По величине вязкости различают нефти. Нефти по вязкости


По величине вязкости различают нефти

незначительной вязкостью — mн < 1 мПа × с;

маловязкие — 1<mн£5 мПа × с;

с повышенной вязкостью—5<mн £25 мПа× с;

высоковязкие— mн > 25 мПа× с.

Например, вязкость нефтей залежей: в верхнемеловых отложениях Северного Кавказа 0,2—0.3 мПа×с; в девонских отложениях Татарии, Башкирии, в меловых отложениях Западной Сибири— 1—5 мПа×с; в каменноугольных отложениях Татарии, Башкирии и Пермской области—5—25 мПа×с. Нефть Русского месторождения в Западной Сибири характеризуется вязкостью 300 мПа×с, а нефть Ярегского месторождения в Коми АССР (добываемая шахтным способом)—2000—22000 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.

При значительном содержании в нефти парафина и асфальтенов вязкость нефти зависит от скорости деформации сдвига, т. е. при этом условии нефть приобретает свойства неньютоновскнх жидкостей вследствие возникновения в ней пространственной структуры, образованной коллоидными частицами асфальтенов. парафина и смол. Значительное влияние на структурно-механические свойства нефтей оказывают также состав пород, свойства и строение пустотного пространства. В зависимости от материала стенок пустот процесс образования и упрочения пространственной структуры в нефтях протекает тем интенсивнее. чем меньше проницаемость породы. Кроме того, вязкость неньютоновской жидкости зависит от времени ее нахождения в спокойном состоянии.

Установлено, что проводимость горных пород для структурированных нефтей в значительной степени зависит от градиентов давления. При небольших градиентах проводимость песчаников может быть в десятки раз меньше, чем при высоких.

Проявлением структурно-механических свойств нефтей в ряде случаев могут быть объяснены низкая нефтеотдача, быстрое обводнение добывающих скважин, неравномерность профилей притока.

Колориметрические свойства нефти зависят от содержания в ней окрашенных веществ (смол, асфальтенов). Специальными исследованиями установлено, что слои вещества одинаковой толщины при прочих равных условиях всегда поглощают одну и ту же часть падающего на них светового потока. Зависимость между интенсивностью светового потока It после прохождения через раствор какого-либо вещества и толщиной слоя раствора L описывается основным уравнением (законом) колориметрии:

It=I0L-KспСL

где I0—интенсивность падающего светового потока; Kсп—-коэффициент светопоглощения; С—концентрация вещества в растворе.

Размерность коэффициента светопоглощения—1/см. За единицу Ксп принят коэффициент светопоглощения такого вещества, в котором при пропускании света через слой толщиной 1 см интенсивность светового потока падает в е=2,718 раз. Величина Ксп зависит от длины волны падающего света, природы растворенного вещества, температуры раствора и не зависит от толщины слоя.

Ксп определяется при помощи фотоколориметра. Фотоколориметрия—один из методов изучения изменения свойств нефти в пределах залежи или месторождения. По изменению колориметрических свойств нефти можно судить об изменении других ее свойств—вязкости, плотности. Контроль за величиной Кспнефти в процессе разработки позволяет решать ряд задач нефтегазопромысловой геологии.

Для нефтяных залежей характерно закономерное изменение основных свойств нефти в пределах площади и объема залежи: увеличение плотности, вязкости, величины коэффициента светопоглощения. содержания асфальтосмолистых веществ, парафина и серы по мере возрастания глубины залегания пласта, т. е. от свода к крыльям и от кровли к подошве (в мощных пластах). Иногда малоподвижные высоковязкие УВ (асфальты, твердые битумы и т. и.) образуют в подошве залежи монолитный слой. который частично или полностью запечатывает залежь, изолируя ее от законтурной области. Эти закономерности объясняются физико-химическим взаимодействием нефти с подошвенной водой.

Одновременно с увеличением плотности нефти (в пределах одной и той же залежи) уменьшаются ее газосодержание и давление насыщения растворенного газа. Так. на месторождении Календо (о-в Сахалин) величина газового фактора меняется от 49 до 70 м3/т, плотность нефти — от 0,830 до 0,930 г/см3.

Значения коэффициента светопоглощения на Бавлинском месторождении колеблются в пределах 190—450 ед.. На Западно-Сургутском месторождении величина этого коэффициента меняется в пласте БC10 от 300 до 550 ед.

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, КОНДЕНСАТЫ, ГАЗОГИДРАТЫ

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 150г/м3 газ называют жирным).

