Open Library - открытая библиотека учебной информации. Плотность дегазированной нефти


4. Физико-химические 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.

4.1. Плотность нефти

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

ρ = m / v. (4.1)

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

Под относительной плотностью (ρо) понимают отношение величин абсолютной плотности нефти (ρн) к плотности воды (ρВ), определенной при 4оС:

ρо = ρн / ρВ. (4.2)

Величины плотность нефти (ρн) и удельный вес нефти (dн) не всегда совпадают. Под удельным весом понимается отношение веса нефти к весу воды того же объёма.

Обычно плотность сепарированных нефтей колеблется в пределах 820-950 кг/м3. По величине плотности нефти условно разделяют на три группы: легкие (820-860), средние (860-900) и тяжелые с плотность 900-950 кг/м3. Цифры в скобках характеризуют интервалы распределения функции плотности для нефтей месторождений Западной Сибири.

Чем меньше плотность нефти, тем выше выход светлых фракций. С возрастанием температуры плотность нефтей дегазированных (сепарированных) уменьшается. Зависимость плотности нефти (ρ, кг/м3) от температуры (Т, оС) оценивается выражением:

ρ(Т) = ρ20 · [1 + ζ (20 – Т)], (4.3)

где ρ20 – плотность нефти при 20оС;

ζ – коэффициент объёмного расширения (табл. 4.1).

Таблица 4.1

Значения коэффициента объёмного расширения

ρ, кг/м3

ζ, 1/оС

ρ, кг/м3

ζ, 1/оС

800-819

0,000937

900-919

0,000693

820-839

0,000882

920-939

0,000650

840-859

0,000831

940-959

0,000607

860-879

0,000782

960-979

0,000568

880-899

0,000738

980-999

0,000527

Рассмотрим пример. Плотность нефти при температуре 20оС (ρ20) равна 870 кг/м3. Какова плотность этой же нефти при температуре 10оС?

Решение. Воспользуемся выражением (4.3) получим:

Ρ10 = 870 · [1 + 0,000782 (20 – 10)] = 876,8 кг/м3.

Несмотря на то, что все нефти являются слабо сжимаемыми жидкостями, при увеличении давления плотности нефтей возрастают, а при уменьшении – уменьшаются, хотя эти изменения малы по сравнению с их номинальными значениями.

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

ρ (Р) = ρ20 · [1 + β · (Р – 1)] (4.4)

или ρ (Р) = ρ20 · [1 + (Р – 1) / К], (4.5)

где ρ20 – плотность нефти при стандартных условиях;

β – коэффициент сжимаемости нефти, 1/Па;

К – модуль упругости нефти, Па.

Среднее значение коэффициента сжимаемости нефти (β) составляет 0, 00078 МПа-1, среднее значение модуля упругости нефти (К =1/β) составляет ≈ 1,3 · 109 Па.

Рассмотрим пример. Плотность нефти при давлении 0,1 МПа равна 870 кг/м3. Какова будет плотность этой же нефти при давлении 6,0 МПа, если температура не изменяется?

Решение. Воспользуемся формулой (4.5) и получим:

Ρ6,0 = 870 · [1 + (6,0 – 0,1) · 106 / 1,3 · 109] ≈ 874 кг/м3.

Плотность пластовой нефти зависит от состава нефти, пластовых давлений (рис. 4.1) и температур, количества растворённого газа.

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

С увеличением количества растворенного углеводородного газа величина плотности уменьшается. Однако, не все газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на величину её плотности. Плотность нефтей при насыщении азотом или углекислым газом несколько возрастает с увеличением давления.

Рис. 4.1. Изменение плотности пластовой нефти в зависимости от давления

С повышением температуры в области давлений меньше давления насыщения плотность пластовых нефтей будет возрастать.

В залежи величина плотности возрастает от купола к крыльям и к подошве, что объясняется функцией распределения растворенного газа.

studfiles.net

Физические свойства нефти, газа и воды

Состояние и свойства углеводородов в пласте зависят от их состава, давления и температуры. В залежах они могут находиться в жидком, газоо­бразном состоянии или в виде газожидкостной смеси.

