2.2.2 Физико–химические свойства нефти. Плотность сепарированной нефти


Свойства нефти в пластовых условиях

⇐ ПредыдущаяСтр 8 из 9Следующая ⇒

 

Физические свойства нефти в пластовых условиях значительно отличаются от свойств товарных (дегазированных) нефтей.

Отличия обусловлены влиянием высоких пластовых давлений, температур, содержанием растворенного газа, количество которого может достигать до 400-1000 м3 на 1 м3 нефти.

При проектировании систем разработки нефтяных месторождений, подсчете запасов нефти и попутного газа, подборе технологий и техники извлечения нефти из пласта, выборе и обосновании оборудования для сбора нефти на промыслах необходимо знать основные свойства пластовых и дегазированных (поверхностных) нефтей.

Свойства пластовых нефтей изучаются по глубинным пробам, отбираемым с забоя скважины, и поверхностным, взятым из отдельных аппаратов систем сбора и подготовки.

Плотностьхарактеризует количество массы вещества, в единице объема [кг/м3; г/см3]:

. (7.1)

Плотность нефтей определяют ареометрами, пикнометрами или весами Вестфаля.

Обычно плотность сепарированной нефти колеблется в пределах 800-940кг/м3. По величине плотности нефти условно разделяют на три группы: легкие (800–860 кг/м3), средние (860–900 кг/м3) и тяжелые с плотностью 900-940 кг/м3.

В пластовых условиях под действием растворенного газа и температуры плотность нефти обычно ниже плотности сепарированной нефти. Известны нефти, плотность которых в пласте меньше 500 кг/м3 при плотности сепарированной нефти 800 кг/м3.

Не все газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на ее плотность. При повышении давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении ее углеводородными газами (метаном, пропаном, этиленом). Плотность нефтей, насыщенных азотом или углекислотой, несколько возрастает с ростом давления.

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

Вязкость пластовой нефти почти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной вследствие большого количества растворенного газа, повышенной пластовой температуры и давления. При этом все нефти подчиняются следующим общим закономерноcтям: вязкость их уменьшается с повышением количества газа в растворе и с увеличением температуры; повышение давления вызывает некоторое увеличение вязкости.

Вязкость нефти зависит также от состава и природы растворенного газа. При растворении азота вязкость увеличивается, а при растворении углеводородных газов она понижается тем больше, чем выше молекулярная масса газа.

Газовый фактор пластовой нефти показывает отношение объема выделившегося равновесного нефтяного газа (Vг) к объему дегазированной нефти, полученный из пластовой в процессе ее разгазирования (Vн):

. (7.2)

Объем выделившегося равновесного нефтяного газа (Vг) приведен к стандартным условиям (давление атмосферное – 100 кПа, температура – 293,15К) или к нормальным условиям (0,1013 МПа, 273,15 К).

Для нефтяных месторождений Западной Сибири величина газового фактора изменяется в диапазоне от 35 до 100 м3/м3, для нефтегазовых залежей величина газового фактора может доходить до 250 м3/м3.

Давлением насыщения пластовой нефти называют максимальное давление, при котором растворенный газ начинает выделяться из нефти при изотермическом ее расширении в условиях термодинамического равновесия. В пластовых условиях до начала разработки залежи давление насыщения может соответствовать пластовому давлению (нефть полностью насыщена газом) или быть меньше его (нефть недонасыщена газом), но не может быть больше пластового давления.

Нефти и пластовые воды с давлением насыщения, равным пластовому давлению, называются насыщенными. Если залежь имеет газовую шапку, то нефти, как правило, насыщенные.

Разница между Рпл и Рнас может изменяться в диапазоне от десятых долей до десятков МПа. Пробы нефти, отобранные из одной и той же залежи, имеют разные показатели по величине давления насыщения. Это связано с изменением состава газа и нефти и их свойств в пределах залежи. Давление насыщения зависит от пластовой температуры, соотношения объемов нефти и растворенного газа, их состава и свойств. С повышением температуры давление насыщения может значительно увеличиваться.

С увеличением молекулярной массы нефти (плотности) этот параметр увеличивается при всех прочих равных условиях.