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

где Мi — молекулярная масса i-го компонента; Xi — объемное содержание i-го компонента, доли ед. Для реальных газов обычно М = 16—20. Плотность газа ρг рассчитывается по формуле

где Vм — объем 1 моля газа при стандартных условиях. Обычно значение ρг находится в пределах 0,73— 1,0 кг/м3. Чаще пользуются относительной плотностью газа по воздуху ρг.в равной отношению плотности газа ρг к плотности воздуха ρв взятой при тех же давлении и температуре:

Если ρг и ρв определяются при стандартных условиях, то ρг= 1,293 кг/м3 и ρв = ρг /1,293 кг/м3.

Уравнения состояния газов используются для определения многих физических свойств природных газов. Уравнением состояния называется аналитическая зависимость между давлением, объемом и температурой.

Состояние газов в условиях высоких давления и температуры определяется уравнением Клайперона — Менделеева:

pV = NRT,

где р — давление; V — объем идеального газа; N — число киломолей газа; R — универсальная газовая постоянная; Т — температура.

Эти уравнения применимы для идеальных газов. Идеальным называется газ, силами взаимодействия между молекулами которого пренебрегают. Реальные углеводородные газы не подчиняются законам идеальных газов. Поэтому уравнение Клайперона — Менделеева для реальных газов записывается в виде

pV = ZNRT,

где Z — коэффициент сверхсжимаемости реальных газов, зависящий от давления, температуры и состава газа и характеризующий степень отклонения реального газа от закона для идеальных газов.

Коэффициент сверхсжимаемости Z реальных газов — это отношение объемов равного числа молей реального V и идеального Vи газов при одинаковых термобарических условиях (т.е. при одинаковых давлении и температуре):

Z = V/Vи

Значения коэффициентов сверхсжимаемости наиболее надежно могут быть определены на основе лабораторных исследований пластовых проб газов. При отсутствии таких исследований прибегают к расчетному методу оценки Z по графику Г. Брауна. Для пользования графиком необходимо знать так называемые приведенные псевдокритическое давление и псевдокритическую температуру. Суть этих понятий состоит в следующем.

Объем углеводородных газов меняется в зависимости от температуры и давления примерно в соответствии с рис. 4. Каждая из кривых соответствует фазовым изменениям однокомпонентного газа при постоянной температуре и имеет три участка. Отрезок справа от пунктирной линии соответствует газовой фазе, участок под пунктирной линией — двухфазной газожидкостной области и отрезок слева от пунктирной линии — жидкой фазе. Отрезок пунктирной кривой вправо от максимума в точке С называется кривой точек конденсации (точек росы), а влево от максимума — кривой точек парообразования. Точка С называется критической. Значения давления и температуры, соответствующие критической точке С, также называются критическими. Другими словами, критическойназывается такаятемпература, выше которой газ не может быть превращен в жидкость ни при каком давлении. Критическим давлением называется давление, соответствующее критической точке перехода газа в жидкое состояние. С приближением значений давления и температуры к критическим свойства газовой и жидкой фаз становятся одинаковыми, поверхность раздела между ними исчезает и плотности их уравниваются. С появлением в системе двух и более компонентов в закономерностях фазовых изменений возникают особенности, отличающие их поведение от поведения однокомпонентного газа. Не останавливаясь на подробностях, следует отметить, что критическая температура смеси находится между критическими температурами компонентов, а критическое давление смеси всегда выше, чем критическое давление любого компонента. Для определения коэффициента сверхсжимаемости Z реальных газов, представляющих собой многокомпонентную смесь, находят средние из значений критических давлений и температур каждого компонента. Эти средние называются псевдокритическим давлением Рпкр и псевдокритической температурой Тпкр. Они определяются из соотношений:

где Pкрi, и Tкрi - критические давление и температура i-го компонента; Xi — доля i-го компонента в объеме смеси (в долях единицы).

Приведенные псевдокритические давление и температура, необходимые для пользования графиком Брауна, представляют собой псевдокритические значения, приведенные к конкретным давлению и температуре (к пластовым, стандартным или каким-либо другим условиям):

Pпр=Р/Рпкр;

Тпр=Т/Тпкр,

где Р и Т— конкретные давление и температура, для которых определяется Z.

Коэффициент сверхсжимаемости Z обязательно используется при подсчете запасов газа, прогнозировании изменения давления в газовой залежи и решении других задач.

Влагосодержание природных газов связано с тем, что природные газы и газоконденсатные смеси контактируют с пластовыми водами различных форм и вследствие чего содержат определенное количество паров воды. Концентрация водяных паров в газе зависит от его состава, давления, температуры. Отношение количества водяных паров (в долях единицы или процентах), находящихся в газе, к максимально возможному содержанию водяных паров в том же газе при тех же условиях называют относительной влажностью газа. Она характеризует степень насыщения газа водяным паром. Количество водяных паров, находящихся в единице объема или массы газа (г/м3 или г/кг), называют абсолютной влажностью.

