Шпоры Дунюшкин 2012. 1. Физикохимические свойства пластовой нефти. Условные компоненты пластовой нефти. Молярный объём нефти, примеры

• Название: 1. Физикохимические свойства пластовой нефти. Условные компоненты пластовой нефти. Молярный объём нефти, примеры
• Дата: 29.11.2021
• Размер: 1.8 Mb.
• Имя файла: Шпоры Дунюшкин 2012.docx
• Тип: Документы; #286124
• страница: 1 из 5

1. Физико-химические свойства пластовой нефти. Условные компоненты пластовой нефти. Молярный объём нефти, примеры.
Основные физико-химические свойства пластовой нефти:

1. 
   Давление насыщения пластовой нефти газом Ps – равновесное давление, при котором пластовая нефть в процессе ее изотермического расширения (при пластовой температуре) переходит в двухфазное состояние (газ-жидкость).
   
2. 
   Плотность пластовой нефти - отношение массового потока пластовой нефти к объёмному потоку через выделенное сечение, или отношение массы выделенного объема нефти к данному объёму.
   
3. 
   Температура кристаллизации парафинов – температура, при снижении которой при данном давлении начинает кристаллизоваться парафин.
   
4. 
   Вязкость нефти - сопротивление течению.
   
5. 
   Удельная теплоёмкость С – количество тепла нефти, выделившегося при снижении температуры на один градус одного килограмма нефти (удельная).
   
6. 
   Растворимость газа в пластовой нефти – количество газа, растворённое в 1 кг нефти.
   
7. 
   Температура пластовой нефти Т.
   

Условные компоненты пластовой нефти в отличии от индивидуальных веществ представляют собой многокомпонентные смеси (части дегазированной нефти-фракции), которые характеризуются сравнительно узким диапозоном температур кипения (10-25 С) от начала кипения до тоемпературы полного ее выкипания. Существует известный произвол в выделении условных компонентов нефти.

Пример таблицы с Условными компонентами
Индивидуальные и условные компоненты нефти

Унифицированные номера компонентов (по их летучести)
Тип компонента 9 10 11 12 13 14 15 16

Компоненты

Индивидуальные iС₅РH₁₂ nC₅H₁₂ У₆ У₇ У₈ У₉ У₁₀ Унч

УК С₆ УК С₇ УК С₈ УК С₉ УК С₁₀ УК Снч

Условные УК С₅ - УК С₆ УК С₇ УК С₈ УК С₉ УК С₁₀ УК Снч
Уi – многокомпонентные смеси (фракции нефти) с известными (заданными) их характеристиками:

-температурой начала и конца кипения фракции

-молярной массой

-плотностью

Молярный объём нефти (V_M) – отношение объёма нефти к ее количеству
V_M ≡ V/n ≡ Q/ñ, м³/моль
Для пластовой нефти в первом приближении можно принять, что V_M = 100-300 см³/моль.
2. Физико-химические свойства нефтяного газа. Зависимость свойств нефтяного газа в системах сбора от состава пластовой нефти.
Нефтяной газ – смесь газа пластовой нефти, который выделился из неё при данных термобарических условиях, и паров пластовой нефти и воды.

Основные физико-химические свойства нефтяного газа:

1. 
   Плотность газа г – отношение массы газа к его объёму
   
2. 
   Молярный объём нефтяного газа Vм – отношение объёма газа к его количеству
   
3. 
   Молярная масса нефтяного газа Мг – отношение массы газа к его количеству
   
4. 
   Абсолютная влажность нефтяного газа C’’в, pt – массовая концентрация паров воды в нефтяном газе при термобарических условиях PT
   
5. 
   Температура нефтяного газа
   
6. 
   Вязкость газа г – сопротивление движению газа
   

В зависимости от компонентного состава пластовой нефти свойства нефтяного газа могут сильно изменяться. Например, при большом содержание азота или метана, газ будет лёгким, плотность и вязкость его будут небольшими. При большом содержании в нефти жирных газов, например, пропана или бутана, вязкость и плотность нефтяного газа будут больше.

