Физико-химические свойства нефти



3.2. Физикохимические свойства нефти

Физико–химические свойства нефтей в пластовых условиях значительно отличаются от свойств дегазированных нефтей. Отличия обусловлены влиянием высоких пластовых давлений, температур и содержанием растворенного газа, количество которого может достигать до 400 нм3 на 1 м3 нефти.

При проектировании систем разработки нефтяных месторождений, подсчете запасов нефти и попутного газа, подборе технологий и техники извлечения нефти из пласта, а также выборе и обосновании оборудования для сбора нефти на промыслах определен перечень основных свойств нефтей пластовых и дегазированных, которые обычно изучаются по глубинным пробам, отбираемым с забоя скважины. Разберем их подробнее.

3.2.1. Плотность нефти

Плотность нефти

   Плотность характеризует количества покоящейся массы, выраженной в единице объёма, [г/см3; кг/м3]:

 

с = m / v.                    (3.2)

 

Для определения плотности используют специальные приборы плотномеры (нефтеденсиметр, ареометр), принцип действия которых основан на законе Архимеда.

Под относительной плотностьюо) понимают отношение величин абсолютной плотности нефти (сн) к плотности воды (сВ), определенной при 4оС:

со = сн / сВ.                    (3.3)

 

Величины плотность нефти (сн) 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 (с, кг/м3) от температуры (Т, оС) оценивается выражением:

 

с(Т) = с20 · [1 + ж (20 – Т)],            (3.4)

 

где с20 – плотность нефти при 20оС;

  ж – коэффициент объёмного расширения (табл. 3.1).

Таблица 3.1

Значения коэффициента объёмного расширения

с, кг/м3 ж, 1/оС с, кг/м3 ж, 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 (с20) равна 870 кг/м3. Какова плотность этой же нефти при температуре 10оС?

Решение. Воспользуемся выражением (3.4) получим:

 

С10 = 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:

                         с (Р) = с20 · [1 + в · (Р – 1)]            (3.5)

 

или                    с (Р) = с20 · [1 + (Р – 1) / К],            (3.6)

 

где с20 – плотность нефти при стандартных условиях;

в – коэффициент сжимаемости нефти, 1/Па;

К – модуль упругости нефти, Па.

Среднее значение коэффициента сжимаемости нефти (в) составляет 0, 00078 МПа-1, среднее значение модуля упругости нефти (К =1/в) 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 (3.6) и получим:

 

С6,0 = 870 · [1 + (6,0 – 0,1) · 106 / 1,3 · 109] ≈ 874 кг/м3.

 

Плотность пластовой нефти зависит от состава нефти, пластовых давлений (рис. 3.1) и температур, количества растворённого газа.

 

 

Рис. 3.1. Изменение плотности пластовой нефти в зависимости от давления

 

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.

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.

3.2.2. Вязкость нефти

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 (кулоновское, диполь-дипольное, ориентационное, индукционное, дисперсионное) взаимодействия.

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) 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.

Динамическая вязкость определяется по уравнению Ньютона:

,           (3.7)

где А – площадь перемещающихся слоёв жидкости (рис. 3.2);

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;.

м – коэффициент пропорциональности, абсолютная, динамическая вязкость.

 

Рис. 3.2. Движение двух слоёв жидкости относительно друг друга

       

   Размерность динамической вязкости определяется из уравнения Ньютона:

система СИ – [Па×с, мПа×с];

система СГС – [пуаз (пз), сантипуз (спз)] = [г/(см×с)].

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

.           (3.8)

 

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.

                           .           (3.9)

 Единицы измерения кинематической вязкости:

– система СИ – [м2/с, см2/с, мм2/с];

– система СГС – [стокс (ст), сантистокс (сст)]; 1сст =1·10-4 м2/с.

Вязкость сепарированной нефти с возрастанием температуры уменьшается, а при повышении давления несколько возрастает, но незначительно.

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. 3.3).

 

 

Рис. 3.3. Изменение вязкости нефти Балаханского месторождения при насыщении ее газом

 

При увеличением молекулярной массы углеводородного компонента от СН4 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).

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.

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 20о С ≈ 1 спз). Относительная вязкость определяется вискозиметром Энглера (см. лабораторный практикум). При помощи вискозиметра Энглера определяют отношение времени истечения испытуемой жидкости при температуре t ко времени истечения такого же объёма воды при 20о С. По относительной вязкости вычисляют коэффициент кинематической вязкости. Зная плотность жидкости по 3.8 определяют динамическую вязкость (м =н ·с) нефти при температуре t.

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. 3.4. 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. 3.4. б).

Минимальная величина вязкости имеет место, когда давление в пласте становится равным пластовому давлению насыщения (рис. 3.4. б).

По 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) и от 5 до 30 мПа×с (около 25 %).

 

Рис. 3.4. 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 (м ≈ 700-800 мПа×с), залежи Ухтинского месторождения Коми (м ≈ 2300 мПа×с), пески оз. Атабаска в Канаде.

В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости сепарированной нефти.

3.2.3. Реологические свойства нефтий


Дата добавления: 2019-02-12; просмотров: 312; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:






Мы поможем в написании ваших работ!