Пары воды, присутствующие в газах и газоконденсатных смесях, влияют на фазовые превращения углеводородных систем. При определенных термодинамических условиях вода может выделяться из газа (конденсироваться), т.е. переходить в капельно-жидкое состояние. В газоконденсатных системах могут одновременно выделяться вода и конденсат. В присутствии воды давление начала конденсации УВ увеличивается.

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

bг = Vпл.г/Vст = Z(Pcт×Тпл/(Рпл×Тст),

где Рпл, Тпл, Pcт,××Тст — давление и температура соответственно в пластовых и стандартных условиях.

Значение величины bг 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 называется газоконденсатным фактором, — это количество газа (м3), из которого добывается 1 м3 конденсата. Значение газоконденсатного фактора колеблется для разных 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 стабильного 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 150см3/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, какдавлениеначала 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. Это надо учитывать при подсчете запасов и определении показателей проектов разработки. Исследования газоконденсатных залежей нужно производить с самого начала освоения залежи. При этом необходимо устанавливать:

- состав пластового газа и содержание в нем конденсата; давление начала конденсации УВ в пласте и давление максимальной конденсации;

- фазовое состояние конденсатной системы в пластовых условиях;

- количество и состав конденсата, выделяющегося из 1 м3 газа при различных давлениях и температуре;

- возможные потери конденсата в недрах при разработке залежи без поддержания пластового давления в зависимости от степени падения давления;

- фазовые превращения и свойства газоконденсатных смесей в стволах скважин, газосепараторах и газопроводах.

О свойствах газа и газоконденсата в пластовых условиях обычно судят на основании данных об их свойствах в стандартных условиях и расчетов без отбора и анализа глубинных проб газа. Основой таких расчетов являются результаты моделирования фазовых превращений углеводородной смеси в лабораторных установках. Однако следует учитывать, что этот метод недостаточно точен.

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. Молекулы воды как бы раздвигаются молекулами газа — плотность воды в гидратном состоянии возрастает до 1,26—1,32 см3/г (плотность льда 1,09см3/г).

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

 
 
Рис. 5. Диаграмма гетерогенного состояния газов (по Ю.Ф. Макогону): 1 – N2; 2 - СН43 - СО2; природная газовая смесь с относительной плотностью по воздуху: 4 — 0,6, 5 — 0,8: 6 – C2H6.; 7 – С3Н8: 8–h3S
Условия образования гидратов определяются составом газа, состоянием воды, внешними давлением и температурой и выражаются диаграммой гетерогенного состояния в координатах р—Т (рис. 5). 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). Для формирования и сохранения газогидратных залежей не нужны литологические покрышки: они сами являются непроницаемыми экранами, под которыми могут накапливаться залежи нефти и свободного газа. Газогидратная залежь внизу может контактировать с пластовой подошвенной водой, газовой залежью или непроницаемыми пластами.

Присутствие гидратов в разрезе можно обнаружить стандартными методами каротажа. Гидратсодержащие пласты характеризуются:

- незначительной амплитудой ПС;

- отсутствием или малым значением приращения показаний микроградиент-зонда;

- интенсивностью вторичной a активности, близкой к интенсивности водонасыщенных пластов;

- отсутствием глинистой корки и наличием каверн;

- значительной (в большинстве случаев) величиной rк; повышенной скоростью прохождения акустических волн и др.

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.

При вскрытии и разработке газогидратных залежей необходимо иметь в виду их специфические особенности, а именно: резкое увеличение объема газа при переходе его в свободное состояние; постоянство пластового давления, соответствующего определенной изотерме разработки газогидратной залежи; высвобождение больших объемов воды при разложении гидрата и др.

lektsia.com

По величине вязкости различают нефти

Количество просмотров публикации По величине вязкости различают нефти - 145

- незначительной вязкостью - mн < 1 мПа×с;

- -маловязкие - 1 < mн < 5 мПа×с;

- -с повышенной вязкостью - 5 < mн < 25 мПа× с;

- -высоковязкие - mн > 25 мПа×с.

К примеру, вязкость нефтей залежей: в верхнемеловых отложениях Северного Кавказа 0,2 - 0.3 мПа×с; в девонских отложениях Татарии, Башкирии, в меловых отложениях Западной Сибири - 1-5 мПа×с; в каменноугольных отложениях Татарии, Башкирии и Пермской области – 5-25 мПа×с. Нефть Русского месторождения в Западной Сибири характеризуется вязкостью 300 мПа×с, а нефть Ярегского месторождения в Коми АССР (добываемая шахтным способом) – 2000-22000 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.

3.2. Состав и свойства нефти и газа

Нефть - представляет собой масляную жидкость обычно коричневого или черного цвета͵ хотя бывают нефти и светлые, светло-коричневые.

Нефть легче воды, имеет специфический запах, который в случае наличия сернистых соединœений становится неприятным.