3. РАСТВОРИМОСТЬ ГАЗОВ В НЕФТИ И ПЛАСТОВОЙ ВОДЕ. содержание паров нефти и воды в нефтяном газе

От количества растворённого в пластовой нефти газа зависят все её важнейшие свойства: вязкость, сжимаемость, термическое расширение, плотность и другие.

Распределение компонентов нефтяного газа между жидкой и газообразной фазами определяется закономерностями процессов растворения. Способность газа, растворятся в нефти и воде, имеет большое значение на всех этапах разработки месторождений от добычи нефти до процессов подготовки и транспортировки.

Процесс растворения для идеального газа при небольших давлениях и температурах описывается законом Генри:

или , (2.26)

где V_ж – объём жидкости-растворителя;

a – коэффициент растворимости газа;

V_г – объем газа, растворённого при данной температуре;

Р – давление газа над поверхностью жидкости

К – константа Генри (К=f(a)).

Коэффициент растворимости газа (a) показывает, какое количество газа (V_г) растворяется в единице объёма жидкости (V_ж ) при данном давлении:

. (2.27)

Коэффициент растворимости зависит от природы газа и жидкости, давления, температуры.

Природа воды и углеводородов различна. Углеводородная составляющая нефтяного газа растворяется хорошо в углеводородных системах, в нефти, а в воде хуже. Неуглеводородные компоненты нефтяного газа, такие как СО, СО₂, Н₂S, N₂ растворяются в воде лучше.

Растворимость углеводородов в нефти подчиняется закону Генри. С повышением давления растворимость углеводородного газа растёт, а с повышением температуры – падает, углеводородные газы хуже растворяются в нефти с повышением температуры.

Разные компоненты нефтяного газа обладают разной способностью растворятся в жидкостях, причём с увеличением молекулярной массы газового компонента растёт коэффициент растворимости. Степень растворения углеводородных газов не зависит от молекулярной массы растворителя, а зависит от его природы.

Растворимость углеводородов в воде не подчиняется закону Генри. Коэффициент растворимости нефтяных газов в воде изменяется в широких пределах и достигает 4 – 5 ·10^-5

м³ / (м³·Па).

Растворимость газа зависит также от минерализации воды, температуры, давления. С увеличением минерализации растворимость углеводородов в воде уменьшается. С увеличением температуры растворимость углеводородов в воде вначале уменьшается, а затем возрастает, пройдя через максимум. Причем температура минимальной растворимости различных газов возрастает с увеличением размера молекулы газа.
В зависимости от количественного содержания в газах H2S, С02 и паров воды различают нейтральные и кислые нефтяные Газы, а также сухие и влажные. Присутствие этих компонентов

иногда затрудняет использование нефтяного газа в качестве топлива или сырья для нефтехимии. Из-за высокой корроз,ион-ной активности и cклонности к гидрообразовaнию такой газ без предварительной очистки нельзя транспортировать на дальние расстояния. Подготовка нефтяного газа к транспортированию включает осушку, очистку от H2S и СО2 и, в зависимости от жирности газа, выделение фракций нестабильного бензина (фракция Сз и выше).

Как правило, наиболее тяжелые газы, относительная плот­ность которых превышает плотность воздуха, добывают с ме­сторождений вместе с легкой нефтью, имеющей сравнительно небольшой газовый фактор. Добыча тяжелых, вязких, асфальто-смолистых или парафиновых нефтей сопровождается получе­нием легкого сухого газа с высоким содержанием метана и этана.

Содержание водяных паров в нефтяном газе зависит от тем­пературы и давления, а также от молекулярной массы газа и солености воды. Влагосодержание нефтяных газов уменьшается с увеличением молекулярной массы газа и солености воды.

4. Физико-химические свойства пластовой воды. Минерализация и содержание хлористых солей в пластовой воде. Ионный эквивалент.
Физико-химические свойства пластовой воды

1. 
   Плотность воды. В первом приближении плотность пластовой воды в зависимости от массовой концентрации растворенных в ней солей (минерализации) при 20-и градусов Цельсия, плотность воды может быть рассчитана по корреляционной формуле Дунюшкина И. И.
   

