Лаб.Практ.(н) В (1). Оразовательное учреждение высшего образования уфимский государственный нефтяной технический университет

• Название: Оразовательное учреждение высшего образования уфимский государственный нефтяной технический университет
• Дата: 13.05.2022
• Размер: 0.8 Mb.
• Имя файла: Лаб.Практ.(н) В (1).docx
• Тип: Практикум; #527917
• страница: 2 из 7

П римечание: суммарную массу всех навесок в эксперименте (∑m_i) принять равной 200 г.


Массовая доля фракций, Cmi, %




а)

Суммарная массовая доля фракций, ∑Cmi, %
dср, мм

lgd
Рис. 1.2. Кривые распределения частиц по их размерам: а – кривая распределения зерен породы по размерам (1) и гистограмма (2); б – кривая суммарного гранулометрического состава зерен породы (1-3 – характерные точки, в которых определяется массовая доля фракции)

8. 
   Знание гранулометрического состава породы позволяет подобрать размер отверстий забойных фильтров, предотвращающих поступление песка из пласта в скважину (табл. 1.3).
   

Таблица 1.3

Формулы для расчета размеров отверстий забойных фильтров

Наименование отверстий фильтров	Формула определения	Абсолютное значение
Ширина прямоугольных щелей щелевидных фильтров, мм
Диаметр круглых отверстий фильтра, мм
Диаметр зерен гравия в гравийных фильтрах, мм	(10…12)

1.6. Вопросы для самоподготовки

1. 
   Что называется гранулометрическим составом породы?
   
2. 
   Методы определения гранулометрического состава пород.
   
3. 
   В чем суть ситового анализа гранулометрического состава породы?
   
4. 
   Сущность седиментационного метода анализа гранулометрического состава породы (метод Фигуровского).
   
5. 
   Какие строятся графические зависимости по результатам ситового анализа?
   
6. 
   Каково практическое приложение этих зависимостей?
   
7. 
   Что представляет собой аппарат «Грохот»?
   
8. 
   Какие правила техники безопасности необходимо соблюдать при работе на аппарате «Грохот»?
   

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА 2.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ НАСЫЩЕНИЯ НЕФТИ ПАРАФИНОМ ОБЪЕМНЫМ МЕТОДОМ
2.1. Общие положения

Парафины, содержащиеся в нефти, при охлаждении образуют молекулярные кристаллы. Такие кристаллы при фазовом переходе скачкообразно меняют удельный объем. Так, удельный объем очищенного товарного парафина при кристаллизации уменьшается на 13 - 16%. Это физическое явление использовано при объемном методе определения температуры насыщения нефти парафином.

Для определения температуры насыщения на специальном приборе измеряют изменение объема парафинистой нефти при ее охлаждении (рис. 2.1). При кристаллизации парафина в нефти экспериментальные точки отклоняются от прямой линии из-за скачкообразного уменьшения его объема. Температура начала отклонения линии от прямой принимается за температуру насыщения нефти парафином. К преимуществам метода относится исключение влияния механических примесей и воды, содержащихся в пробе нефти, на результаты определения температуры насыщения нефти парафином.
2.2. Меры безопасного выполнения работы

При выполнении работы следует соблюдать следующие правила техники безопасности:

1. 
   перед включением в сеть необходимо убедиться в наличии исправного заземления у термостата;
   
2. 
   следует осторожно обращаться со стеклянными деталями прибора. При сборке прибора для обеспечения герметичности соединений следует пользоваться вакуумной смазкой;
   
3. 
   растворители, используемые при промывке прибора от нефти, а также нефть, оставшуюся в приборе после проведения опыта, следует сливать в специальную посуду;
   
4. 
   промывку стеклянной колбы и замерной капиллярной трубки от нефти необходимо производить в вытяжном шкафу после включения принудительной вентиляции.
   

Рис. 2.1. Определение темпе­ратуры насыщения нефти пара­фином объемным методом
2.3. Методика определения температуры насыщения нефти парафином при атмосферных условиях

Прибор для определения температуры насыщения нефти парафином при атмосферных условиях состоит из стеклянной колбы 1 и замерной капиллярной трубки 3 (рис. 2.2). Они смонтированы на общем штативе 2. Для термостатирования капиллярной трубки и колбы используется водяной ультратермостат 5. Контроль за температурой воды, поступающей в прибор, осуществляется с помощью высокоточного термометра 6. Регулирование температуры воды производится контактным термометром 4. Вода из термостата в термостатирующий кожух прибора поступает по резиновым соединительным трубкам 7.



