Методика определения физических свойств нефти при пластовых условиях. Вязкость дегазированной нефти


Вязкость - дегазированная нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Вязкость - дегазированная нефть

Cтраница 3

Вычисленная суммарная нефтеотдача, выраженная количеством дегазированной нефти и насыщенности пласта свободным газом, для гипотетических пластов с режимом растворенного газа в зависимости от вязкости дегазированной нефти.  [31]

Время разрушения образовавшейся в приборе пены фиксированного объема при вязкости дегазированной нефти 30 мПа - с составляет 170 с, а при вязкости нефти 120 мПа - с - 500 с, т.е. при увеличении вязкости дегазированной нефти в 4 раза время полного разрушения пенной системы в исследуемом интервале вязкостей возрастает практически в 3 раза.  [32]

Вязкость нефти с растворенным газом цнг определяется в зависимости от количества растворенного газа и вязкости дегазированной нефти цн при средней температуре перекачки. Вязкость дегазированной нефти определяется в зависимости от температуры.  [33]

Вязкость газосодержащей нефти ц определяется следующим образом. Значение вязкости дегазированной нефти fj 0 откладывается да оси абсцисс и восстанавливается перпендикуляр до пересечения с наклонной прямой, соответствующей данному газосодержанию.  [34]

Установлено, что с ростом газосодержания и вязкости дегазированной нефти время разрушения пены существенно увеличивается.  [36]

Поскольку вязкость газонасыщенной нефти может существенно отличаться от вязкости дегазированной нефти, то возникает необходимость учитывать влияние растворенного газа на работу насосов.  [37]

Данные заимствованы из работы [ l ], откуда следует, что при изменении давления насыщения р от 0 до 10 ати вязкость дегазированной нефти увеличивается по сравнению с вязкостью насыщенной нефти ( Р 10 ати) в 1 5 - 3 2 раза.  [38]

Они - 8 - 90 - - - 9В т включают три кривых для yCg), которые рассматриваются как разумные приближения к истинной зависимости в естественном нефтяном пласте. Содержание связанной воды оценивалось в 20 %; начальное пластовое давление было 117 5 ат; растворимость газа 136 Л3 / - / и3; усадка 36 0 %, а вязкость дегазированной нефти - 2 4 сан-типуаза.  [39]

Основные исходные данные следующие: глубина скважины Lc - 2000 м, глубина спуска ЦЭН Ян 1200 м, внутренний диаметр скважины DT 0 1503 м, внутренний диаметр НКТ dBK 0 0503 м, пластовая температура tnn 50 С, температура на устье скважины ty 14 8 С, дебит скважины ( массовый) QM 50 т / сут, обводненность п0 0, вязкость дегазированной нефти соответственно при 20 С [ д 20 50 мПа - с, при 50 С fi50 5 мПа - с, газовый фактор Г0 25 м3 / м3, давление у приема ЦЭН выше давления насыщения.  [40]

Дегазированные нефти месторождения Корсак тяжелые ( III горизонт) и средней плотности ( IV и V горизонты), смолистые и малосмолистые. Температура начала кипения их высокая, выход светлых фракций небольшой. Вязкость дегазированных нефтей в основном очень высокая.  [41]

Давно известно, что состав и свойства нефти заметно изменяются по залежи. Хуже изучено распределение вязкости нефти по залежи. Обычно определяют вязкость дегазированной нефти. Эта характеристика нефти довольно сильно меняется по пласту: вязкость, как и плотность, увеличивается от свода залежи к водо-нефтяному контакту и от кровли пласта к подошве. Как показали наши исследования, вязкость нефти в пластах угленосной толщи Башкирии может изменяться по залежи и в несколько раз.  [43]

Вязкость перекачиваемой нефти-один из важнейших параметров в технологическом расчете трубопроводов. Насыцение нефти газом уненьшает силы внутреннего трения. В зависимости от вязкости дегазированной нефти, состава и количества растворенного газа ато уменьшение достигает нескольких раз.  [44]

Давно известно, что состав и свовдтва нефти заметно изменяются по плошади залежи и по мощности пласта. Меньше изучено распре-дсленяе вязкости нефти по залехи Обычно намеряется вязкость дегазированной нефти. Эта характеристика нефти довольно сильно меняется по пласту. Это обусловлено ивме-ненига содерганит асфальтенов и смол, растворенных газовых компонентов как по плошади, тан и по мощности пласта.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

плотность, вязкость, сжимаемость, объемный коэффициент. Их зависимость от температуры и давления

Физические свойства пластовых нефтей сильно отличаются от свойств поверхностных дегазированных нефтей, что обусловливается влиянием температуры, давления и растворенного газа. Изменение физических свойств пластовых нефтей, связанных с термодинамическими условиями нахождения их в пластах, учитывают при подсчете запасов нефти и нефтяного газа, при проектировании, разработке и эксплуатации нефтяных месторождений.

