Физические свойства нефтей. Коэффициент расширения нефти


Физические свойства нефтей

Нефти разных пластов одного и того же месторождения и тем более разных месторождений могут отличаться друг от друга. Их различия во многом определяются их газосодержанием. Все нефти в пластовых условиях содержат в растворенном (жидком) состоянии газ.

Газосодержание (газонасыщенность)пластовой нефти — это объем газарастворенного в 1м3 объема пластовой нефти :

(8)

Газосодержание обычно выражают в м3/м3 или м3/т.

Газосодержание пластовых нефтей может достигать 300 – 500 м3/м3 и более, обычное его значение для большинства нефтей 30 – 100 м3/м3. Вместе с тем известно большое число нефтей с газосодержанием не выше 8 – 10 м3/м3.

Растворимость газа — это максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти, при определенных давлении и температуре. Газосодержание может быть равным растворимости или меньше ее.

Коэффициентом разгазирования нефти называется количество газа, выделяющееся из единицы объема нефти при снижении давления на единицу.

Промысловым газовымфактором называется количество добытого газа в м3, приходящееся на 1 м3 (т) дегазированной нефти. Он определяется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени. Различают начальный газовый фактор, обычно определяемый по данным за первый месяц работы скважины, текущий газовый фактор, определяемый по данным за любой промежуточный отрезок времени, и средний газовый фактор, определяемый за период с начала разработки до какой-либо даты. Величина промыслового газового фактора зависит как от газосодержания нефти, так и от условий разработки залежи. Она может меняться в очень широких пределах.

Если при разработке в пласте газ не выделяется, то газовый фактор меньше газосодержания пластовой нефти, так как в промысловых условиях полной дегазации нефти не происходит.

Давлением насыщения пластовой нефти называется давление, при котором газначинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, от их состава, от пластовой температуры.

В природных условиях давление насыщения может быть равным пластовому давлению или может быть меньше него. В первом случае нефть будет полностью насыщена газом, во втором — недонасыщена.

Сжимаемость пластовой нефти обусловливается тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости) :

, (9)

где — изменение объема нефти; — исходный объем нефти. — изменение давления. Размерность — 1/Па, или Па-1.

Значение его для большинства пластовых нефтей лежит в диапазоне (1 - 5)*10-3 МПа-1. Сжимаемость нефти наряду со сжимаемостью воды и коллекторов проявляется главным образом при разработке залежей в условиях постоянного снижения пластового давления.

Коэффициент сжимаемости характеризует относительное приращение объема нефти при изменении давления на единицу.

Коэффициент теплового расширения показывает, на какую часть первоначального объема изменяется объем нефти при изменении температуры на 1 °С

. (10)

Размерность — 1/°С. Для большинства нефтей значения коэффициента теплового расширения колеблются в пределах (1 - 20)*10-4 1/°С.

Коэффициент теплового расширения нефти необходимо учитывать при разработке залежи в условиях нестационарного термогидродинамического режима при воздействии на пласт различными холодными или горячими агентами. Его влияние наряду с влиянием других параметров сказывается как на условиях текущей фильтрации нефти, так и на величине конечного коэффициента извлечения нефти. Особенно важную роль коэффициент теплового расширения нефти играет при проектировании тепловых методов воздействия на пласт.

Объемный коэффициент пластовой нефтипоказывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м3 дегазированной нефти:

, (11)

где — объем нефти в пластовых условиях; — объем того же количества нефти после дегазации при атмосферном давлении и t=20°С; — плотность нефти в пластовых условиях; — плотность нефти в стандартных условиях.

Объем нефти в пластовых условиях увеличивается по сравнению с объемом в нормальных условиях в связи с повышенной температурой и большим количеством газа, растворенного в нефти. Пластовое давление до некоторой степени уменьшает величину объемного коэффициента, но так как сжимаемость нефти весьма мала, давление мало влияет на эту величину.

Значения объемного коэффициента всех нефтей больше единицы и иногда достигают 2 - 3. Наиболее характерные величины лежат в пределах 1.2 – 1.8.

Пересчетный коэффициент . (12)

Под плотностью пластовой нефти понимается масса нефти, извлеченной из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема. Она обычно в 1.2 – 1.8 раза меньше плотности дегазированной нефти, что объясняется увеличением ее объема в пластовых условиях за счет растворенного газа. Известны нефти, плотность которых в пласте составляет всего 0.3 – 0.4 г/см3. Ее значения в пластовых условиях могут достигать 1.0 г/см3.

По плотности пластовые нефти делятся на:

ü легкие с плотностью менее 0.850 г/см3;

ü тяжелые с плотностью более 0.850 г/.

Легкие нефти характеризуются высоким газосодержанием, тяжелые — низким.

Вязкость пластовой нефти , определяющая степень ее подвижности в пластовых условиях, также существенно меньше вязкости ее в поверхностных условиях.

Это обусловлено повышенными газосодержанием и пластовой температурой. Давление оказывает небольшое влияние на изменение вязкости нефти в области выше давления насыщения. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости дегазированной нефти. Вязкость зависит также от плотности нефти: легкие нефти менее вязкие, чем тяжелые. Вязкость нефти измеряется в мПа×с.

По величине вязкости различают нефти:

ü незначительной вязкостью — мПа × с;

ü маловязкие — мПа × с;

ü с повышенной вязкостью — мПа× с;

ü высоковязкие — мПа× с.

Вязкость нефти — очень важный параметр, от которого существенно зависят эффективность процесса разработки и конечный коэффициент извлечения нефти. Соотношение вязкостей нефти и воды — показатель, характеризующий темпы обводнения скважин. Чем выше это соотношение, тем хуже условия извлечения нефти из залежи с применением различных видов заводнения.