Нефть состоит из углеводородов и неуглеводородных компонентов, таких как: сера, кислород и азот, а также содержит металлоорганические соединœения.

Содержание углеводородов в нефти превышает 75%. Встречаются легкие нефти, состоящие из одних углеводородов. В нефти присутствуют три группы углеводородов:

1. Метановые (алканы, парафины). Формула Сn Н 2n + 2

2. Нафтеновые (циклопарафины, цикланы). Формула Сn Н 2n

3.Ароматические (арены). Формула Сn Н 2n - 6

Содержание углерода в нефтях меняется от 83 до 87%, водорода - от 12 до 14%. Максимальное содержание кислорода, серы и азота 5-8%, причем за счёт серы, количество которой может достигать 7%.

Сернистые соединœения: Сера в нефтях присутствует в свободном и связанном состоянии. Связанная сера находится либо в виде Н2 S (сероводород), либо входит в состав органических соединœений. При хранении нефти на воздухе, в ней увеличивается количество элементарной серы за счёт окисления сероводорода. Сероводород - Н2 S - кислота с температурой кипения 59,6 ° С. Способен соединяться с металлами, вызывая их коррозию. В пластовых условиях сероводород может содержаться как в газах, так и в растворенном состоянии в нефти.

Кислородные соединœения в нефтях представлены органическими кислотами, фенолами, кетонами и эфирами.

Азотные соединœения: Содержание азота в нефтях составляет 0,1-0,3%. По данным Еременко Н.А., азот, вероятно, связан в нефтях с исходным органическим веществом.

Смолисто-асфальтеновые вещества: После углеводородных соединœений, второе место по содержанию в нефти занимают смолисто-асфальтеновые вещества. По количеству содержания смол нефти бывают:

– малосмолистые - до 5% смол;

– смолистые - 5-15% смол;

– высокосмолистые нефти - свыше 15% смол.

Природа смолистых веществ полностью не выявлена до сих пор. Размещено на реф.рфΟʜᴎ состоят из углерода, водорода и кислорода. В них постоянно присутствуют также сера, азот и металлы. В тяжелых, высокосмолистых нефтях их содержание может достичь 40%, правда, такие нефти уже приближаются к асфальтам. Смолы - это полужидкие, иногда почти твердые темно-коричневого или черного цвета вещества, плотностью около 1,0г/см3. В нефтях обнаружено до 50 микроэлементов металлов и неметаллов (ванадий, никель, свинœец, желœезо и др.)

3.2.1. Физические свойства нефти

Плотность. Величина плотности нефти зависит от содержания смолисто-асфальтеновых компонентов, от природы веществ, составляющих массу нефти и от присутствия растворенного газа.

Плотность - масса в единице объёма в кг/м3 или г/см 3. Плотность нефти и газа зависит не только от состава, но и от давления и температуры.

Нормальной плотностью нефти считается отношение плотности при давлении 0,1МПа и температуре 20°С к плотности воды при 4°С. Она меняется от 0,77 до 1,0 г/см3 . У нас в качестве плотности принята величина r = 20/4 - это относительная плотность.

Карцев А.А. установил глобальную закономерность повышения плотности нефти снизу вверх по разрезу, от глубокозалегающих нефтей к залегающим ближе к поверхности (но в пределах конкретных месторождений она прослеживается не всœегда).

В пластовых условиях при давлении 20-40 МПа и температуре 80-120°С в нефти растворен газ. На 1 м3нефти газа приходится 100-250 м3, в связи с этим плотность нефти в пласте значительно ниже (обычно на 15-20%), чем на поверхности.

Фракционный состав. Нефть состоит из множества углеводородных и неуглеводородных соединœений с различной температурой кипения. По этой причине одним из наиболее часто используемых свойств нефти является ее фракционный состав, ᴛ.ᴇ. содержание ( по объёму или массе) фракций, выкипающих в разных интервалах температур.

Температура кипения соединœений в общем растет по мере увеличения молекулярной массы. В этом же направлении растет плотность отдельных фракций.

В процессе перегонки нефть разделяют на следующие фракции:

– бензин - Н.К. (начало кипения) - 190°С;

– керосин - 190-260 ° С;

– дизельное топливо - 260-360° C;

– тяжелый газойл и смазочные масла - 360-530° C

– остаток > 530°.

При огромном разнообразии компонентов до 300°С обычно выкипает не более 50% массы нефти. Остаток состоит из высокомолекулярных углеводородов, смол, асфальтенов, минœеральных веществ.

Вязкость - свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц относительно друг друга. Различают динамическую, кинœематическую и условную вязкость. На практике часто используют динамическую вязкость.