Плотность дегазированной нефти изменяется в широких пределах — от 600 до 1000 кг/м3 и более и зависит в основном от углеводородного состава и содержания асфальтосмолистых веществ.

Плотность нефти в пластовых условиях зависит от количества растворенного газа, температуры и давления. С повышением давления плотность несколько увеличивается, а с повышением двух других факторов — уменьшается. Влияние последних факторов сказывается больше. Плотность нефтей, насыщенных азотом или углекислотой, несколько возрастает с повышением давления.

Влияние количества растворенного газа и температуры сказывается сильнее. Поэтому плотность газа в итоге всегда меньше плотности дегазированной нефти на поверхности. При повышении давления плотность нефти значительно уменьшается, что связано с насыщением нефти газом. Рост давления выше давления насыщения нефти газом способствует некоторому увеличению плотности нефти.

На плотность пластовых вод, кроме давления, температуры и растворенного газа, сильно влияет их минерализация. При концентрации солей в пластовой воде 643 кг/м3 плотность ее достигает 1450 кг/м3.

Объемный коэффициент. При растворении газа в жидкости объем ее увеличивается. Отношение объема жидкости с растворенным в ней газом в пластовых условиях к объему этой же жидкости на поверхности после ее дегазации называется объемным коэффициентом

b=VПЛ / VПОВ

где VПЛ — объем нефти в пластовых условиях; VПОВ — объем той же нефти при атмосферном давлении и t=20°С после дегазации.

Так как в нефти может растворяться очень большое количество углеводородного газа (даже 1000 и более м3 в 1 м3 нефти), в зависимости от термодинамических условий объемный коэффициент нефти может достигать 3,5 и более. Объемные коэффициенты для пластовой воды составляют 0,99—1,06.

Уменьшение объема извлеченной нефти по сравнению с объемом нефти в пласте, выраженное в процентах, называется «усадкой»

u=(b-1) / b *100%

При снижении давления от первоначального пластового р0 до давления насыщения объемный коэффициент мало меняется, т.к. нефть с растворенным в ней газом ведет себя в этой области как обычная слабосжимаемая жидкость, слегка расширяясь при снижении давления. По мере снижения давления газ постепенно выделяется из нефти, и объемный коэффициент уменьшается. Увеличение температуры нефти ухудшает растворимость газов, что приводит к уменьшению объемного коэффициента

Вязкость. Одной из важнейших характеристик нефти является вязкость. Вязкость нефти учитывают почти при всех гидродинамических расчетах, связанных с подъемом жидкости по насосно-компрессорным трубам, промывкой скважин, транспортом продукции скважины по внутрипромысловым трубам, обработкой призабойных зон пласта различными методами, а также при расчетах, связанных с движением нефти в пласте.

Вязкость пластовой нефти сильно отличается от вязкости поверхностной нефти, так как в своем составе имеет растворенный газ и находится в условиях повышенных давлений и температур. С увеличением количества растворенного газа и температуры вязкость нефтей уменьшается.

Повышение давления, ниже давления насыщения приводит к увеличению газового фактора и, как следствие, к уменьшению вязкости. Повышение давления выше давления насыщения для пластовой нефти приводит к увеличению величины вязкости

С повышением молекулярной массы нефти вязкость ее увеличивается. Также на вязкость нефти оказывает большое влияние содержание в ней парафинов и асфальтосмолистых веществ, как правило, в сторону ее увеличения.

Сжимаемость нефти. Нефть обладает упругостью, т. е. способностью изменять свой объем под действием внешнего давления. Упругость жидкости измеряется коэффициентом сжимаемости, который определяется как отношение изменения объема жидкости к ее первоначальному объему при изменении давления:

βП=ΔV/(VΔP) , где

ΔV – изменение объема нефти; V – начальный объем нефти; ΔP – изменение давления

Коэффициент сжимаемости пластовой нефти зависит от состава, содержания в ней растворенного газа, температуры и абсолютного давления.

Дегазированные нефти имеют сравнительно низкий коэффициент сжимаемости, порядка (4-7) *10-10 1/Па, а легкие нефти, содержащие в своем составе значительное количество растворенного газа, - до 140*10-10 1/Па. Чем больше температура, тем больше коэффициент сжимаемости.

 

Плотность.