Физические свойства пластовых нефтей исследуют в специальных лабораториях по глубинным пробам, отобранным из скважин герметичными пробоотборниками. Плотность и вязкость находят при постоянном давлении, равном начальному пластовому. Остальные характеристики определяют при начальном пластовом и при постепенно снижающемся давлении. В итоге строят графики изменения различных коэффициентов в зависимости от давления, а иногда и от температуры. Эти графики и используются при решении геологопромысловых задач.

 

Пластовые газы

Природные углеводородные газы представляют собой смесь предельных УВ вида СnН2n+2. Основным компонентом является метан СН4. Наряду с метаном в состав природных газов входят более тяжелые УВ, а также неуглеводородные компоненты: азот N, углекислый газ СО2, сероводород h3S, гелий Не, аргон Аr.

Природные газы подразделяют на следующие группы.

1. Газ чисто газовых месторождений, представляющий собой сухой газ, почти свободный от тяжелых УВ.

2. Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений, — смесь сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат состоит из С5+высш.

3. Газы, добываемые вместе с нефтью (растворенные газы). Это физические смеси сухого газа, пропанбутановой фракции (жирного газа) и газового бензина.

Газ, в составе которого УВ (С3, С4,) составляют не более 75 г/м3 называют сухим. При содержании более тяжелых УВ (свыше 150 г/м3 газ называют жирным).

Физические свойства газов

Газовые смеси характеризуются массовыми или молярными концентрациями компонентов. Для характеристики газовой смеси необходимо знать ее среднюю молекулярную массу, среднюю плотность или относительную плотность по воздуху.

Молекулярная масса природного газа:

, (13)

где — молекулярная масса i-го компонента; — объемное содержание i-го компонента, доли ед. Для реальных газов обычно М = 16 - 20.

Плотность газарассчитывается по формуле:

, (14)

где — объем 1 моля газа при стандартных условиях. Обычно значение находится в пределах 0.73 – 1.0 кг/м3. Чаще пользуются относительной плотностью газа по воздуху равной отношению плотности газа к плотности воздуха взятой при тех же давлении и температуре:

. (15)

Если и определяются при стандартных условиях, то кг/м3 и кг/м3.

Объемный коэффициент пластового газа представляющий собой отношение объема газа в пластовых условиях к объему того же количества газа , который он занимает в стандартных условиях, можно найти с помощью уравнения Клайперона - Менделеева:

, (16)

где , , — давление и температура соответственно в пластовых и стандартных условиях.

Значение величины имеет большое значение, так как объем газа в пластовых условиях на два порядка (примерно в 100 раз) меньше, чем в стандартных условиях.

 

Газоконденсат

Конденсатом называют жидкую углеводородную фазу, выделяющуюся из газа при снижении давления. В пластовых условиях конденсат обычно весь растворен в газе. Различают конденсат сырой и стабильный.

Сырой конденсат представляет собой жидкость, которая выпадает из газа непосредственно в промысловых сепараторах при давлении и температуре сепарации. Он состоит из жидких при стандартных условиях УВ. т.е. из пентанов и высших (C5+высш), в которых растворено некоторое количество газообразных УВ — бутанов, пропана и этана, а также h3S и других газов.

Важной характеристикой газоконденсатных залежей являетсяконденсатно-газовый фактор, показывающий содержание сырого конденсата (см3) в 1 м3 отсепарированного газа.

На практике используется также характеристика, которая называетсягазоконденсатным фактором, — это количество газа (м3), из которого добывается 1 м3 конденсата. Значение газоконденсатного фактора колеблется для месторождений от 1500 до 25 000 м3/м3.

Стабильный конденсат состоит только из жидких УВ — пентана и высших (C6+высш) Его получают из сырого конденсата путем дегазации последнего. Температура выкипания основных компонентов конденсата находится в диапазоне 40 – 200 °С. Молекулярная масса 90 - 160. Плотность конденсата в стандартных условиях изменяется от 0.6 до 0.82 г/см3 и находится в прямой зависимости от компонентного углеводородного состава.

Газы газоконденсатных месторождений делятся на газы с низким содержанием конденсата (до 150 см3/м3), средним (150 – 300 см3/м3), высоким (300 – 600 см3/м3) и очень высоким (более 600 см3/м3).

Большое значение имеет такая характеристика газа конденсатных залежей, какдавление начала конденсации, т.е. давление, при котором конденсат выделяется в пласте из газа в виде жидкости. Если при разработке газоконденсатной залежи в ней не поддерживать давление, то оно с течением времени будет снижаться и может достигнуть величины меньше давления начала конденсации. При этом в пласте начнет выделяться конденсат, что приведет к потерям ценных УВ в недрах.

 

Газогидраты

Гидраты газов представляют собой твердые соединения (клатраты), в которых молекулы газа при определенных давлении и температуре заполняют структурные пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью водородной связи (слабой связи). Молекулы воды как бы раздвигаются молекулами газа — плотность воды в гидратном состоянии возрастает до 1.26 –1.32 см3/г (плотность льда 1.09 см3/г).

Один объем воды в гидратном состоянии связывает в зависимости от характеристики исходного газа от 70 до 300 объемов газа.

Условия образования гидратов определяются составом газа, состоянием воды, внешними давлением и температурой и выражаются диаграммой гетерогенного состояния. Для заданной температуры повышение давления выше давления, соответствующего равновесной кривой, сопровождается соединением молекул газа с молекулами воды и образованием гидратов. Обратное снижение давления (или повышение температуры при неизменном давлении) сопровождается разложением гидрата на газ и воду.

Плотность гидратов природных газов составляет от 0.9 до 1.1 г/см3.

Газогидратные залежи — это залежи, содержащие газ, находящийся частично или полностью в гидратном состоянии (в зависимости от термодинамических условий и стадии формирования).

