Значения коэффициента объёмного расширения

Рассмотрим пример. Плотность нефти при температуре 20 ^оС (ρ₂₀) равна 870 кг/м³.

Найти: чему равна плотность этой нефти при температуре 10 ^оС?

Решение. Воспользуемся выражением (3.3) и получим:

ρ₁₀ = 870·[1 + 0,000782·(20 – 10)] = 876,8 кг/м³.

С повышением температуры в области давлений меньше давления насыщения плотность пластовой нефти будет возрастать.

Несмотря на то, что все нефти являются слабосжимаемыми жидкостями, при увеличении давления плотность нефти возрастает, хотя эти изменения малы по сравнению с их номинальными значениями.

Изменение величины плотности нефти при изменении давления можно оценить, используя зависимости:

ρ(Р) = ρ₂₀·[1 + β·(Р – Р_о)] (3.4)

или ρ(Р) = ρ₂₀·[1 + (Р – Р_о)/К], (3.5)

где ρ₂₀ – плотность нефти при стандартных условиях;

β – коэффициент сжимаемости нефти, 1/Па;

Р – давление, Па;

Р_о– атмосферное давление, Па;

К – модуль упругости нефти, Па.

Средние значения коэффициентов сжимаемости нефти (β) составляют 0,7-4 ГПа^–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.

Найти: какова будет плотность этой нефти при давлении 6,0 МПа, если температура не изменяется?

Решение. Воспользуемся формулой (3.5) и получим

ρ_6,0 = 870·[1 + (6,0 – 0,1)·10⁶/1,3·10⁹] ≈ 874 кг/м³.

Плотность пластовой нефти зависит от состава нефти, пластового давления (рис. 3.2) и температуры, количества растворённого газа.

С увеличением пластового давления плотность нефти уменьшаетсядо давления, равного давлению насыщения, за счёт увеличения количества растворенного в ней газа. Эта закономерность значительна при насыщении нефти углеводородными газами.

Рис. 3.2. Изменение плотности пластовой нефти в зависимости от давления

С увеличением количества растворенного углеводородного газа величина плотности уменьшается.

Неуглеводородные компоненты природного газа, растворяясь в нефти, неодинаково влияют на величину её плотности. Плотность нефти при насыщении её азотом или углекислым газом несколько возрастает с увеличением давления.

Вязкость нефти

Вязкость– важнейшее свойство нефтяных систем, определяющее их текучесть. Величины вязкости учитываются при оценке скорости фильтрации в пласте, при выборе типа вытесняющего агента, при расчёте мощности насосов, применяемых при добыче нефти и других показателей.

Нефть – неидеальная система. С точки зрения химии углеводороды и гетероатомные соединения взаимодействуют друг с другом за счёт физического Ван-дер-Ваальсовского взаимодействия – кулоновского, диполь-дипольного, ориентационного, индукционного, дисперсионного.

Параметр вязкости наиболее тесно отражает эти взаимодействия в силу своей природы и величина его коррелирует со степенью их проявления.

С точки зрения математики все наблюдаемые макропараметры нефтяных систем нельзя рассчитывать по принципу аддитивности и это наиболее полно проявляется при оценке вязкости.

Вязкость (абсолютная, динамическая)характеризуетсилу трения (внутреннее сопротивление жидкости её движению), возникающую между двумя смежными слоями внутри жидкости или газа на единицу поверхности при их взаимном перемещении (рис. 3.3). Вязкость жидкости проявляется только при её перемещении.

Рис. 3.3. Движение двух слоёв жидкости

относительно друг друга

Динамическая вязкостьопределяется по уравнению Ньютона:

, (3.6)

где А – площадь перемещающихся слоёв жидкости (рис. 3.3);

F – сила, требующаяся для поддержания разницы скоростей движения между слоями на величину dv;

dy – расстояние между движущимися слоями жидкости;

dv – разность скоростей движущихся слоёв жидкости;

μ – коэффициент пропорциональности, абсолютная, динамическая вязкость.