Плотность пластовой нефти – масса нефти в пластовых условиях 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. По плотности пластовые нефти делятся на лег­кие – с удельным весом менее 0,850 г/см3, и тяжелые – с удельным весом более 0,850 г/см3.

Вязкость пластовой нефти характеризует степень подвижности флюида. Это важный параметр, от которого зависят эффективность процесса разра­ботки и конечный коэффициент нефтеизвлечения. Вязкость нефти может в десятки раз увеличиваться при переходе из пластовых условий в поверхност­ные. Это обусловлено повышенной температурой и газосодержанием.

Между вязкостью и плотностью нефти существует прямая пропорцио­нальность. Так, легкая нефть менее вязкая. Единицей измерения вязкости

служит мПа·с (миллипаскаль в секунду). По величине вязкости разли­чают нефть с незначительной вязкостью (< 1 мПа·с), маловязкую (> 1 и < 5 мПа·с), с повышенной вязкостью (> 5 и < 25 мПа·с) и высоковязкую (> 25 мПа·с).

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

Снижение забойного давления ниже давления насыщения при определенных условиях может привести к снижению дебита нефти из-за выделения газа в призабойной зоне пласта. Это приводит к снижению притока жидкости, преждевременному прорыву воды из-за увеличения вязкости нефти, выпадению АСПО и солей в скважине и частым отказам погружных насосов.

Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти равно объему растворенного газа (в стандартных условиях), содержащегося в единице объема пластовой нефти.

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

Промысловым газовым фактором называется количество добытого газа в м3, приходящееся на 1 м3 (т) дегазированной нефти. Если при раз­работке газ в пласте не выделяется, то газовый фактор меньше газосо­держания пластовой нефти, т.к. в промысловых условиях полной дегазации нефти не происходит.

Сжимаемость нефти (газа, воды) обусловлена тем, что нефть (как и все жидкости) обладает упругостью, которая характеризуется коэффициентом сжимаемости.

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

Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м3 дегазированной нефти.

Используя объемный коэффициент, можно определить «усадку нефти», т.е. установить уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность.

Влагосодержание природных газов обусловлено контактом с пластовы­ми водами и зависит от давления, температуры и состава газа.

Объемный коэффициент пластового газа – отношение объема газа в пластовых условиях к объему того же количества газа в стандартных условиях. Объем газа в пластовых условиях примерно в 100 раз меньше, чем в стандартных условиях.

Минерализацией воды называется суммарное содержание в воде рас­творенных солей, ионов и коллоидов.

Плотность воды в пластовых условиях зависит, главным образом, от ее минерализации, давления и температуры.

Вязкость пластовой воды зависит, в первую очередь, от температуры, минерализации и химического состава.

Растворимость газов в воде гораздо ниже, чем в нефти. При увеличении минерализации воды растворимость газов в воде уменьшается.

Сжимаемость воды – это обратимое изменение объема воды в пласто­вых условиях под действием давления. Сжимаемость воды уменьшается с увеличением концентрации солей и увеличивается с увеличением содер­жания растворенного газа.

Геолого-физические характеристики основных продуктивных пла­стов разрабатываемых месторождений и свойств их нефтей приведены в таблице 1.

Похожие статьи:

poznayka.org

Вопрос №30. Давление насыщения нефти газом, объемный коээфициент и усадка нефти

ДНГГ – наз-ся давление, при котором газ начинает переходить из растворимого нефте состояния в свободное.

Рнас → Па, МПа, кгс/см2 .

Давление насыщения зависит от кол-ва и вида раств. газа, а также состава нефти и от температуры. С увеличением кол-во раств. газа и температуры нефти давление насыщения увеличивается.