В основе разработки газогидратных залежей лежит принцип перевода газа в залежи из гидратного состояния в свободное и отбора его традиционными методами с помощью скважин. Перевести газ из гидратного состояния в свободное можно путем закачки в пласт катализаторов для разложения гидрата; повышения температуры залежи выше температуры разложения гидрата; снижения давления ниже давления разложения гидрата; термохимического, электроакустического и других воздействий на газогидратные залежи.

 

Похожие статьи:

poznayka.org

Объёмный коэффициент нефти

С количеством растворённого газа в нефти также связан объёмный коэффициент b, характеризующий соотношение объёмов нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности при дегазации:

, (4.15)

где Vпл – объём нефти в пластовых условиях;

Vдег – объём нефти при стандартных условиях после дегазации.

Увеличение пластового давления до давления насыщения приводит к увеличению количества растворенного в нефти газа и как следствие к увеличению величины объёмного коэффициента (рис. 4.10).

 

Дальнейшее увеличение пластового давления, выше давления насыщения будет влиять на уменьшение объёма нефти в пластовых условиях за счет ее сжимаемости, что приводит к уменьшению коэффициента сжимаемости. Точка б (рис. 4.10) отвечает состоянию, когда весь газ, находящийся в залежи сконденсировался и перешел в жидкое состояние и началу выделения газа из нефти и отвечает максимальному значению объёмного коэффициента нефти.

Объёмный коэффициент определяется по глубинным пробам. Для большинства месторождений величина b изменяется в диапазоне 1,07-1,3. Для месторождений Западной Сибири величина b колеблется от 1,1 до 1,2. Используя объёмный коэффициент, можно определить усадку нефти (U), т.е. уменьшение объёма пластовой нефти при извлечении её на поверхность (в %):

, (4.16)

Усадка некоторых нефтей достигает 45-50 %.

Рассмотрим пример. Найти коэффициент изменения объёма насыщенной нефти газом в пластовых условиях, если плотность нефти (ρн) при 15°С равна 850 кг/м 3, а относительная плотность газа по воздуху (ρог) составляет 0,9 кг/л, газовый фактор (Го) равен 120 м3/т, давление пластовое (Рпл) 150 атм, пластовая температура (Тпл) 50 °С.

Решение. Пользуясь зависимостями рисунка 4.11, находим кажущуюся плотность газа (rг.к.) для величин относительной плотности газа (ρог) равной 0,9 и плотности нефти (rн) равной 850 кг/м3. Кажущая плотность растворенного газа (rг.к) = 440 кг/м3 (0,44 кг/л).

Вес газа (Gг), растворенного в 1 м3 нефти оценивается по уравнению:

Gг = Го • rн • rог • Gв,

 

где Го – газовый фактор, м3/т = 120 м3/т;

rн – плотность нефти, кг/м3 = 0,85 т/м3,

rог – плотность газа относительная = 0,9,

Gв – вес 1 м3 воздуха при Р = 1 атм и Т = 15°С = 1,22 кг.

 

Вес газа составляет: Gг = 120 • 0,85 • 0,9 • 1,22 = 112 кг ([м3/т] • т/м3]•[кг]).

 

 

 

Рис. 4.11. Изменение кажущейся плотности газа в жидкой фазе для нефтей с различными плотностями

 

Объём газа в жидкой фазе оценивается:

 

V = Gг/rг.к = 112 кг / 440 кг/м3 = 0,254 м3

Общий объём насыщенной нефти газом при атмосферном давлении соответственно равен:

Vнг = 1 + 0,254 = 1,254 м3

 

Вес насыщенной нефти газом определяется:

 

Gнг = 850 кг + 112 кг = 962 кг

 

Плотность насыщенной нефти газом рассчитывается по уравнению:

 

rнг = Gнг/Vнг = 962/1,254 = 767 (кг/м3).

 

Для оценки величины плотности нефти в пластовых условиях необходимо учесть еще две поправки: на изменение плотности за счет сжатия под давлением (Drр) и на изменение плотности за счет расширения под влиянием температуры (Drt).

Поправку на сжимаемость нефти (Drр) находим используя зависимости рисунка 3.12, для 150 атм Þ Drр составляет 22 кг/м3.

 

 

Рис. 4.12. Изменение плотности нефти в зависимости от пластового давления

Поправку на расширение нефти за счет увеличения температуры (Drt) находим, используя зависимости рисунка 4.13 (цифры на зависимостях обозначают плотность нефти в кг/ м3 при 15,5оС):

 

: Drt = 860–850 = 10 кг/м3.

 

Таким образом, плотность нефти с учетом пластовых Р и T и насыщения ее газом составит:

r'нг = rнг + Drнг + Drt = 767 + 10 – 22 = 755 (кг/м3).

 

Коэффициент изменения объёма нефти, насыщенной газом для пластовых условий будет равен:

 

b = Vпл/Vдег, b = rдег/rп = 850/755 = 1,126.

 

 

Рис. 4. 13. Изменение плотности нефтей в зависимости от температуры

 

То есть, каждый м3 нефти (н.у.) занимает в пластовых условиях объём 1,126 м3. Усадка нефти составляет:

 

U = (1,126 – 1)/1,126 = 0,11 или 11 %.

