньютона:
, (4.6)
где А – площадь перемещающихся слоёв жидкости или газа (рис. 4.2);
F – сила, требующаяся для поддержания разницы скоростей движения между слоями на величину dv;
dy – расстояние между движущимися слоями жидкости (газа);
dv – разность скоростей движущихся слоёв жидкости (газа).
μ – коэффициент пропорциональности, абсолютная, динамическая вязкость.
Рис. 4.2. Движение двух слоёв жидкости относительно друг друга
Размерность динамической вязкости определяется из уравнения Ньютона:
С вязкостью связан параметр – текучесть () – величина обратная вязкости:
. (4.7)
Кроме динамической вязкости для расчётов используют также параметр кинематическую вязкость – свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению одной части жидкости относительно другой с учётом силы тяжести.
. (4.8)
Единицы измерения кинематической вязкости:
– система СИ – [м2/с, мм2/с];
– система СГС – [стокс (ст), сантистокс (сст)]; 1сст =1·10-4 м2/с.
Вязкость сепарированной нефти с возрастанием температуры уменьшается, а с возрастанием давления увеличивается.
С увеличением молекулярного веса фракции, температурного интервала выкипания фракции, плотности величина вязкости возрастает .
Вязкость нефти уменьшается с повышением количества углеводородного газа растворенного в ней, и тем больше, чем выше молекулярная масса газа (рис. 4.3).
При увеличением молекулярной массы углеводородного компонента от СН
4 к С4Н10, растворенного в нефти вязкость нефтей будет уменьшаться, за счет увеличения доли неполярных соединений (газ идеальная система).
Однако не все компоненты газа подчиняются такой закономерности. С увеличением количества азота растворенного в нефти вязкость нефтей в пластовых условиях будет возрастать.
С увеличением молекулярной массы жидкого углеводородного компонента от С5Н12 и выше, растворенного в нефти вязкость нефтей будет возрастать, за счет увеличения доли полярных компонентов (нефть неидеальная система).
Рис. 4.3. Изменение вязкости нефти Балаханского месторождения при насыщении ее газом
Вязкость смесей аренов больше вязкости смесей алканов. Поэтому, нефти с высоким содержанием ароматических углеводородов более вязкие чем нефти парафинового основания
Чем больше в нефти содержится смол и асфальтенов (больше полярных компонентов), тем выше вязкость.
Вязкость "сырых" нефтей больше вязкости сепарированных.
Как правила, величина вязкости нефти коррелирует с величиной плотностью или удельным весом нефти.
Вязкость пластовой нефти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной нефти, вследствие большого количества растворённого газа, содержащегося в ней, пластовых температур.
Повышение температуры вызывает уменьшение вязкости нефти (рис. 4.4. а). Повышение давления, ниже давления насыщения приводит к увеличению газового фактора и, как следствие, к уменьшению вязкости. Повышение давления выше давления насыщения для пластовой нефти приводит к увеличению величины вязкости (рис. 4.4. б).
Минимальная величина вязкости имеет место, когда давление в пласте становится равным пластовому давлению насыщения (рис. 4.4. б).
По данным Г.Ф. Требина вязкость нефти в пластовых условиях различных месторождений изменяется от сотен мПас до десятых долей мПас (около 25 % залежей), от 1 до 7 мПас (около 50 % залежей) и от 5 до 30 мПас (около 25 %).
Рис. 4.4. Изменение вязкости пластовой нефти от температуры (а) и давления (б)
Однако известны месторождения нефти, вязкость которых в пластовых условиях достигает значительной величины: Русское месторождение Тюменской области (μ ≈ 700-800 мПас), залежи Ухтинского месторождения Коми (μ ≈ 2300 мПас), пески оз. Атабаска в Канаде.
В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости сепарированной нефти.
Величины плотность нефти (ρн) и удельный вес нефти (dн) не всегда совпадают. Под удельным весом понимается отношение веса нефти к весу воды того же объёма.
Обычно плотность сепарированных нефтей колеблется в пределах 820-950 кг/м3. По величине плотности нефти условно разделяют на три группы: легкие (820-860), средние (860-900) и тяжелые с плотность 900-950 кг/м3. Цифры в скобках характеризуют интервалы распределения функции плотности для нефтей месторождений Западной Сибири.