Динамическая вязкость (единица измерения в СИ - паскаль на секунду) - это сопротивление, оказываемое жидкостью при перемещении относительно друг друга двух ее слоев, площадью 1м2 каждый, находящихся на расстоянии 1м, со скоростью 1м/с под действием приложенной силы в 1 Ньютон (динамическая вязкость воды = 1 мПа/с).

Величина, обратная вязкости, принято называть текучестью. Вязкость нефти зависит от ее состава и температуры. Среди углеводородов наименьшей вязкостью обладают алканы, наибольшей - циклоалканы.

Кинœематическая вязкость равна отношению динамической вязкости к плотности жидкости при температуре определœения; единица ее измерения - кв. метр на секунду (м2/с).

Вязкость нефти колеблется в широких пределах, что видно из таблицы, приведенной ниже:

referatwork.ru

По величине вязкости различают нефти — КиберПедия

незначительной вязкостью — mн < 1 мПа × с;

маловязкие — 1<mн£5 мПа × с;

с повышенной вязкостью—5<mн £25 мПа× с;

высоковязкие— mн > 25 мПа× с.

Например, вязкость нефтей залежей: в верхнемеловых отложениях Северного Кавказа 0,2—0.3 мПа×с; в девонских отложениях Татарии, Башкирии, в меловых отложениях Западной Сибири— 1—5 мПа×с; в каменноугольных отложениях Татарии, Башкирии и Пермской области—5—25 мПа×с. Нефть Русского месторождения в Западной Сибири характеризуется вязкостью 300 мПа×с, а нефть Ярегского месторождения в Коми АССР (добываемая шахтным способом)—2000—22000 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.

При значительном содержании в нефти парафина и асфальтенов вязкость нефти зависит от скорости деформации сдвига, т. е. при этом условии нефть приобретает свойства неньютоновскнх жидкостей вследствие возникновения в ней пространственной структуры, образованной коллоидными частицами асфальтенов. парафина и смол. Значительное влияние на структурно-механические свойства нефтей оказывают также состав пород, свойства и строение пустотного пространства. В зависимости от материала стенок пустот процесс образования и упрочения пространственной структуры в нефтях протекает тем интенсивнее. чем меньше проницаемость породы. Кроме того, вязкость неньютоновской жидкости зависит от времени ее нахождения в спокойном состоянии.

Установлено, что проводимость горных пород для структурированных нефтей в значительной степени зависит от градиентов давления. При небольших градиентах проводимость песчаников может быть в десятки раз меньше, чем при высоких.

Проявлением структурно-механических свойств нефтей в ряде случаев могут быть объяснены низкая нефтеотдача, быстрое обводнение добывающих скважин, неравномерность профилей притока.

Колориметрические свойства нефти зависят от содержания в ней окрашенных веществ (смол, асфальтенов). Специальными исследованиями установлено, что слои вещества одинаковой толщины при прочих равных условиях всегда поглощают одну и ту же часть падающего на них светового потока. Зависимость между интенсивностью светового потока It после прохождения через раствор какого-либо вещества и толщиной слоя раствора L описывается основным уравнением (законом) колориметрии:

It=I0L-KспСL

где I0—интенсивность падающего светового потока; Kсп—-коэффициент светопоглощения; С—концентрация вещества в растворе.

Размерность коэффициента светопоглощения—1/см. За единицу Ксп принят коэффициент светопоглощения такого вещества, в котором при пропускании света через слой толщиной 1 см интенсивность светового потока падает в е=2,718 раз. Величина Ксп зависит от длины волны падающего света, природы растворенного вещества, температуры раствора и не зависит от толщины слоя.

Ксп определяется при помощи фотоколориметра. Фотоколориметрия—один из методов изучения изменения свойств нефти в пределах залежи или месторождения. По изменению колориметрических свойств нефти можно судить об изменении других ее свойств—вязкости, плотности. Контроль за величиной Кспнефти в процессе разработки позволяет решать ряд задач нефтегазопромысловой геологии.

Для нефтяных залежей характерно закономерное изменение основных свойств нефти в пределах площади и объема залежи: увеличение плотности, вязкости, величины коэффициента светопоглощения. содержания асфальтосмолистых веществ, парафина и серы по мере возрастания глубины залегания пласта, т. е. от свода к крыльям и от кровли к подошве (в мощных пластах). Иногда малоподвижные высоковязкие УВ (асфальты, твердые битумы и т. и.) образуют в подошве залежи монолитный слой. который частично или полностью запечатывает залежь, изолируя ее от законтурной области. Эти закономерности объясняются физико-химическим взаимодействием нефти с подошвенной водой.

Одновременно с увеличением плотности нефти (в пределах одной и той же залежи) уменьшаются ее газосодержание и давление насыщения растворенного газа. Так. на месторождении Календо (о-в Сахалин) величина газового фактора меняется от 49 до 70 м3/т, плотность нефти — от 0,830 до 0,930 г/см3.