Похожие статьи:

poznayka.org

Объемное расширение - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Объемное расширение - нефть

Cтраница 2

Эффект от применения карбонизированной воды на месторождениях с легкой маловязкой нефтью следует ожидать в основном за счет объемного расширения нефти, а не уменьшения соотношения динамических вязкостей.  [16]

Формула (3.18) выражает коэффициент вторичного извлечения для недонасыщенного нефтеносного пласта через коэффициенты охвата, коэффициент вытеснения и коэффициенты объемного расширения нефти. Предполагается, что в ходе заводнения жидкая формация несжимаема. Другими словами, на кубометр закачанной воды добывается кубометр нефти и растворенного в ней газа. После прорыва воды в скважину на кубометр закачанной воды добывается кубометр нефти, воды и растворенного в них газа.  [17]

Углекислый газ влияет на элементы кинетики процесса вытеснения посредством снижения вязкости нефти, увеличения вязкости воды, изменения объемного расширения нефти, изменения натяжения омачивания ( a cos 9) на границе нефть-вода, снижения интенсивности коалесценции капель нефти и прилипания их к твердой поверхности, а также вследствие увеличения проницаемости пористой среды ввиду растворения карбонатов кальция и меньшей набухаемости глин в карбонизированной воде.  [18]

Формула (3.18) выражает коэффициент вторичного извлечения для недонасыщенного нефтеносного пласта через коэффициенты охвата, коэффициент вытеснения и коэффициенты объемного расширения нефти. Предполагается, что в ходе заводнения жидкая формация несжимаема. Другими словами, на кубометр закачанной воды добывается кубометр нефти и растворенного в ней газа. После прорыва воды в скважину на кубометр закачанной воды добывается кубометр нефти, воды и растворенного в них газа.  [19]

Де Qao - искомая плотность при 20 С; Qt - плотность при температуре измерения t; a - коэффициент объемного расширения нефти, величина которого берется из специальных таблиц. Динамическая вязкость или величина внутреннего трения характеризует подвижность жидкости.  [20]

Построение кривых зависимости производительности от давления следует начинать с давления 136 am, и начальную добычу, получаемую в результате объемного расширения нефти при падении давления в пласте, следует рассчитывать и включать в кривые изменения производительности.  [21]

Основная часть выделяющегося при реакции углекислого газа, согласно [45], будет растворяться в нефти, снижая тем самым ее вязкость, увеличивая давление насыщения и коэффициента объемного расширения нефти. Все это способствует большему охвату пласта заводнением.  [22]

В - средняя водонасыщенность пласта после вытеснения нефти горячей водой, доли единицы; 6ВО - начальная водонасыщенность пласта водой, доли единицы; ан и аск - температурные коэффициенты объемного расширения нефти и породы ( скелета пласта), 1 С; т - пористость; Т - средняя по объему температура пласта; 7 п - начальная геостатическая температура пласта.  [23]

Аг - коэффициент охвата пласта заводнением при нагнетании горячей воды; 5В - средняя водонасыщенность пласта после вытеснения нефти горячей водой, доли единицы; 5ВО - начальная водонасыщенность пласта водой, доли единицы; ан и аск - температурные коэффициенты объемного расширения нефти и породы ( скелета пласта), 1 С; т - пористость; Т - средняя по объему температура пласта; 7П - начальная геостатическая температура пласта.  [24]

Коэффициент теплового объемного расширения нефти Т 6 4 х х 10 - 4 1 / градус. Расширение резервуара не учитывается.  [25]

Дополнительным доказательством существования обширных зон дренирования на этом месторождении служат результаты расчетов материального баланса, произведенных для каждой скважины. Было рассчитано объемное расширение нефти в пластовых условиях на участке площадью 32 4 га, окружающем каждую скважину, в результате обнаруженного падения давления на данный момент времени. Полученные значения сравнивались с суммарным количеством отобранной па то же время нефти из скважины. Такое сопоставление, проведенное почти по всем скважинам, показало, что нефть отбиралась из участков, значительно превышающих 32 4 га, которые приходятся на каждую скважину.  [26]

Гри контакте пластовой нефти с углекислым газом или карбонизированной водой происходит растворение углекислого газа в нефти. Это приводит к объемному расширению нефти, уменьшению ее вязкости и снижению поверхностного натяжения на границе нефть-вода.  [28]

Примеси в углекислом газе воздуха или метана [91, 96] снижают величину объемного расширения нефти. Это объясняется тем, что объемное расширение нефти зависит от количества растворенного газа, а при наличии в углекислом газе примесей снижается растворимость его в нефти.  [29]

Формула (3.20) описывает производительность недонасыщенного нефтеносного пласта, в котором добыча производится вначале первичными методами, а затем с помощью заводнения. Эта формула представляет коэффициент добычи как функцию коэффициентов объемного расширения нефти, коэффициентов охвата и коэффициента вытеснения.  [30]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Объемный коэффициент нефти Википедия

Объёмный коэффициент (Formation Volume Factor, коэффициент объёмного расширения) газа/нефти/воды — отношение объёма газа/нефти/воды в пластовых условиях (в м³) к объёму газа/нефти/воды, приведённого к атмосферному давлению и температуре 20 °C, единица измерения — м³/м³.

Объёмный коэффициент нефти

Объёмный коэффициент нефти — безразмерная величина, характеризующая изменение объёма нефти в поверхностных условиях по сравнению с пластовыми.

Когда нефть попадает на поверхность, происходит следующее: 1. Потеря массы — газ переходит из растворенного состояния в свободное, 2. Снижение температуры — от пластовой температуры до 20 °C, 3. Расширения — давление падает от пластового до атмосферного.

Объёмный коэффициент зависит от давления, температуры, состава нефти, однако наибольшее влияние оказывает газосодержание. Применяется при подсчёте запасов углеводородов объёмным методом и методом материальных запасов, а также при интерпретации гидродинамических исследований. Так, например, объёмный коэффициент 1.25 означает, что 1 м³ нефти на поверхности занимает 1.25 м³ в пластовых условиях, то есть:B=VkV0{\displaystyle B={\frac {V_{k}}{V_{0}}}}где B{\displaystyle B} — объёмный коэффициент расширения,Vk{\displaystyle V_{k}} — объём нефти в пластовых условиях (в коллекторе),V0{\displaystyle V_{0}} — объём сепарированной нефти в поверхностных условиях.