Размерность динамической вязкости определяется из уравнения Ньютона (3.6):

· система СИ → [Па×с, мПа×с];

· система СГС → [Пз (пуаз) = г/(см × с), сПз (сантипуаз)] ;

· 1 сПз = 10^–3∙кг/м ∙с = 10^–3∙Па ∙с.

С вязкостью связан параметр текучести (j) – величина обратная вязкости:

φ = 1/μ. (3.7)

Кроме динамической вязкости для расчётов используют (особенно в гидравлике) параметр – кинематическую вязкость – свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению одной части жидкости относительно другой с учётом силы тяжести:

ν = μ/ρ (3.8)

Единицы измерения кинематической вязкости:

· система СИ→ [м²/с, см²/с, мм²/с];

· система СГС → [Ст (стокс), сСт (сантистокс)];

· 1сСт = 10^–2 Ст = 10^–6 м²/с = 1мм²/с.

При повышении давления величина вязкости несколько возрастает, но незначительно.

С возрастанием температуры вязкость нефти уменьшается, а с понижением – возрастает (рис. 3.4), особенно интенсивно при отрицательных значениях температуры.

Рис. 3.4. Изменение вязкости нефти Балаханского месторождения

при насыщении ее газом

Вязкость нефти уменьшается с повышением количества углево­дородного газа (рис. 3.4), растворенного в ней. Чем выше молеку­лярная масса газа, растворенного в нефти, тем ниже её вязкость.

То есть, увеличение содержания газового компонента с большей молекулярной массой углеводорода (от СН₄ к С₄Н₁₀) существеннее влияет на величину понижения вязкости нефти. Это объясняется увеличением относительной доли неполярных углеводородов.

Вязкость нефти зависит от состава и природы растворённого газа.

Вязкость смесей ароматических УВ (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 её вязкость.Вязкость "сырых" нефтей больше вязкости товарных.

Величины вязкости и плотности для нефтяных систем коррелируют между собой. Более тяжелые нефти, как правило, и более вязкие.

Характерабсолютного изменения вязкости зависит от химического состава (рис. 3.5).

Рис. 3.5. Характер температурного изменения величины абсолютной

вязкости углеводородов: 1 – арен состава С₉; 2 – алкан С₉

Определение динамической вязкости жидкости весьма затруднительно. На практике определяют относительную вязкость, а по ней кинематическую и абсолютную. Относительная вязкость показывает, во сколько раз вязкость данной жидкости при данной температуре больше или меньше вязкости воды (вязкость воды при 20 ^оС ≈ 1 сПз). Относительную вязкость определяют с помощью вискозиметра Энглера. Определяют отношение времени истечения испытуемой жидкости при температуре (t) ко времени истечения такого же объёма воды при Т = 20 ^оС. По относительной вязкости вычисляют коэффициент кинематической вязкости. Зная плотность нефти, по уравнению (3.8) определяют динамическую вязкость (μ = ν·ρ) нефти при температуре (Т).

Вязкость пластовой нефтивсегда значительно отличается от вязкости сепарированной нефти, вследствие большого количества растворённого в ней газа. Повышение температуры вызывает уменьшение вязкости нефти (рис. 3.6 а).

а б

Рис. 3.6. Изменение вязкости пластовой нефти от температуры (а)

и давления (б)

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. 3.6 б).

Минимальная величина вязкости имеет место, когда давление в пласте становится равным пластовому давлению насыщения (рис. 3.6 б).

В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости сепарированной нефти, например, новодмитриевской нефти более 10 раз, ромашкинской нефти в 5,5 раза (табл. 3.2).

По статистическим данным Г. Ф. Требина вязкость нефти в пластовых условиях различных месторождений изменяется:

· от сотен мПа×с до десятых долей мПа×с (около 25 % залежей);

· от 1 до 7 мПа×с (около 50 % залежей);

· от 5 до 30 мПа×с (около 25 %).

Таблица 3.2

Величины вязкость некоторых пластовых нефтей

Известны месторождения нефти, вязкость которых в пластовых условиях достигает значительной величины: залежи Ухтинского месторождения Коми (табл. 3.2), Русское месторождение Тюменской области (μ ≈ 700–800 мПа×с), пески оз. Атабаска в Канаде.