Значения коэффициента светопоглощения на Бавлинском месторождении колеблются в пределах 190—450 ед.. На Западно-Сургутском месторождении величина этого коэффициента меняется в пласте БC10 от 300 до 550 ед.

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.

cyberpedia.su

По величине вязкости различают нефти

Количество просмотров публикации По величине вязкости различают нефти - 317

- незначительной вязкостью - mн < 1 мПа×с;

- -маловязкие - 1 < mн < 5 мПа×с;

- -с повышенной вязкостью - 5 < mн < 25 мПа× с;

- -высоковязкие - mн > 25 мПа×с.

К примеру, вязкость нефтей залежей: в верхнемеловых отложениях Северного Кавказа 0,2 - 0.3 мПа×с; в девонских отложениях Татарии, Башкирии, в меловых отложениях Западной Сибири - 1-5 мПа×с; в каменноугольных отложениях Татарии, Башкирии и Пермской области – 5-25 мПа×с. Нефть Русского месторождения в Западной Сибири характеризуется вязкостью 300 мПа×с, а нефть Ярегского месторождения в Коми АССР (добываемая шахтным способом) – 2000-22000 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.

3.2. Состав и свойства нефти и газа

Нефть - представляет собой масляную жидкость обычно коричневого или черного цвета͵ хотя бывают нефти и светлые, светло-коричневые.

Нефть легче воды, имеет специфический запах, который в случае наличия сернистых соединœений становится неприятным.

Нефть состоит из углеводородов и неуглеводородных компонентов, таких как: сера, кислород и азот, а также содержит металлоорганические соединœения.

Содержание углеводородов в нефти превышает 75%. Встречаются легкие нефти, состоящие из одних углеводородов. В нефти присутствуют три группы углеводородов:

1. Метановые (алканы, парафины). Формула Сn Н 2n + 2

2. Нафтеновые (циклопарафины, цикланы). Формула Сn Н 2n

3.Ароматические (арены). Формула Сn Н 2n - 6

Содержание углерода в нефтях меняется от 83 до 87%, водорода - от 12 до 14%. Максимальное содержание кислорода, серы и азота 5-8%, причем за счёт серы, количество которой может достигать 7%.

Сернистые соединœения: Сера в нефтях присутствует в свободном и связанном состоянии. Связанная сера находится либо в виде Н2 S (сероводород), либо входит в состав органических соединœений. При хранении нефти на воздухе, в ней увеличивается количество элементарной серы за счёт окисления сероводорода. Сероводород - Н2 S - кислота с температурой кипения 59,6 ° С. Способен соединяться с металлами, вызывая их коррозию. В пластовых условиях сероводород может содержаться как в газах, так и в растворенном состоянии в нефти.

Кислородные соединœения в нефтях представлены органическими кислотами, фенолами, кетонами и эфирами.

Азотные соединœения: Содержание азота в нефтях составляет 0,1-0,3%. По данным Еременко Н.А., азот, вероятно, связан в нефтях с исходным органическим веществом.

Смолисто-асфальтеновые вещества: После углеводородных соединœений, второе место по содержанию в нефти занимают смолисто-асфальтеновые вещества. По количеству содержания смол нефти бывают:

– малосмолистые - до 5% смол;

– смолистые - 5-15% смол;

– высокосмолистые нефти - свыше 15% смол.

Природа смолистых веществ полностью не выявлена до сих пор. Размещено на реф.рфΟʜᴎ состоят из углерода, водорода и кислорода. В них постоянно присутствуют также сера, азот и металлы. В тяжелых, высокосмолистых нефтях их содержание может достичь 40%, правда, такие нефти уже приближаются к асфальтам. Смолы - это полужидкие, иногда почти твердые темно-коричневого или черного цвета вещества, плотностью около 1,0г/см3. В нефтях обнаружено до 50 микроэлементов металлов и неметаллов (ванадий, никель, свинœец, желœезо и др.)

3.2.1. Физические свойства нефти

Плотность. Величина плотности нефти зависит от содержания смолисто-асфальтеновых компонентов, от природы веществ, составляющих массу нефти и от присутствия растворенного газа.

Плотность - масса в единице объёма в кг/м3 или г/см 3. Плотность нефти и газа зависит не только от состава, но и от давления и температуры.

Нормальной плотностью нефти считается отношение плотности при давлении 0,1МПа и температуре 20°С к плотности воды при 4°С. Она меняется от 0,77 до 1,0 г/см3 . У нас в качестве плотности принята величина r = 20/4 - это относительная плотность.

Карцев А.А. установил глобальную закономерность повышения плотности нефти снизу вверх по разрезу, от глубокозалегающих нефтей к залегающим ближе к поверхности (но в пределах конкретных месторождений она прослеживается не всœегда).