Объёмный коэффициент газа

Аналогично используется объёмный коэффициент пластового газа, который существенно зависит от пластовых условий (давления и температуры):B=P0Pk∗TkT0∗Zk{\displaystyle B={\frac {P_{0}}{P_{k}}}*{\frac {T_{k}}{T_{0}}}*Z_{k}}где B{\displaystyle B} — объёмный коэффициент пластового газа,Pk{\displaystyle P_{k}} и Tk{\displaystyle T_{k}} — пластовые давление [ата] и температура [К] в коллекторе по абсолютной шкале, то есть давление с учётом барометрического (на 1,033 кгс/см² больше манометрического), а температура в градусах Кельвина (на 273,15 градуса больше шкалы Цельсия),P0=1,033{\displaystyle P_{0}=1,033} ата и T0=293{\displaystyle T_{0}=293} K (+20 °C) — атмосферное давление и температура в нормальных (поверхностных) условиях,Zk{\displaystyle Z_{k}} — коэффициент сверхсжимаемости газа в пластовых условиях (в коллекторе), зависящий от состава пластового газа, его критических давления и температуры, пластовых давления и температуры.Поскольку газ в пласте находится под большим давлением в сжатом состоянии, то объёмный коэффициент газа значительно меньше единицы (на промыслах порядка 0,01).

Объёмный коэффициент воды

Объемный коэффициент воды B{\displaystyle B} изменяется в очень ограниченных пределах (от 0,99 до 1,06) вследствие того, что растворимость газов в воде весьма мала. С увеличением давления объемный коэффициент воды уменьшается, а с повышением температуры увеличивается, что в пластовых условиях практически компенсирует друг друга. В расчетах можно принимать объемный коэффициент воды B{\displaystyle B} =1,0.

Литература

Нефтегазовая энциклопедия, М.: Московское отд. «Нефть и газ» МАИ, ОАО «ВНИИОЭНГ», 2002 г.

Основы физики нефтяного пласта. Ф.И. Котяхов, М.: Гостоптехиздат, 1956г.

Физика нефтяного и газового пласта. Ш.К. Гиматудинов, М.: Недра, 1971г

См. также

wikiredia.ru

Коэффициент расширения - Справочник химика 21

Таблица 2.5. Изобарный коэффициент расширения а реактивных топлив Таблица 2.5. Изобарный коэффициент расширения а реактивных топлив
Таблица 2.6. Изобарный коэффициент расширения a топлива Т-6 в зависимости от температуры в интервале давлений 0,1—10 МПа Таблица 2.6. Изобарный коэффициент расширения a топлива Т-6 в зависимости от температуры в интервале давлений 0,1—10 МПа
    Стекло. Стекло по своему составу бывает различным. Не всякое стекло пригодно для химических работ. Лучшим сортом является жаростойкое стекло (так называемое пирекс), отличающееся сравнительно малым коэффициентом расширения, высокой температурой размягчения и большой химической устойчивостью. Хотя жаростойкое и другие устойчивые сорта стекла лучше сопротивляются разрушающему действию различных растворов, че,ч обычное стекло, все же вода и растворы, особенно горячие, действуют и на стекло этих сортов. [c.44]

    Подобное же явление (появление второй фазы) наблюдается в точке плавления нри повышении температуры твердого тела во времени. Пересечение ординаты, соответствующей постоянной температуре, с кривой изменения температуры во времени дает точку плавления. На практике точка пересечения находится обычно путем экстраполяции. При известных значениях температуры плавления или температуры замерзания абсолютно чистого вещества этим методом можно рассчитать количество примесей, содержащихся в образце. Однако необходимо помнить о возможности существования кристаллических модификаций, которые изменяют ход кривой охлаждения. У очищенных парафинов кристаллические модификации, которые могут влиять на измерение плотности и коэффициентов расширения [234—235], встречаются вблизи точки плавления. [c.194]

    Плотность и коэффициент расширения [c.180]

    Если один из фланцев соединения имеет толщину /г и коэффициент линейного расширения а , а другой фланец (или крышка) — толщину h-i и коэффициент расширения а, то усредненный коэффициент линейного расширения ф такого фланцевого соединения определяют по формуле [c.89]

    Естественно поэтому сделать вывод, что принципы, на которых основывается вывод уравнения (17), правильны. Мы считаем, что эти два представления дают твердую основу для определения коэффициента расширения и сжатия. Этими новыми представлениями являются  [c.249]

    Эффективность разделения зависит от свойств смеси и ее компонентов, а таюке от конструкции колонки и условий проведения опыта [55]. К основным свойствам смесей, определяющим термодиффузионный процесс разделения, относятся вязкость, коэффициент термодиффузии, обычный коэффициент диффузии, коэффициент расширения и плотность компонентов. К основным параметрам, определяющим работу колонки, относятся средняя температура, значение температурного градиента, высота и ширина щели, а также объем резервуаров наверху и внизу колонки. На процесс термодиффузии и его интенсивность оказывают влияние следующие факторы коэффициенты диффузии, средняя температура и температурный градиент определяют степень разделении в горизонтальном направлении, в то время как вязкость, коэффициент расширения и разность плотностей между компонентами, высота колонки, ширина кольцевого пространства и объем резервуаров оказывают влияние на интенсивность процесса термодиффузии. [c.392]

    Коэффициент расширения тем меньше, чем выше удельный вес нефти .  [c.62]

    Тепловое расширение (коэффициент расширения) [c.61]

    Температурное изменение плотности, особенно коэффициент расширения, очень важное свойство, так как большинство нефтяных продуктов продают по объему, и удельный вес чаще онреде- [c.181]

    Всякое тело при своем нагревании увеличивается в объеме. Та доля единицы объема (1 см ), на которую происходит расширение данного вещества при его нагревании на 1° С, называется коэффициентом расширения. Эта константа служит для вычисления удельного веса нефтепродуктов для различных (от 15° С) температур, для определения объемного расширения при перевозке нефтепродуктов в цистернах и, наконец, для случая определения размеров нефтехранилищ. [c.61]