Рис. 2.2. Прибор для определения температуры насыщения нефти парафином при атмосферном давлении
Определение температуры насыщения нефти парафином производится в следующей последовательности:

1. 
   Включается водяной термостат, и прибор нагревается до температуры, превышающей предполагаемую величину температуры насыщения нефти парафином на 15-20 °С.
   
2. 
   Исследуемая нефть прогревается в отдельной водяной бане до температуры 70-80°С и выдерживается при этой температуре 30-40 минут с целью полного растворения кристаллов парафина.
   
3. 
   В колбу 1 заливается исследуемая нефть. Замерная капиллярная трубка соединяется с колбой так, чтобы исключить присутствие воздуха или газа в системе. После сборки прибора уровень нефти должен занимать верхнее положение в капиллярной трубке. Для обеспечения герметичности соединения трубки с колбой, а также облегчения сборки и разборки прибора место их сочленения следует смазывать вакуумной смазкой.
   
4. 
   Следует убедиться в том, что при постоянной температуре воды, поступающей в термостатирующий кожух прибора, положение уровня нефти в капилляре остается неизменным. Это положение уровня необходимо записать в табл. 2.1.
   

Таблица 2.1

Результаты измерений

Номер замера	Высота уровня нефти в капилляре, мм	Температура воды, поступающей в прибор, °С
1. 2. 3. …

5. 
   В дальнейшем температуру в термостате следует снижать на 1,5-3,0 °С. После стабилизации уровня регистрируется высота уровня нефти в капиллярной трубке, значение температуры воды и нефти фиксируется во времени;
   
6. 
   Температура снижается на следующую ступень. При приближении к предполагаемой температуре насыщения нефти парафином величина ступени снижается до 0,5 °С. Положение уровня нефти в капилляре фиксируется лишь после стабилизации во времени;
   
7. 
   После ускорения темпа снижения уровня следует провести опыты еще при 4-5 ступенях снижения температуры нефти.
   
8. 
   Построить график зависимости высоты уровня нефти в капилляре (ось ординаты) от температуры нефти в приборе (ось абсцисс). По точке начала отклонения линии от прямолинейного участка определить температуру насыщения нефти парафином (см. рис. 2.1).
   
9. 
   Выключить термостат и систему его охлаждения. Слить нефть и промыть капиллярную трубку и колбу растворителями.
   

Опыт показывает, что при использовании в приборе термометра с ценой деления ±0,2 °С и измерении объема с относительной ошибкой не более ±0,2 % погрешность определения температуры насыщения нефти парафином объемным методом не превышает ±1,6 %.
2.4. Вопросы для самоподготовки

1. 
   Расскажите о сущности и преимуществах объемного метода определения температуры насыщения нефти парафином.
   
2. 
   Расскажите об устройстве прибора.
   
3. 
   Какие факторы повышают погрешность определения температуры насыщения нефти парафином? Каким образом можно их исключить?
   
4. 
   В какой последовательности выполняются работы по определению температуры насыщения нефти парафином?
   
5. 
   Каким образом определяется величина температуры насыщения нефти парафином?
   

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА 3.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ НАСЫЩЕНИЯ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ ПАРАФИНОМ ФОТОМЕТРИЧЕСКИМ МЕТОДОМ
3.1. Основные положения

В составе нефтей многих залежей содержится значительное количество высокомолекулярных парафинов, называемых нефтяниками просто парафинами. При начальных пластовых условиях парафины растворены в нефти. Однако при изменении термобарических условий, например при охлаждении нефти, повышении давления и при разгазировании, парафины выкристаллизовываются из нефти.