В пластовых условиях при давлении 20-40 МПа и температуре 80-120°С в нефти растворен газ. На 1 м3нефти газа приходится 100-250 м3, в связи с этим плотность нефти в пласте значительно ниже (обычно на 15-20%), чем на поверхности.

Фракционный состав. Нефть состоит из множества углеводородных и неуглеводородных соединœений с различной температурой кипения. По этой причине одним из наиболее часто используемых свойств нефти является ее фракционный состав, ᴛ.ᴇ. содержание ( по объёму или массе) фракций, выкипающих в разных интервалах температур.

Температура кипения соединœений в общем растет по мере увеличения молекулярной массы. В этом же направлении растет плотность отдельных фракций.

В процессе перегонки нефть разделяют на следующие фракции:

– бензин - Н.К. (начало кипения) - 190°С;

– керосин - 190-260 ° С;

– дизельное топливо - 260-360° C;

– тяжелый газойл и смазочные масла - 360-530° C

– остаток > 530°.

При огромном разнообразии компонентов до 300°С обычно выкипает не более 50% массы нефти. Остаток состоит из высокомолекулярных углеводородов, смол, асфальтенов, минœеральных веществ.

Вязкость - свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц относительно друг друга. Различают динамическую, кинœематическую и условную вязкость. На практике часто используют динамическую вязкость.

Динамическая вязкость (единица измерения в СИ - паскаль на секунду) - это сопротивление, оказываемое жидкостью при перемещении относительно друг друга двух ее слоев, площадью 1м2 каждый, находящихся на расстоянии 1м, со скоростью 1м/с под действием приложенной силы в 1 Ньютон (динамическая вязкость воды = 1 мПа/с).

Величина, обратная вязкости, принято называть текучестью. Вязкость нефти зависит от ее состава и температуры. Среди углеводородов наименьшей вязкостью обладают алканы, наибольшей - циклоалканы.

Кинœематическая вязкость равна отношению динамической вязкости к плотности жидкости при температуре определœения; единица ее измерения - кв. метр на секунду (м2/с).

Вязкость нефти колеблется в широких пределах, что видно из таблицы, приведенной ниже:

referatwork.ru

По величине вязкости различают нефти

Читайте также:
  1. II. Категории запасов, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа
  2. II. Методика ПЗ нефти и свободного газа по окончанию поисково-оценочных работ.
  3. II. По степени зрелости рыночных отношений различают .развитый и формирующийся рынки.
  4. III. Методика ПЗ нефти и свободного газа по окончанию разведочного этапа.
  5. III.4. Природные резервуары нефти и газа
  6. IV. Группы месторождений (залежей) по величине запасов, сложности геологического строения
  7. IV.2. Залежи нефти и газа и их параметры.
  8. IV.I. Ловушки нефти и газа и их типы
  9. VI.1.Параметры месторождений нефти и газа
  10. VIII.2. Гипотеза неорганического (абиогенного) происхождения нефти.
  11. VIII.3 Осадочно-миграционная теория происхождения нефти.
  12. X.2. Закономерности размещения нефти и газа по площади. Нефтегазоносные провинции (бассейны)
<!— … studru600x300 —>

— незначительной вязкостью — mн < 1 мПа×с;

— -маловязкие — 1 < mн < 5 мПа×с;

— -с повышенной вязкостью — 5 < mн < 25 мПа× с;

— -высоковязкие — mн > 25 мПа×с.

Например, вязкость нефтей залежей: в верхнемеловых отложениях Северного Кавказа 0,2 — 0.3 мПа×с; в девонских отложениях Татарии, Башкирии, в меловых отложениях Западной Сибири — 1-5 мПа×с; в каменноугольных отложениях Татарии, Башкирии и Пермской области – 5-25 мПа×с. Нефть Русского месторождения в Западной Сибири характеризуется вязкостью 300 мПа×с, а нефть Ярегского месторождения в Коми АССР (добываемая шахтным способом) – 2000-22000 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.

3.2. Состав и свойства нефти и газа

 

Нефть — представляет собой масляную жидкость обычно коричневого или черного цвета, хотя бывают нефти и светлые, светло-коричневые.

Нефть легче воды, имеет специфический запах, который в случае наличия сернистых соединений становится неприятным.

Нефть состоит из углеводородов и неуглеводородных компонентов, таких как: сера, кислород и азот, а также содержит металлоорганические соединения.

Содержание углеводородов в нефти превышает 75%. Встречаются легкие нефти, состоящие из одних углеводородов. В нефти присутствуют три группы углеводородов:

1. Метановые (алканы, парафины). Формула Сn Н 2n + 2

2. Нафтеновые (циклопарафины, цикланы). Формула Сn Н 2n

3.Ароматические (арены). Формула Сn Н 2n — 6

Содержание углерода в нефтях меняется от 83 до 87%, водорода — от 12 до 14%. Максимальное содержание кислорода, серы и азота 5-8%, причем за счет серы, количество которой может достигать 7%.