    Желательно знать удельную теплоту, коэффициенты расширения и тенлонроводности масла [731. Диэлектрические свойства свежих трансформаторных масел лишь незначительно меняются в зависимости от химического состава (у предельных углеводородных газов диэлектрические свойства возрастают с длиной углеводородной цепи [74]), однако содержание механических примесей и воды существенно влияет на диэлектрические свойства. Добавка 0,1 % воды к безводному маслу снижает первоначальное значение пробивного напряжения с 250 кв на 1 см до 22 кв на 1 см дальнейшее добавление воды мало влияет на величину пробивного напряжения [75—80]. [c.566]

    Коэффициент расширения уменьшается с очисткой нефтепродуктов так, машинный дистиллят до очистки имел а=0,000609 при 10—20° С и после обработки серной кислотой и обесцвечивания флоридином а=0,000599. [c.62]

    Самое определение коэффициента расширения производится в особых приборах, носящих название дилатометров. [c.62]

    Увеличение температуры по мере погружения пород в глубину влечет за собою расширение как породы, так и содержащихся в ней нефти и газа. Вследствие большего коэффициента расширения у жидкости и у газов по сравнению с твердой породой первые должны вытесняться кверху в области с наименьшим уплотнением осадков. [c.193]

    Изобарный коэффициент расширения at реактивных топлив в зависимости от температуры 226 [c.4]

    Плотность р, кинематическая вязкость v и изобарный коэффициент расширения а[c.4]

    О —изохорный коэффициент расширения. К  [c.8]

    Значения изобарного коэффициента расширения топлив пс температуре при давлении 0,1 МПа, вычисленные по формуле (2.4), приведены в табл. 2.5. [c.36]

    При приведении барометрического давления к 0° С учитывают коэффициент расширения ртути и коэффициент линейного расширения стекла или латуни (при латунной шкале барометра). О величин з поправок на влажность и показаниях барометра дает представление табл. 3. [c.18]

    Данные о изобарном коэффициенте расширения, полученные на основе экспериментальных данных по плотности, имеются только для топлива Т-6 (табл. 2.6). Как видно, влияние давления на коэффициент авысокой температурой. [c.36]

    ИЗОБАРНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ РАСШИРЕНИЯ а, РЕАКТИВНЫХ ТОПЛИВ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ТЕМПЕРАТУРЫ [c.226]

    Для окончательного расчета процесса, идущего только в одну реакцию, достаточно использовать уравнение (VII.37) для ключевого вещества и уравнение (VII.39) для скорости потока. В этом случае Г1 = v г и 2 = Р " [где Р — коэффициент расширения объема потока (см. раздел П.З)]. [c.289]

    VI-3. При каких значениях порядка реакции, коэффициента расширения и степени превращения схему с двумя последовательно соединенными реакторами идеального вытеснения целесообразнее эксплуатировать, чем схему с параллельным соединением тех же реакторов  [c.158]

    Коэффициент расширения стекла равен 0,000025. На сколько уменьшится емкость колбы, вмещающей 200 ма и калиброванной при 20 °С, если измерять ею объелг жидкости, имеющей температуру 10 °С  [c.229]

    Реальные газы при больших давлениях отклоняются от этого закона. Но для 1ех11ич1 ских расчетов коэффициент расширения 0,(Х)367 без заметной 0ш1ибки можно принимать постоянным для любого газа. [c.45]

    N —коэффициент расширения псевдоожиженнного слоя, р—парциальное давление, н/м (ат). [c.17]

    Нефтяная промышленность приняла к сведению все замечания, прилон енные в ASTM Стандартов Д 1250-55 [110—111]. Таблица поправок для плотности основана на предположении, которое хорошо подтверждается опытами, что коэффициент расширения для всех нефтепродуктов есть функция лишь плотности (при предельных температурах) [112]. Это делает возможным вычисление плотности при любой температуре от плотности нри любой другой температуре без целого ряда опытов. [c.182]

    Повреждения пластмассового покрытия различных рукояток устраняются зачисткой, нанесением смеси фаолитовой замазки с графитом, служащим для придания черного цвета, сушки и шлифовки. Для заделки поврежденных участков аппаратуры применяются эпоксидные смолы. Эпоксидные смолы при отверждении образуют хрупкие покрытия. Для снижения их хрупкости и уменьшения внутренних напряжений в состав клея вводятся пластификаторы (полиэфиры, дибутилфталат, тиоколы, трикрезилфталат и др.) в количестве 5—30 частей (по массе). Промышленностью выпускаются эпоксидные компаунды, в составе которых уже имеется пластификатор. Для повыгаения прочности, адгезии и улучшения других свойств в эпоксидный клей вводятся наполнители — порошкообразные и волокнистые материалы, алюминиевая пудра, кварцевая мука или песок, асбест, стекловолокно, графит, стальные и чугунные опилки, тальк. Наполнители снижают усадку и сближают коэффициенты расширения эпоксидной смолы и металла. [c.179]

    Пер1юдический закон указывает на периодический характер функциональной зависимости свойств элементов от заряда ядра атомов такой вид имеет эта зависнмость для огромного.числа самых разнообразных характеристик. На рис. 1.11 и 1.12 показаны завнскмости атомных объемов и первых энергий ионизации атомов от порядкового номера элементов. Эти зависимости выражаются кривыми, имеющими ряд максимумов и минимумов. Аналогичный характер имеет подобная зависимость и для многих других свойств (коэффициент сжимаемости, коэффициент расширения, температуры плавления и кипения, радиусы ионов и т. д.). [c.34]