 

рис.1

 

С ростом содержания АСВ в нефти при прочих равных условиях Рнас увеличивается (т.е. с ростом молекулярной массы нефтяное давление насыщения увеличивается). К этому же приводят и рост содержания в газе компонентов плохо растворимых в нефти. Экспериментально давление насыщения определяют по кривым Р - ∆V

 

рис. 2

Суть эксперимента в том, что дискретно увеличивая объем цилиндра следят за изменением давления в нем, которое снижается с Рпл до Ратм

По полученным данным строим зависимость указанную на рис. 2 точка преломления “В” – есть давление насыщения. Более крутой участок в левой ветви (уч. АВ) объясняется упругим расширением системы состоящей только из жидкости (газ раств. в нефти) имеющий низкий коэф-нт сжимаемости. Отсюда следует, что более резкое падение давления по сравнению с правой ветвью (ВС) представляет собой жидкость + выдел. газ (который обладает более высоким коэф-ом сжимаемости). Сведения о давлении насыщении газа необходимо знать для обоснования глубины спуска насоса под динамич-ий уровень жидкости газа, при выборе длины, диаметра подъемных труб при фонтанном и газлифтном способах добычи нефти.

Плотность дегазированной и пластовой нефти.

Плотность дегазированной и пластовой нефти изменяется в широких пределах 600 – 700...1000 кг/м3 .

   
   
       
       

Присутствие в пл. нефти раств-го газа и повышенная температура пласта приводит к уменьшению плотности нефти.

 

Не все газы одинаково влияют на плотность нефти при их раств-ии. Так с увеличением давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении ее УВ газами ( метан, этанол, пропан) и неУВ (СО2).

Плотность нефтей насыщенных азотом несколько увеличивается с увеличением давления. Это объясняется тем, что с увеличением давления с одной стороны увеличивается кол-во раств-го в нефти газа, что уменьшает вязкость нефти, с другой при увеличении давления, уменьшается объем нефти из-за упругого ее сжатия, что ведет к увеличению вязкости. Естественно, при раств-ии плохо растворимого азота преобладает второй процесс: процесс увеличения вязкости за счет упругого сжатия нефти.

Кривая изменения вязкости в зависимости от давления:

 

 

Плотность, как параметр, необходима для перевода объемных ед. в массовые и наоборот.

31-32 Состав и физические свойства пластовых вод.

Пластовые воды нефтяных залежей – постоянные спутники нефтяных месторождений. Состав и физические св-ва пластовых вод, их активность во много предопределяет успешность разработки нефтяных месторождений.

Различают следующие виды пластовых вод:

1) подошвенные и краевые воды, заполняющие поры коллектор под залежью.

2) промежуточные – воды, приуроченные к водоносным пропластам, залегание в самом пласте.

3) Остаточные – воды, оставшиеся в нефтяном пласте после миграции нефти. В свою очередь остаточные воды делятся:

· свободную (гравитационную) воды, которые находятся в капельножидком состоянии. Движение ее происходит под влиянием силы тяжести и напорного градиента давления, в меньшей степени капиллярных сил.

· капиллярно-связанную воду, воду, удерживаемую капиллярными силами в узких порах.

· пленочную воду, толщина (1...10)·10-6 см

tзам = -1,5 0С плотность >1 прокрывает поверхность

гидрофильных участков пористой среды

· адсорбционно–связанная вода, образуется путем адсорбции поляризованных молекул воды на поверхности части породы. Ее свойства значительно отличаются от свойств свободной объемной воды, например tзам. = - 8 0С, она обладает повышенной кислотностью, толщина этой воды (6...10)·10-7 см

Кроме перечисленных вод в г.п. различают химически связанную воду, которая входит в состав минералов СаSO4·2Н2О. Также встречается вода в тв. состоянии в виде кристаллов, линз и даже линз различной мощности, как правило в зонах многомерзлых пород крайнего Севера..