Сернистые соединения: Сера в нефтях присутствует в свободном и связанном состоянии. Связанная сера находится либо в виде Н2 S (сероводород), либо входит в состав органических соединений. При хранении нефти на воздухе, в ней увеличивается количество элементарной серы за счет окисления сероводорода. Сероводород — Н2 S — кислота с температурой кипения 59,6 ° С. Способен соединяться с металлами, вызывая их коррозию. В пластовых условиях сероводород может содержаться как в газах, так и в растворенном состоянии в нефти.

Кислородные соединения в нефтях представлены органическими кислотами, фенолами, кетонами и эфирами.

Азотные соединения: Содержание азота в нефтях составляет 0,1-0,3%. По данным Еременко Н.А., азот, вероятно, связан в нефтях с исходным органическим веществом.

Смолисто-асфальтеновые вещества: После углеводородных соединений, второе место по содержанию в нефти занимают смолисто-асфальтеновые вещества. По количеству содержания смол нефти бывают:

– малосмолистые — до 5% смол;

– смолистые — 5-15% смол;

– высокосмолистые нефти — свыше 15% смол.

Природа смолистых веществ полностью не выявлена до сих пор. Они состоят из углерода, водорода и кислорода. В них постоянно присутствуют также сера, азот и металлы. В тяжелых, высокосмолистых нефтях их содержание может достичь 40%, правда, такие нефти уже приближаются к асфальтам. Смолы — это полужидкие, иногда почти твердые темно-коричневого или черного цвета вещества, плотностью около 1,0г/см3. В нефтях обнаружено до 50 микроэлементов металлов и неметаллов (ванадий, никель, свинец, железо и др.)

 

 

3.2.1. Физические свойства нефти

Плотность. Величина плотности нефти зависит от содержания смолисто-асфальтеновых компонентов, от природы веществ, составляющих массу нефти и от присутствия растворенного газа.

Плотность — масса в единице объема в кг/м3 или г/см 3. Плотность нефти и газа зависит не только от состава, но и от давления и температуры.

Нормальной плотностью нефти считается отношение плотности при давлении 0,1МПа и температуре 20°С к плотности воды при 4°С. Она меняется от 0,77 до 1,0 г/см3 . У нас в качестве плотности принята величина r = 20/4 — это относительная плотность.

Карцев А.А. установил глобальную закономерность повышения плотности нефти снизу вверх по разрезу, от глубокозалегающих нефтей к залегающим ближе к поверхности (но в пределах конкретных месторождений она прослеживается не всегда).

В пластовых условиях при давлении 20-40 МПа и температуре 80-120°С в нефти растворен газ. На 1 м3нефти газа приходится 100-250 м3, поэтому плотность нефти в пласте значительно ниже (обычно на 15-20%), чем на поверхности.

Фракционный состав. Нефть состоит из множества углеводородных и неуглеводородных соединений с различной температурой кипения. Поэтому одним из наиболее часто используемых свойств нефти является ее фракционный состав, т.е. содержание ( по объему или массе) фракций, выкипающих в разных интервалах температур.

Температура кипения соединений в общем растет по мере увеличения молекулярной массы. В этом же направлении растет плотность отдельных фракций.

В процессе перегонки нефть разделяют на следующие фракции:

– бензин — Н.К. (начало кипения) — 190°С;

– керосин — 190-260 ° С;

– дизельное топливо — 260-360° C;

– тяжелый газойл и смазочные масла — 360-530° C

– остаток > 530°.

При огромном разнообразии компонентов до 300°С обычно выкипает не более 50% массы нефти. Остаток состоит из высокомолекулярных углеводородов, смол, асфальтенов, минеральных веществ.

Вязкость — свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц относительно друг друга. Различают динамическую, кинематическую и условную вязкость. На практике часто используют динамическую вязкость.

Динамическая вязкость (единица измерения в СИ — паскаль на секунду) — это сопротивление, оказываемое жидкостью при перемещении относительно друг друга двух ее слоев, площадью 1м2 каждый, находящихся на расстоянии 1м, со скоростью 1м/с под действием приложенной силы в 1 Ньютон (динамическая вязкость воды = 1 мПа/с).

Величина, обратная вязкости, называется текучестью. Вязкость нефти зависит от ее состава и температуры. Среди углеводородов наименьшей вязкостью обладают алканы, наибольшей — циклоалканы.

Кинематическая вязкость равна отношению динамической вязкости к плотности жидкости при температуре определения; единица ее измерения — кв. метр на секунду (м2/с).

Вязкость нефти колеблется в широких пределах, что видно из таблицы, приведенной ниже:

refac.ru