С увеличением в составе газа числа компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения увеличивается. Особенно высоким давлением насыщения характеризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота.

Большинство месторождений Томской области и в Западной Сибири являются недонасыщенными залежами.

Объемный коэффициент нефти(b) характеризует соотношение объема нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности при дегазации:

, (7.3)

где Vпл – объем нефти и растворенного в ней газа в пластовых условиях;

Vдег – объем нефти при стандартных условиях после дегазации.

Если в начальный момент времени давление в пласте Pо = Pпл > Pнас, то при дальнейшей разработке залежи и уменьшении пластового давления объемный коэффициент нефти будет расти за счет упругого увеличения объема, занимаемого нефтью в поровом пространстве пласта. При достижении в определенной части пласта давления насыщения дальнейшее снижение пластового давления приведет к выходу части газа, растворенного в нефти, и, как следствие, к уменьшению Vпл и, соответственно, к уменьшению объемного коэффициента нефти.

Объемный коэффициент определяется по результатам исследования глубинных проб. Для большинства месторождений величина b изменяется от 1,07–1,3. Для месторождений Западной Сибири величина объемного коэффициента нефти b колеблется от 1,1 до 1,2.

Усадка нефти U показывает степень уменьшения объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность. Объем нефти в пластовых условиях всегда больше объема сепарированной нефти (Vпл > Vсеп). Используя объемный коэффициент, можно определить величину усадки нефти U:

. (7.4)

 

Читайте также:

lektsia.com

2.2.2 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. Рассмотрим их подробнее.

2.2.2.1 Плотность нефти

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

ρ = m / V. (2.41)

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 4 оС:

ρо = ρн / ρВ. (2.42)

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 плотностью 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)], (2.43)

где ρ20 – плотность нефти при 20оС;

ζ – коэффициент объёмного расширения (табл. 2.6).

Таблица 2.6 - 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 20 оС (ρ20) равна 870 кг/м3. Какова плотность этой же нефти при температуре 10 оС?

Решение. Воспользуемся выражением (2.43), 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)], (2.44)

или ρ (Р) = ρ20 · [1 + (Р – 1) / К], (2.45)

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 (2.45) 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.2.13) и температур, количества растворённого газа.

Рисунок 2.13 – Изменение плотности пластовой нефти в зависимости от давления

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

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

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

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

studfiles.net

Плотность нефти

Химия Плотность нефти

просмотров - 105

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

ρ = m / v. (3.2)

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. (3.3)

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)], (3.4)

где ρ20 – плотность нефти при 20оС;

ζ – коэффициент объёмного расширения (табл. 3.1).

Таблица 3.1

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 (3.4) 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)] (3.5)

или ρ (Р) = ρ20 · [1 + (Р – 1) / К], (3.6)

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 (3.6) 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. 3.1) и температур, количества растворённого газа.

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

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

С увеличением количества растворенного углеводородного газа величина плотности уменьшается. 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.

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

    Плотность нефти

     

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

     

    ρ = m / v. (3.2)

     

    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. (3.3)

     

    Величины плотность нефти (ρн) и удельный вес нефти (dн) не всегда совпадают. Под удельным весомпонимается 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)], (3.4)

     

    где ρ20 – плотность нефти при 20оС;

    ζ – коэффициент объёмного расширения (табл. 3.1).

    Таблица 3.1

    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 (3.4) 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)] (3.5)

     

    или ρ (Р) = ρ20 · [1 + (Р – 1) / К], (3.6)

     

    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 (3.6) 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. 3.1) и температур, количества растворённого газа.

     

     

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

     

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

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

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

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

     

    Дата добавления: 2015-07-08; просмотров: 91 | Нарушение авторских прав

    Читайте в этой же книге: Тепловые свойства горных пород | Состав природных газов | Способы выражения состава | Углеводородных газов | Уравнение состояния | Состояние реальных газов | Критические давления, температуры и коэффициенты сверхсжимаемости компонентов нефтяных газов | Вязкость газов | Растворимость газов в нефти и воде | Упругость насыщенных газов |mybiblioteka.su - 2015-2018 год. (0.008 сек.)

    mybiblioteka.su