Вода в состоянии пара на больших глубинах в высокотемпературных зонах.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:

zdamsam.ru

Вязкость - дегазированная нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Вязкость - дегазированная нефть

Cтраница 4

Полученная корреляция для пластовых нефтей при насыщении их двуокисью углерода показывает принципиальную возможность обобщения экспериментальных данных в виде уравнения ( III. Поэтому представляет значительно больший интерес влияние растворения двуокиси углерода на вязкость дегазированных нефтей.  [46]

Вязкость является мерой подвижности нефти. Однако у пластовой и у дегазированной нефти значения вязкости различны. Растворенный газ и повышенная температура иногда в несколько раз: снижают вязкость пластовой нефти по сравнению с вязкостью дегазированной нефти.  [47]

Вязкость нефти снижается по мере увеличения количества растворенных в ней углеводородных газов, роста температуры и несколько возрастает при повышении давления выше давления насыщения. При растворении азота в нефти вязкость возрастает. Вязкость нефтей различных месторождений изменяется в пластовых условиях в широком диапазоне - от многих сотен до десятых долей мПа - с; она может быть в десятки раз меньше вязкости дегазированной нефти.  [48]

Не всегда рас-четно-эмпирический метод дает такие хорошие результаты; в ряде случаев погрешность доходит до 100 / - б и более. Для повышения точности получаемых данных следует стараться уменьшить необходимое количество вспомогательных графиков. Например, плотность газа и вязкость дегазированной нефти при пластовой температуре следует получать экспериментально, а не при помощи графиков, приведенных на фиг.  [49]

Исходя из уравнений ( 94), ( 95) можно утверждать, что чем больше величина вязкости нефти, тем ближе расположены молекулы Круг к другу. Учитывая степенной характер зависимости сил взаимодействия от межмолекулярюк расстояний ( 95), можно утверждать, что даже при незначительном газонасыцекии величина) вязких жидкостей изменится значительно. У маловязких жидкостей молекулярные расстояния и при Г 0 достаточно велики, а поэтому ослабление связей молекул при наличии газа-разбавителя сравнительно мало. Таким образом, величина Z должна зависеть от вязкости дегазированной нефти.  [50]

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.  [51]

Я приводит к процессам изменения давления и газового фактора во времени, описанных кривыми на фиг. Конечная нефтеотдача и максимальные газовые факторы занесены в табл. 16, а первая построена, кроме того, в зависимости от Я на фиг. Во всех случаях принятая растворимость газа при 170 ат равна 96 м3 / м3, усадка от 170 ат - 30 8 %, а вязкость дегазированной нефти - 2 76 сантипуаза.  [52]

Давно известно, что состав и свойства нефти заметно изменяются по площади залежи. Многими исследователями приводятся сведения об увеличении плотности нефти по падению пласта и от кровли к подошве. Хуже изучено распределение вязкости нефти по залежи. Обычно и теряется вязкость дегазированной нефти. Эта характеристика нефти довольно сильно меняется по пласту.  [53]

Вязкость нефти зависит от температуры, давления и химического состава. С повышением температуры вязкость нефти уменьшается с повышением давления, наоборот, увеличивается. Высокомолекулярные углеводороды повышают вязкость нефти, поэтому вязкость легких нефтей меньше, чем тяжелых. Вязкость нефти зависит также от количества растворенных в ней газов. Поэтому вязкость пластовой нефти может резко отличаться от вязкости дегазированной нефти: при комнатной температуре для дегазированных нефтей она равна обычно 5 - 100 сП, а для пластовых может быть в 10 - 20 раз меньше.  [55]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Плотность нефти

Химия Плотность нефти

просмотров - 69

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ

Физико–химические свойства нефтей в пластовыхусловиях 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 определœен перечень базовых свойств нефтей пластовых и дегазированных, которые обычно изучаются по глубинным пробам, отбираемым с забоя скважины. Разберем их подробнее.

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

ρ = m / v. (4.1)

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

Под относительной плотностью (ρо) понимают отношение величин абсолютной плотности нефти (ρн) к плотности воды (ρВ), определœенной при 4оС:

ρо = ρн / ρВ. (4.2)

Величины плотность нефти (ρн) и удельный вес нефти (dн) не всœегда совпадают. Под удельным весомпринято понимать отношение веса нефти к весу воды того же объёма.