Максимальная температура, при которой из нефти начинают выпадать кристаллы парафина, если нефть охлаждается при постоянном давлении, называется температурой насыщения нефти парафином. Появление кристаллов парафина и их агрегация создают пространственную структуру в объеме нефти. Это затрудняет фильтрацию нефти в породах и снижает эффективность вытеснения ее из пласта. При добыче нефти кристаллы парафинов совместно с агрегатами асфальтенов откладываются на поверхности подземного и наземного нефтепромыслового оборудования. Это приводит к снижению их пропускной способности, увеличивает объем работ по очистке и повышает себестоимость нефти.
3.2. Меры безопасного выполнения работы

1. 
   К прибору подведен электрический ток. Для предотвращения поражения электрическим током людей, при нарушении изоляции проводов, прибор и термостат должны быть заземлены.
   
2. 
   При промывке стекол камеры высокого давления бензолом, керосином и другими растворителями следует работать с применением вытяжной вентиляции. Загрязненные растворители запрещается сливать в городскую канализацию. Их необходимо сливать в специальные сосуды.
   
3. 
   При выполнении лабораторной работы следует бережно обращаться с миллиамперметром и с остальной аппаратурой.
   

3.3. Описание лабораторной установки

Прибор предназначен для определения температуры насыщения пластовых и дезгазированных нефтей парафином фотометрическим методом при снижении температуры от 70 до 15⁰С.



Рис. 3.1. Зависимость изменения фототока от температуры
Принцип действия прибора основан на регистрации интенсивности светового потока, прошедшего через слой нефти при ее охлаждении в процессе изменения условий кристаллизации парафина. При охлаждении нефти до появления кристаллов парафина происходит некоторое ослабление проходящего через слой нефти светового потока. При появлении кристаллов парафина в объеме нефти световой поток резко ослабляется из-за значительного усиления рассеивания света. Это приводит к появлению характерного излома на линии зависимости фототока от температуры нефти (рис. 3.1). По абсциссе точки излома этой линии определяется температура насыщения нефти парафином.

Прибор ПТП (рис. 3.2) состоит из осветителя 1 типа ОИ-9М, камеры высокого давления (КВД) 2 со смотровым стеклом, фотосопротивления 3 типа ФСД-1,помещенного в корпусе прибора 4. Прибор смонтирован на станине штатива 7. Питание фоторезистора 3 осуществляется от батареи 6. Фототок измеряется микроамперметром 8. Термостатирование КВД производится от жидкостного термостата 5.



Рис. 3.2. Схема прибора ПТП
На рис. 3.3 представлена электрическая схема прибора ПТП. Из схемы видно, что с помощью миллиамперметра мА измеряется сила фототока, проходящего через фотосопротивление ФСК. Величина фототока зависит от интенсивности падающего от лампочки Л₁ света и проходящего через слой нефти к камере высокого давления. Лампочка Л₁ питается от сети переменного тока с напряжением 220В через трансформатор-стабилизатор Тр. Напряжение в схеме фотосопротивления ФСК поддерживается постоянным от батарейки Б с напряжением 9 В. Ток в этой схеме меняется в зависимости от интенсивности падающего на ФСК света.

Величина этого тока регистри­руется миллиамперметром мА. После замера тока батарея отключается от фотосопротивления ключом К. Подсветка шкалы миллиамперметра мА осущест­вляется от сети переменного тока с напряжением 220В с помощью лампочки Л₂ через активное со­противление С.



Рис. 3.3. Электрическая схема прибора ПТП
3.4. Порядок проведения лабораторной работы

Определение температуры насыщения нефти парафином на приборе производится в следующей последовательности:

1. 
   Включают в сеть циркуляционный термостат и разогревают нефть в КВД до 70°С.
   
2. 
   Устанавливается начальная величина фототока, изменяемого миллиамперметром, на уровне от 60 до 80 мА, путем регулирования толщины слоя нефти между стеклами КВД.
   
3. 
   Отключаются нагревательные элементы термостата, и включается система его охлаждения водопроводной водой. Таким образом снижают температуру воды в термостате на 2 – 3°С.
   
4. 
   Через каждые 2-3 мин включают ключ и фиксируют показание миллиамперметра. Отсчеты фототока производятся до стабилизации его вели­чины при заданной температуре.
   
5. 
   В указанной выше последовательности охлаждают нефть в камере еще на 2-3°С и изме­ряют фототок при этой температуре. При при­ближении к предполагаемой величине температуры насыщения нефти парафином ступени охлаждения температуры нефти в камере уменьшают до 1-2°С.
   