Под плотностью обычно понимают массу вещества, заключенную в единице объема. Соответственно размерность этой величины – кг/м3 или г/см3.

ρ=m/V

Плотность нефти в пластовых условиях уменьшается из-за растворенного в ней газа и в связи с повышением температуры. Однако при снижении давления ниже давления насыщения зависимость плотности нефти носит немонотонный характер, а при увеличении давления выше давления насыщения нефть сжимается и плотность несколько увеличивается.

Вязкость нефти.

Вязкостьхарактеризует силу трения (внутреннего сопротивления), возникающую между двумя смежными слоями внутри жидкости или газа на единицу поверхности при их взаимном перемещении.

Вязкость нефти определяется экспериментальным путем на специальном вискозиметре ВВД–У. Принцип действия вискозиметра основан на измерении времени падения металлического шарика в исследуемой жидкости.

Вязкость нефти при этом определяют по формуле :

μ = t (ρш – ρж ) · k

t – время падения шарика, с

ρш и ρж - плотность шарика и жидкости, кг/м3

k – постоянная вискозиметра

Повышение температуры вызывает уменьшение вязкости нефти (рис. 2. а). Повышение давления, ниже давления насыщения приводит к увеличению газового фактора и, как следствие, к уменьшению вязкости. Повышение давления выше давления насыщения для пластовой нефти приводит к увеличению величины вязкости (рис. 2. б).

Минимальная величина вязкости имеет место, когда давление в пласте становится равным пластовому давлению насыщения.

Сжимаемость нефти

Нефть обладает упругостью. Упругие свойства нефти оцениваются коэффициентом сжимаемости нефти. Под сжимаемостью нефти понимается способность жидкости изменять свой объем под действием давления:

βн = (1)

βн – коэффициент сжимаемости нефти, МПа-1-

Vн – исходный объем нефти, м3

∆V – измерение объема нефти под действием измерения давления ∆Р

Коэффициент сжимаемости характеризует относительное изменение единицы объема нефти при изменении давления на единицу. Он зависит от состава пластовой нефти, температуры и абсолютного давления. С увеличением температуры коэффициент сжимаемости увеличивается.

Объемный коэффициент

Под объемным коэффициентом понимают величину, показывающую во сколько раз объем нефти в пластовых условиях превышает объем той же нефти после выделения газа на поверхности.

в = Vпл/Vдег

в – объемный коэффициент

Vпл иVдег – объемы пластовой и дегазированной нефти, м3

При снижении давления от первоначального пластового р0 до давления насыщения (отрезок аб) объемный коэффициент мало меняется, т.к. нефть с растворенным в ней газом ведет себя в этой области как обычная слабосжимаемая жидкость, слегка расширяясь при снижении давления.

По мере снижения давления газ постепенно выделяется из нефти, и объемный коэффициент уменьшается. Увеличение температуры нефти ухудшает растворимость газов, что приводит к уменьшению объемного коэффициента.

Похожие статьи:

poznayka.org

Вязкость нефти

⇐ ПредыдущаяСтр 11 из 38Следующая ⇒

Вязкостью называют свойство жидкости оказывать сопротивление взаимному перемеще­нию ее частиц под действием приложенной силы.

Различают несколько видов вязкости нефти; эффективную, динамическую, кинематическую и относительную.

Эффективная вязкость нефти (кажущаяся) — это вязкость нефти, обладающая аномальными свойствами и изменяющаяся в зависимости от градиента скорости. Зависит она также от со­держания воды в нефти. Это понятие чисто ус­ловное, не имеющее физического смысла и при­меняемое к неустойчивым системам и смесям, которые образуются при добыче высоковязкнх нефтей с применением методов термического и химического воздействия на пласт.

Динамическая вязкость нефти — это коэф­фициент внутреннего трения; определяется си­лой, которую испытывает единица поверхнос­ти одного из взаимодействующих слоев со сто­роны другого слоя, если градиент скорости меж­ду слоями равен единице; размерность — Па*с .

Кинематическая вязкость нефти — это от­ношение коэффициента динамической вязкос­ти к плотности нефти при температуре опреде­ления. Зависимость кинематической вязкости нефти от температуры носит криволинейный характер, присущий каждой нефти в отдельно­сти; размерность м2/с.

Относительная вязкость нефти — это отношение вязкости нефти к вязкости воды при той же температуре; размерности не имеет. Коэф­фициент абсолютной вязкости — величина, равная напряжению внутреннего трения в том случае, когда относительная скорость двух плос­костей потока, отстоящих друг от друга на рас­стояние 1 м, равна 1 м/с. За единицу измере­ния абсолютной вязкости принята мПа с.