Обычно плотность сепарированных нефтей колеблется в пределах 820-950 кг/м3. По величинœе 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 распределœения функции плотности для нефтей месторождений Западной Сибири.

Чем меньше плотность нефти, тем выше выход светлых фракций. С возрастанием температуры плотность нефтей дегазированных (сепарированных) уменьшается. Зависимость плотности нефти (ρ, кг/м3) от температуры (Т, оС) оценивается выражением:

ρ(Т) = ρ20 · [1 + ζ (20 – Т)], (4.3)

где ρ20 – плотность нефти при 20оС;

ζ – коэффициент объёмного расширения (табл. 4.1).

Таблица 4.1

Значения коэффициента объёмного расширения

ρ, кг/м3 ζ, 1/оС ρ, кг/м3 ζ, 1/оС
800-819 0,000937 900-919 0,000693
820-839 0,000882 920-939 0,000650
840-859 0,000831 940-959 0,000607
860-879 0,000782 960-979 0,000568
880-899 0,000738 980-999 0,000527

Рассмотрим пример. Плотность нефти при температуре 20оС (ρ20) равна 870 кг/м3. Какова плотность этой же нефти при температуре 10оС?

Решение. Воспользуемся выражением (4.3) получим:

Ρ10 = 870 · [1 + 0,000782 (20 – 10)] = 876,8 кг/м3.

Несмотря на то, что всœе нефти являются слабо сжимаемыми жидкостями, при увеличении давления плотности нефтей возрастают, а при уменьшении – уменьшаются, хотя эти изменения малы по сравнению с их номинальными значениями.

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

ρ (Р) = ρ20 · [1 + β · (Р – 1)] (4.4)

или ρ (Р) = ρ20 · [1 + (Р – 1) / К], (4.5)

где ρ20 – плотность нефти при стандартных условиях;

β – коэффициент сжимаемости нефти, 1/Па;

К – модуль упругости нефти, Па.

Среднее значение коэффициента сжимаемости нефти (β) составляет 0, 00078 МПа-1, среднее значение модуля упругости нефти (К =1/β) составляет ≈ 1,3 · 109 Па.

Рассмотрим пример. Плотность нефти при давлении 0,1 МПа равна 870 кг/м3. Какова будет плотность этой же нефти при давлении 6,0 МПа, если температура не изменяется?

Решение. Воспользуемся формулой (4.5) и получим:

Ρ6,0 = 870 · [1 + (6,0 – 0,1) · 106 / 1,3 · 109] ≈ 874 кг/м3.

Плотность пластовой нефти зависит от состава нефти, пластовых давлений (рис. 4.1) и температур, количества растворённого газа.

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

С увеличением количества растворенного углеводородного газа величина плотности уменьшается. При этом, не всœе газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на величину её плотности. Плотность нефтей при насыщении азотом или углекислым газом несколько возрастает с увеличением давления.

Рис. 4.1. Изменение плотности пластовой нефти в зависимости от давления

С повышением температуры в области давлений меньше давления насыщения плотность пластовых нефтей будет возрастать.

В залежи величина плотности возрастает от купола к крыльям и к подошве, что объясняется функцией распределœения растворенного газа.

Читайте также

  • - Плотность нефти

    Плотностьхарактеризует количества покоящейся массы, выраженной в единице объёма (по другому масса в единице объема) , [г/см3; кг/м3]: (задать вопрос студ.) &... [читать подробенее]

  • - Плотность нефти

    Плотностьхарактеризует 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... [читать подробенее]

  • - Плотность нефти

    Плотностьхарактеризует количества покоящейся массы, выраженной в единице объёма, [г/см3; кг/м3]: &... [читать подробенее]

  • - Плотность нефти

    ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ Физико–химические свойства нефтей в пластовыхусловиях значительно отличаются от свойств дегазированных нефтей.Отличия обусловлены влиянием высоких пластовых давлений, температур и содержанием растворенного газа, количество... [читать подробенее]

  • oplib.ru