6. 
   Строится график зависимости фототока от температуры нефти (рис. 3.1), и по абсциссе точки излома линии определяется температура насыщения нефти парафином.
   
7. 
   Закрывается кран водопровода, отключаются прибор и термостат от электрической сети.
   

Абсолютная погрешность температуры насыщения нефти парафином на этом приборе составляет ± 1 °С.

3.5. Вопросы для самоподготовки

1. 
   Что характеризует температура насыщения нефти парафином?
   
2. 
   В каких пределах меняется температура насыщения пластовых нефтей парафином?
   
3. 
   От каких факторов зависит величина температуры насыщения нефти парафином?
   
4. 
   Назначение, устройство и принцип действия прибора ПТП.
   
5. 
   Последовательность работ по определению температуры насыщения нефти парафином.
   
6. 
   При решении каких практических задач используются сведения о температуре насыщения нефти парафином?
   

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА 4.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДИНАМИЧЕСКОЙ ВЯЗКОСТИ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ ПРИ ПЛАСТОВЫХ УСЛОВИЯХ НА ПРИБОРЕ ВВДУ-1
4.1. Общие положения

Вязкость пластовой нефти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной (дегазированной) нефти вследствие большого количества растворенного газа, повышенной пластовой температуры и давления.

Большинство пластовых нефтей подчиняется следующим общим закономерностям: вязкость уменьшается с повышением количества растворенного газа и зависит от состава газа; вязкость уменьшается с увеличением температуры; повышение давления выше давления насыщения нефти газом вызывает некоторое увеличение вязкости.

Различают динамическую, кинематическую и относительную (условную) вязкость жидкости.

Единицей измерения динамической вязкости в Международной системе единиц (СИ) является паскаль*секунда (Па*с). Динамическая вязкость среды равна 1 паскаль-секунде в случае, когда касательное напряжение при ламинарном течении и при разности скоростей слоев среды, находящихся на расстоянии 1 м по нормали к направлению скорости, равной 1 м/с, составляет 1 Па.

Единицей кинематической вязкости в СИ является квадратный метр в секунду (мІ/с). При кинематической вязкости в 1 /с динамическая вязкость среды плотностью 1 кг/м³ равна 1 Па*с.

Относительная вязкость – это отношение вязкости данной жидкости к вязкости воды при той же температуре.

В литературных источниках часто встречаются внесистемные (устаревшие) единицы измерения вязкости (Пуаз, Стокс):

1 П = 0,1 Па*с; 1 Ст =10⁻⁴ м²/с.
4.2. Цель лабораторной работы

Целью лабораторной работы является ознакомление с устройством и принципом работы вискозиметра высокого давления ВВДУ-1 и определение динамической вязкости исследуемой жидкости при пластовых давлениях и температурах.
4.3. Описание лабораторной установки

Вискозиметр высокого давления универсальный (ВВДУ-1) обычно входит в комплект установок для исследования пластовых нефтей АСМ-300М и АКИПН-1. Данные установки позволяют осуществлять перевод пластовых проб нефтей из скважинных пробоотборников, контейнеров в измерительные приборы при пластовых термобарических условиях. Принципиальная схема заполнения вискозиметра пробой пластовой нефти приведена на рис. 4.1. Согласно данной схеме пластовая проба нефти при заданных давлении и температуре переводится из пробоотборника в вискозиметр 1 с помощью ручного пресса 5.

Схема устройства вискозиметра ВВДУ-1 приведена на рис 4.2. Вязкость нефти определяют по времени качения шарика 4 внутри немагнитной трубки 6, заполненной нефтью. В верхнем положении шарик удерживается соленоидной катушкой 2, образующей с сердечником 3 электромагнит. В нижней части цилиндра установлены индукционные катушки 8, соединенные усилителем и электрическим секундомером. При включении секундомера автоматически отключается электромагнит и шарик начинает падать в исследуемой жидкости. Дойдя до нижней части трубки, он попадает в поле индуктивных катушек 8 и создает дополнительную электродвижущую силу, под действием которой срабатывает реле, разрывающее электрическую цепь секундомера. При повторном опыте шарик возвращают в верхнее положение поворотом вискозиметра.