Кроме вышеуказанных вязкостей различа­ют еще условную (относительную) вязкость. Она выражается отвлеченным числом, представля­ющим собой отношение времени истечения при определенных температурных условиях извес­тного количества испытуемой жидкости ко вре­мени истечения воды при тех же условиях. Для определения условной вязкости пользуются вискозиметром Энглера.

Вязкость нефти резко уменьшается с уве­личением температуры. Термические методы воздействия применяются на месторождениях, нефти которых имеют вязкость 30 мПа*с и более. Верхний предел вязкости (10000 мПа*с) обусловлен возможностью пластовой нефти фильтроваться на непрогретых участках пласта.

Высоковязкие нефти более восприимчивы к снижению вязкости при их подогреве. Повы­шение температуры в пласте до 120-150° С способствует снижению вязкости с 1000-1200 мПа*с до 3-4 мПа-с (рис. 12).

При обычных температурах высоковязкие нефти характеризуются малой газонасыщен­ностью и значительным окислением. Продук­тивные горизонты с такими нефтями залегают относительно неглубоко и отличаются несце-ментированностью нефтесодержащего коллек­тора.

Высокая вязкость нефти определяет отно­сительно низкие дебиты скважин, сокращение периода безводной эксплуатации залежи и уве­личение обводненности продукции скважин. Это отражается на сроках разработки место­рождений и затратах на добычу и подготовку нефти. Обычно разработка таких месторожде­ний невозможна без применения дополнитель­ного воздействия на пласт теплоносителями, растворителями и др. реагентами, снижающи­ми вязкость нефти.

На вязкость нефти, особенно содержащей­ся в пластах, залегающих на больших глубинах, существенно влияет не только температура, но и давление. При давлении ниже давления на­сыщения выделение растворенного газа приво­дит к увеличению вязкости остаточной нефти, в то время как объемное расширение нефти со снижением давления — к понижению вязкос­ти. И все же в результате действия этих факто­ров, из которых первый оказывает большее вли­яние, вязкость увеличивается.

Определить вязкость нефти можно и при помощи эмпирического соотношения (43]:

где — абсолютная вязкость дегазирован­ной нефти при температуре пласта, мПа*с;

вн — коэффициент объемного расширения нефти, находящейся на поверхности (за счет растворенного в ней газа).

 

 

Эта формула справедлива лишь в интервале давлений от атмосферного до давления насы­щения, т. к. она не учитывает влияния сжимае­мости нефти при давлении выше давления на-

На вязкость нефти влияют следующие фак­торы [43J:

1. Структура молекул, входящих в состав нефти.

2. Температура. Если с увеличением темпе­ратуры нефть не меняет своего химическогосостава, то ее вязкость уменьшается.

3. Давление. В пределах до 20 МПа вязкость от давления на каждую атмосферу увеличениядавления для нефтей можно принимать равным 1/500 ее первоначальной величины.

4. Количество растворенного газа. Вязкость нефти значительно снижается с увеличением количества растворенного газа.

Нефть, газ н вода на поверхности в атмос­ферных условиях имеют свойства, отличающи­еся от их свойств в условиях пласта.

Одной из наиболее важных величин, харак­теризующих нефть в пластовых условиях, яв­ляется величина давления насыщения нефти газом. Давлением насыщения называется то наименьшее давление, при котором смесь не­фти и газа в пласте находится только в жидкой фазе. Если давление в пласте снизится ниже давления насыщения, то из жидкой фазы нач­нет выделяться свободный газ и таким образом из одной общей жидкой фазы образуются две фазы: жидкая и газообразная. Величина давле­ния насыщения зависит от свойств нефти и газа. Чем тяжелее нефть, тем выше давление насы­щения, тем меньше в ней растворяется газ. Бо­лее тяжелый нефтяной газ растворяется в не­фти при меньших давлениях, чем легкий. При­сутствие в нефтяном газе азота резко повыша­ет давление насыщения.

Большое значение для практических расче­тов имеет также объемный коэффициент не­фти. Объемным коэффициентом нефти назы­вается объем, занимаемый в пластовых услови­ях одним нормальным кубометром нефти. Нор­мальные объемы измеряют при температуре 0° С и давлении 760 мм рт. ст. В пласте нефть находится под определенным давлением и при определенной температуре. Увеличение давле­ния вызывает уменьшение объема нефти, а уве­личение температуры — увеличение объема. Но наиболее значительное изменение объема про­исходит за счет растворения газа в нефти.