Чем меньше плотность нефти, тем выше выход светлых фракций. С возрастанием температуры плотность нефтей дегазированных (сепарированных) уменьшается. Зависимость плотности нефти (ρ, кг/м3) от температуры (Т, оС) оценивается выражением:
ρ(Т) = ρ20 · [1 + ζ (20 – Т)], (4.3)
где ρ20 – плотность нефти при 20оС;
ζ – коэффициент объёмного расширения (табл. 4.1).
Таблица 4.1
Значения коэффициента объёмного расширения
| ρ, кг/м3 | ζ, 1/оС | ρ, кг/м3 | ζ, 1/оС |
| 800-819 | 0,000937 | 900-919 | 0,000693 |
| 820-839 | 0,000882 | 920-939 | 0,000650 |
| 840-859 | 0,000831 | 940-959 | 0,000607 |
| 860-879 | 0,000782 | 960-979 | 0,000568 |
| 880-899 | 0,000738 | 980-999 | 0,000527 |
Рассмотрим пример. Плотность нефти при температуре 20оС (ρ20) равна 870 кг/м3. Какова плотность этой же нефти при температуре 10оС?
Решение. Воспользуемся выражением (4.3) получим:
Ρ10 = 870 · [1 + 0,000782 (20 – 10)] = 876,8 кг/м3.
Несмотря на то, что все нефти являются слабо сжимаемыми жидкостями, при увеличении давления плотности нефтей возрастают, а при уменьшении – уменьшаются, хотя эти изменения малы по сравнению с их номинальными значениями.
Изменение плотности нефти при изменении давления можно оценить, используя зависимости:
ρ (Р) = ρ20 · [1 + β · (Р – 1)] (4.4)
или ρ (Р) = ρ20 · [1 + (Р – 1) / К], (4.5)
где ρ20 – плотность нефти при стандартных условиях;
β – коэффициент сжимаемости нефти, 1/Па;
К – модуль упругости нефти, Па.
Среднее значение коэффициента сжимаемости нефти (β) составляет 0, 00078 МПа
-1, среднее значение модуля упругости нефти (К =1/β) составляет ≈ 1,3 · 109 Па.
Рассмотрим пример. Плотность нефти при давлении 0,1 МПа равна 870 кг/м3. Какова будет плотность этой же нефти при давлении 6,0 МПа, если температура не изменяется?
Решение. Воспользуемся формулой (4.5) и получим:
Ρ6,0 = 870 · [1 + (6,0 – 0,1) · 106 / 1,3 · 109] ≈ 874 кг/м3.
Плотность пластовой нефти зависит от состава нефти, пластовых давлений (рис. 4.1) и температур, количества растворённого газа.
С увеличением пластового давления плотность нефтей уменьшается до давления равного давлению насыщения, за счет увеличения количества растворенного в ней газа. Эта закономерность значительна при насыщении нефти углеводородными газами.
С увеличением количества растворенного углеводородного газа величина плотности уменьшается. Однако, не все газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на величину её плотности. Плотность нефтей при насыщении азотом или углекислым газом несколько возрастает с увеличением давления.
Рис. 4.1. Изменение плотности пластовой нефти в зависимости от давления
С повышением температуры в области давлений меньше давления насыщения плотность пластовых нефтей будет возрастать.
В залежи величина плотности возрастает от купола к крыльям и к подошве, что объясняется функцией распределения растворенного газа.
4.2. Вязкость нефти
Вязкость – важнейшее технологическое свойство нефтяной системы. Величина вязкости учитывается при оценке скорости фильтрации в пласте, при выборе типа вытесняющего агента, при расчете мощности насоса добычи нефти и др.
Нефть – неидеальная система.
С точки зрения химии углеводороды и гетероатомные соединения взаимодействуют друг с другом, за счет физического, Ван-дер-Ваальсов-ского взаимодействия – кулоновское, диполь-дипольное, ориентационное, индукционное, дисперсионное.
С точки зрения математики все наблюдаемые макропараметры нефтяных систем нельзя рассчитывать по принципу аддитивности. Параметр вязкость наиболее тесно отражает эти взаимодействия и коррелирует со степенью их проявления.