    Мягкая резина обладает высокой эластичностью, нозволяю-и .ей выдерживать без разрушения значительные деформации способностью смягчать удары, противостоять истиранию и другими це)п1ьши свойствами. Коэффициент расширения мягкой резины весьма значителен, ио вследствие эластичности она ирн повышении температуры не изменяет формы и не дает трещин. Коррозионные среды в связи с высокой химической стойкостью мягкой резины лишь в незначительной степени изменяют ее механические свойства. [c.439]

Теория рециркуляции и повышение оптимальности химических процессов (1970) -- [ c.178 ]

Расчеты основных процессов и аппаратов нефтепереработки (1979) -- [ c.0 ]

оборудование производств основного органического синтеза и синтетических каучуков (1965) -- [ c.0 ]

Вода в полимерах (1984) -- [ c.233 , c.234 ]

Состав масляных фракций нефти и их анализ (1954) -- [ c.98 ]

Температуроустойчивые неорганические покрытия (1976) -- [ c.0 ]

Химия и технология газонаполненных высокополимеров (1980) -- [ c.252 , c.253 ]

Расчеты основных процессов и аппаратов нефтепереработки Изд.3 (1979) -- [ c.0 ]

Техника низких температур (1962) -- [ c.219 , c.242 ]

chem21.info

Тепловое расширение - нефть - Технический словарь Том VII

Тепловое расширение нефти и нефтепродуктов вызывает огромный рост давления. Коэфициенты теплового расширения нефтей могут изменяться для разных месторождений от 0 08 до 0 18 % на 1 С. Коэффициент теплового расширения нефти необходимо учитывать при разработке залежи в условиях нестационарного термогидродинамического режима при воздействии на пласт различными холодными или горячими агентами. Его влияние наряду с влиянием других параметров сказывается как на условиях текущей фильтрации нефти, так и на величине конечного коэффициента извлечения нефти. Особенно важную роль коэффициент теплового расширения нефти играет при проектировании тепловых методов воздействия на пласт. Температурные поправки удельного веса нефтей и нефтепродуктов СССР. Точное знание коэффициентов теплового расширения нефтей и нефтепродуктов имеет большое практическое значение при разного рода тепловых пересчетах их объемов. До 1935 г. для этой цели пользовались температурными поправками, которые были выведены много лет назад на основании работ Д. И. Менделеева и Казанкина с бакинскими нефтепродуктами и нефтями. Однако эти продукты давно уже утратили свое значение и даже перестали вырабатываться. Математическая обработка полученного таким образом экспериментального материала, проведенная М. М. Кусаковым 12 ], дала температурные поправки для нефтей: и нефтепродуктов СССР, принятые в настоящее время как стандартные. Эти поправки приведены в табд. Точное знание коэффициентов теплового расширения нефтей и нефтепродуктов имеет большое практическое значение при разного рода тепловых пересчетах их объемов. До 1935 г. для этой цели пользовались температурными поправками, которые были выведены много лет назад на основании работ Д. И. Менделеева и Казанкина с бакинскими нефтепродуктами и нефтями. Однако эти продукты давно уже утратили свое значение и даже перестали вырабатываться. Математическая обработка полученного таким образом экспериментального материала, проведенная М. М. Кусаковым [2], дала температурные поправки для нефтей и нефтепродуктов СССР, принятые в настоящее время как стандартные. Следует отметить, что в данном опыте нефтеотдача определяется только тепловым расширением нефти и выделяющимся из нее газом. Это объясняется тем, что в опытах керны устанавливали горизонтально, в силу чего гравитация на процесс истощения влияния не оказывала. И в пластовых условиях при закачке горячей воды или пара за счет теплового расширения нефти может быть получена дополнительная нефтеотдача. Горная порода также расширяется, но в значительно меньшей степени с ростом температуры. В замкнутом объеме нагревание жидкости будет приводить к росту давления в жидкости и, возможно, к увеличению пористости и проницаемости. Будем считать пористость не меняющейся, а выделившаяся за счет теплового расширения часть жидкости всегда может быть заранее оценена. Основными факторами, способствующими увеличению нефтеотдачи при нагнетании горячей воды и перегретого пара, являются снижение вязкости и тепловое расширение нефти. Область применения метода закачки в пласт теплоносителей ограничивается глубиной залегания пластов. Эффект от применения метода может быть существенным. Конечный коэффициент нефтеотдачи 35 - 50 % может быть достигнут там, где обычное заводнение дает незначительный эффект. Снижение вязкости нефти под воздействием тепла способствует появлению в пласте дополнительного источника энергии в виде выделившегося газа, тепловому расширению нефти и др., которые обусловливают более полное вытеснение нефти. При исследовании других факторов, влияющих на механизм нефтеотдачи, был определен характер вытеснения нефти из пористой среды за счет теплового расширения нефти. Объем вытесненной нефти зависит в основном от ее свойств и термодинамических условий пласта. В табл. 8 приведены коэффициенты вытеснения за счет теплового расширения нефти. Зависимость остаточной нефтенасыщенности при заводнении от температуры ( проницаемость пласта i дарси. начальная водона-сыщенность 25 %, водо-нефтяной фактор 50.| Q. Зависимость объемного коэффициента охвата пласта вытесняющим агентом от температуры ( проницаемость пласта 1 дарси. Таким образом, увеличение нефтеотдачи пласта при его нагревании достигается вследствие улучшения коэффициента подвижности нефти, повышения объемного коэффициента охвата пласта вытесняющим агентом, теплового расширения нефти, ее дистилляции, предотвращения выпадения парафина и перевода выпавшего парафина в растворенное состояние. В качестве горячего рабочего агента для вытеснения нефти могут быть использованы как газы, так и жидкости. Нефть с растворенным в ней газом становится более упругой; коэфициент ее сжимаемости повышается, что вызывает некоторое уменьшение объема. Повышение температуры попрежнему способствует тепловому расширению нефти; однако при этом одновременно ухудшаются условия ее объемного расширения в связи с уменьшением растворимости газа. Объем вытесненной нефти зависит в основном о г ее свойства и термодинамических условий пласта. В табл. 8 приведены значения коэффициентов вытеснения за счет теплового расширения нефти.