Эти три фактора, действуя одновременно, приводят к тому, что объем нефти в пластовых условиях всегда больше, чем в атмосферных (нормальных) условиях. Поэтому объемный ко­эффициент нефти всегда больше единицы. Если, например, объемный коэффициент в = 1,1, то это означает, что 1 м3 нефти, измеренный в атмос­ферных условиях, займет в пластовых услови­ях объем 1,1 м3, т. к. увеличится на 10%. Объем­ный коэффициент определяют по анализу глу­бинной пробы нефти.

В промысловой практике и ири различных расчетах иногда надо знать так называемый коэффициент усадки нефти, т. е. на сколько процентов или на какую долю от целого умень­шается добытая нефть вследствие ее дегазации.

mykonspekts.ru

Методика определения физических свойств нефти при пластовых условиях

Поиск Лекций

Последовательно рассчитывают следующие параметры.

1) Газонасыщенность пластовой нефти с учетом температурной корреляции:

(39)

где m-коэффициент температурной корреляции

2) Относительную плотность растворенного в нефти газа в пластовых условиях:

, (40)

где .

3) Объемный коэффициент пластовой нефти, предварительно рассчитав по (30) коэффициент температурного расширения :

(41)

где

4) Плотность пластовой нефти

(42)

5) Вязкость пластовой нефти. При Рпл>Рнас и Т=Тпл вязкость газонасыщенной нефти сильно зависит от давления, повышение которого вызывает её рост, что обусловлено сжатием нефти и соответственно увеличением сил молекулярного взаимодействия. Для определения вязкости пластовой нефти при известных вязкости дегазированной нефти µнд, давлении насыщения, газосодержании Г, пластовых давлении и температуре последовательно рассчитывают следующие параметры:

а) вязкость дегазированной нефти при пластовой температуре µнд(Тпл) по формулам (34), принимая Т=Тпл;

б) вязкость газонасыщенной нефти µннас при давлении насыщения и пластовой температуре, используя зависимости (35) - (37), которые для указанных условий запишутся в виде:

где (46)

в) вязкость пластовой нефти определяется по формуле:

, (47)

где -коэффициент, характеризующий изменение вязкости газонасыщенной нефти при изменении давления на 1 МПа (размерность мПа*с / МПа). Коэффициент аппроксимируется следующими уравнениями:

(48)

 

Пример расчета свойств нефти при пластовых условиях

Задача 4

Определить физические свойства пластовой нефти, используя следующие значения исходных данных

 

Таблица 5 Исходные данные

Пластовое давление Рпл 17,5 МПа
Пластовая температура Тпл 313 °К
Плотность дегазированной нефти rнд 868 кг/м3
Газосодержание пластовой нефти Г 55,6 м3/т
Давление насыщения пластовой нефти газом Рнас 9,2 МПа
Относительная по воздуху плотность газа rго 1,119
Молярные доля азота в попутном газе Yа 0,069
Молярные доля метана в попутном газе Yс1 0,355
Вязкость дегазированной нефти mнд 14,0 мПа с

Решение

Последовательно рассчитываем:

1) Газонасыщенность пластовой нефти Гпл (39), предварительно определив коэффициент m:

2) Относительную плотность растворенного в нефти газа в пластовых условиях по (40), предварительно определив коэффициент а:

3) Объемный коэффициент пластовой нефти bпл по (41), предварительно определив температурные коэффициенты по (29) и (30):

.

4) Плотность пластовой нефти по (42)

5) Вязкость дегазированной нефти при пластовой температуре µнд(Тпл), предварительно определив корреляционные коэффициенты а и в по формулам (34). Вязкость дегазированной нефти µнд = 14,0 мПа с.

6) Вязкость газонасыщенной нефти µннас при Р = Рнас = 9,2 Мпа и Т = 313 °К по (43), предварительно пересчитав газосодержание пластовой нефти Г (объем газа приводится к температуре Тст = 288,6 °К) по (46) и затем определив коэффициенты А и В по (44), (45):

7) Вязкость пластовой нефти µн пл по (47), предварительно определив коэффициент по (48). Так как µннас<5 мПа с, то

,

,

 

1.4.3. Контрольные вопросы по практическому занятию

1. Что такое относительная по воздуху плотность нефтяного газа?

2. Как определяется вязкость нефти в пластовых условиях?

3. Чем отличаются "Стандартные термодинамические условия", принятые в американской нефтяной науке, от распространенных в России?

4. Какие параметры небходимо знать для прогнозирования объемного коэффициента нефти при пластовых значениях давления и температуры?

 

poisk-ru.ru