Вязкость (абсолютная, динамическая) характеризует силу трения (внутреннего сопротивления), возникающую между двумя смежными слоями внутри жидкости или газа на единицу поверхности при их взаимном перемещении (рис. 4.2).
Динамическая вязкость определяется по уравнению Ньютона:
, (4.6)где А – площадь перемещающихся слоёв жидкости или газа (рис. 4.2);
F – сила, требующаяся для поддержания разницы скоростей движения между слоями на величину dv;
dy – расстояние между движущимися слоями жидкости (газа);
dv – разность скоростей движущихся слоёв жидкости (газа).
μ – коэффициент пропорциональности, абсолютная, динамическая вязкость.
Рис. 4.2. Движение двух слоёв жидкости относительно друг друга
Размерность динамической вязкости определяется из уравнения Ньютона:
-
система СИ – [Пас, мПас]; -
система СГС – [пуаз (пз), сантипуз (спз)] = [г/ (смс)].
С вязкостью связан параметр – текучесть () – величина обратная вязкости:
. (4.7) Кроме динамической вязкости для расчётов используют также параметр кинематическую вязкость – свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению одной части жидкости относительно другой с учётом силы тяжести.
. (4.8)Единицы измерения кинематической вязкости:
– система СИ – [м2/с, мм2/с];
– система СГС – [стокс (ст), сантистокс (сст)]; 1сст =1·10-4 м2/с.
Вязкость сепарированной нефти с возрастанием температуры уменьшается, а с возрастанием давления увеличивается.
С увеличением молекулярного веса фракции, температурного интервала выкипания фракции, плотности величина вязкости возрастает .
Вязкость нефти уменьшается с повышением количества углеводородного газа растворенного в ней, и тем больше, чем выше молекулярная масса газа (рис. 4.3).
При увеличением молекулярной массы углеводородного компонента от СН
4 к С4Н10, растворенного в нефти вязкость нефтей будет уменьшаться, за счет увеличения доли неполярных соединений (газ идеальная система).
Однако не все компоненты газа подчиняются такой закономерности. С увеличением количества азота растворенного в нефти вязкость нефтей в пластовых условиях будет возрастать.
С увеличением молекулярной массы жидкого углеводородного компонента от С5Н12 и выше, растворенного в нефти вязкость нефтей будет возрастать, за счет увеличения доли полярных компонентов (нефть неидеальная система).
Рис. 4.3. Изменение вязкости нефти Балаханского месторождения при насыщении ее газом
Вязкость смесей аренов больше вязкости смесей алканов. Поэтому, нефти с высоким содержанием ароматических углеводородов более вязкие чем нефти парафинового основания
Чем больше в нефти содержится смол и асфальтенов (больше полярных компонентов), тем выше вязкость.
Вязкость "сырых" нефтей больше вязкости сепарированных.
Как правила, величина вязкости нефти коррелирует с величиной плотностью или удельным весом нефти.
Вязкость пластовой нефти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной нефти, вследствие большого количества растворённого газа, содержащегося в ней, пластовых температур.
Повышение температуры вызывает уменьшение вязкости нефти (рис. 4.4. а). Повышение давления, ниже давления насыщения приводит к увеличению газового фактора и, как следствие, к уменьшению вязкости. Повышение давления выше давления насыщения для пластовой нефти приводит к увеличению величины вязкости (рис. 4.4. б).
Минимальная величина вязкости имеет место, когда давление в пласте становится равным пластовому давлению насыщения (рис. 4.4. б).
По данным Г.Ф. Требина вязкость нефти в пластовых условиях различных месторождений изменяется от сотен мПас до десятых долей мПас (около 25 % залежей), от 1 до 7 мПас (около 50 % залежей) и от 5 до 30 мПас (около 25 %).
Рис. 4.4. Изменение вязкости пластовой нефти от температуры (а) и давления (б)
Однако известны месторождения нефти, вязкость которых в пластовых условиях достигает значительной величины: Русское месторождение Тюменской области (μ ≈ 700-800 мПас), залежи Ухтинского месторождения Коми (μ ≈ 2300 мПас), пески оз. Атабаска в Канаде.
В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости сепарированной нефти.