Влияние температуры на положение уровня жидкости в нефтяной скважине значительно больше, чем в водяной. Приращению температуры столба нефти в скважине глубиной 3000 м на 1 С соответствует повышение уровня на 9 м благодаря высокому значению коэффициентов теплового расширения нефти. Это обстоятельство может заметно искажать результаты гидродинамических наблюдений особенно в высокодебитных скважинах, которые испытываются, как правило, без учета изменений температуры.Коэффициент теплового расширения нефти необходимо учитывать при разработке залежи в условиях нестационарного термогидродинамического режима при воздействии на пласт различными холодными или горячими агентами. Его влияние наряду с влиянием других параметров сказывается как на условиях текущей фильтрации нефти, так и на величине конечного коэффициента извлечения нефти. Особенно важную роль коэффициент теплового расширения нефти играет при проектировании тепловых методов воздействия на пласт.Каковы были результаты, достигнутые Марковниковым и Оглоб-линым в их первых работах по исследованию кавказской нефти. В первой же работе были использованы как физические, так и химические методы исследования. Так, был изучен коэффициент теплового расширения нефти и было показано, что он понижается с повышением удельного веса нефти. Показатели преломления выделенных узких нафтеновых фракций были по просьбе Марковнпкова определены И. И. Каношшковым в Казани.Каковы результаты, достигнутые Марковниковым и Оглоблиным в их первых работах по исследованию кавказской нефти. В первой же работе были использованы физические и химические методы исследования. Так, был изучен коэффициент теплового расширения нефти и было Показано, что он понижается с повышением удельного веса нефти. Показатели преломления выделенных узких нафтеновых фракций были по дросьбе Марков-никова определены И. И. Канонпиковым в Казани.При исследовании других факторов, влияющих на механизм нефтеотдачи, был определен характер вытеснения нефти из пористой среды за счет теплового расширения нефти. Объем вытесненной нефти зависит в основном от ее свойств и термодинамических условий пласта. В табл. 8 приведены коэффициенты вытеснения за счет теплового расширения нефти.Роль каждого из указанных выше факторов в значительной мере определяется теоретическими характеристиками нефти. Если вязкость нефти резко снижается с увеличением температуры, что характерно для тяжелых высоковязких нефтей, то основной вклад в увеличение нефтеотдачи вносит фактор улучшения соотношения подвижностей вытесняемой нефти и вытесняющей воды. Если же вязкость нефти с изменением температуры меняется умеренно или слабо, то вытеснение нефти горячей водой следует связывать в основном с изменением характера проявления молекулярно-поверхностных сил и с тепловым расширением нефти, в результате которого объем нефти может увеличиться на 10 - 20 % и более.Схематичное представление степени охвата вытеснением различных областей пласта при внутри-пластовом горении. Как показано в разделе 6.2.2, нагнетаемый воздух не заполняет весь объем разрабатываемого участка пласта, ограниченного добывающими скважинами. Извлекаемая на поверхность нефть поступает не только из зоны, пройденной фронтом горения. В областях, не подвергшихся высокотемпературной обработке, происходит вытеснение нефти газом, горячей или холодной водой и, возможно, водяным паром. Кроме того, происходит тепловое расширение нефти и ее движение под действием силы тяжести.

www.ai08.org

Объёмный коэффициент нефти Википедия

Объёмный коэффициент (Formation Volume Factor, коэффициент объёмного расширения) газа/нефти/воды — отношение объёма газа/нефти/воды в пластовых условиях (в м³) к объёму газа/нефти/воды, приведённого к атмосферному давлению и температуре 20 °C, единица измерения — м³/м³.

Объёмный коэффициент нефти[ | код]

Объёмный коэффициент нефти — безразмерная величина, характеризующая изменение объёма нефти в поверхностных условиях по сравнению с пластовыми.

Когда нефть попадает на поверхность, происходит следующее: 1. Потеря массы — газ переходит из растворенного состояния в свободное, 2. Снижение температуры — от пластовой температуры до 20 °C, 3. Расширения — давление падает от пластового до атмосферного.

Объёмный коэффициент зависит от давления, температуры, состава нефти, однако наибольшее влияние оказывает газосодержание. Применяется при подсчёте запасов углеводородов объёмным методом и методом материальных запасов, а также при интерпретации гидродинамических исследований. Так, например, объёмный коэффициент 1.25 означает, что 1 м³ нефти на поверхности занимает 1.25 м³ в пластовых условиях, то есть:B=VkV0{\displaystyle B={\frac {V_{k}}{V_{0}}}}где B{\displaystyle B} — объёмный коэффициент расширения,Vk{\displaystyle V_{k}} — объём нефти в пластовых условиях (в коллекторе),V0{\displaystyle V_{0}} — объём сепарированной нефти в поверхностных условиях.

Объёмный коэффициент газа[ | код]

Аналогично используется объёмный коэффициент пластового газа, который существенно зависит от пластовых условий (давления и температуры):B=P0Pk∗TkT0∗Zk{\displaystyle B={\frac {P_{0}}{P_{k}}}*{\frac {T_{k}}{T_{0}}}*Z_{k}}где B{\displaystyle B} — объёмный коэффициент пластового газа,Pk{\displaystyle P_{k}} и Tk{\displaystyle T_{k}} — пластовые давление [ата] и температура [К] в коллекторе по абсолютной шкале, то есть давление с учётом барометрического (на 1,033 кгс/см² больше манометрического), а температура в градусах Кельвина (на 273,15 градуса больше шкалы

ru-wiki.ru