,

где - массовая концентрация растворенных солей в воде (минерализация), кг/м3, (г/л).

2. 
   Вязкость воды. Значение вязкости пластовой воды и учет ее минерализации на вязкость, знание зависимости вязкости минерализационной воды от ее температуры имеют важное прикладное значение для нефтепромысловой практики.
   

Как показывает опыт обработки экспериментальных экспериментальных данных, в первом приближении, вязкость минерализованной воды может быть рассчитана следующим образом:

, где - вязкость соленой и дистиллированной воды при температуре t соответственно.



- разность между плотностью минерализованной и плотностью дистиллированной воды при t=20C

Минерализация воды - суммарная массовая концентрация растворенных и коллоидных веществ с растворе (пластовой воде)

,

где - масса i-ой соли, растворенной в пробе пластовой воды объёмом ;

- массовый поток растворенной i-ой соли, содержащейся в объёмном потоке пластовой воды

Пластовые воды нефтяных месторождений, как правило, представляют собой сложные многокомпонентные системы, содержащие:

• 
  Ионы растворимых солей
  
  1. 
     анионы: ;
     
  2. 
     катионы:
     
• 
  Ионы микроэлементов:
  
• 
  Коллоидные частицы:
  
• 
  Растворенные газы: и др.
  
• 
  Нафтеновые кислоты и их соли
  

Ионный эквивалент вещества диссоциированного в воде, называется эквивалентное (равное по заряду) количество молей тех же, но таких, как если бы каждый из них имел единичный заряд, то есть суммарный заряд эквивалентного количества равен фактическому заряду этих ионов.

5. Условия образования водонефтяных эмульсий при при добыче нефти. Механизм образования дисперсной фазы в нефтепромысловом оборудовании. (Инет)

Под нефтяными эмульсиями понимают механическую смесь нефти и пластовой воды, нерастворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии.

В пласте и на забое скважины эмульсии, как правило, не образуются. Они образуются в стволе скважины, при этом на интенсивность образования эмульсий влияет способ эксплуатации скважин.

Нефтяная эмульсия образуется под влиянием энергии, проявляющейся в виде:
* механической энергии;
* энергии расширения газа
* энергии, обусловленной силой тяжести.
В эмульсиях различают две фазы: внутреннюю и внешнюю. Жидкость, в которой размещаются мельчайшие капли другой жидкости называется дисперсионной средой (внешней, сплошной фазой), а жидкость, размещенную в виде мелких капель в дисперсионной среде - дисперсной фазой ( внутренней, разобщенной фазой).

По характеру дисперсной фазы и дисперсионной среды различают эмульсии двух типов:
I - прямого типа (нефть в воде), их обозначают Н/В
II - обратного типа (вода в нефти), их обозначают В/Н
В промысловых условиях о количестве воды, содержащейся в эмульсиях, судят обычно по их цвету:

· эмульсии, содержащие до 10 % воды, по цвету не отличаются от нефти;

· от 15 до 20 % воды - изменяют цвет от коричневого до желтого;

· более 25 % воды - желтые.

ПРИЧИНЫ ОБРАЗОВАНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ

Большинство исследователей считает, что в пластовых условиях диспергирование (дробление) газонефтеводяных систем практически исключается. Глубинные пробы жидкости, отобранные у забоя скважины, как правило, состоят из безводной нефти и воды, в то время как на поверхности отбирают высокодисперсную эмульсию.

На глубине 2000 м и при давлении 20 МПа одна объемная часть нефти в состоянии растворить до 1000 объемных частей газа.

При подъеме нефти и понижении давления газ выделяется с такой энергией, что ее вполне достаточно для диспергирования пластовой воды.

Стойкость эмульсий зависит от способа добычи нефти.

Фонтанные скважины: наибольшее перемешивание нефти и воды происходит в подъемных трубах и при прохождении нефтегазовой смеси через штуцеры. Для снижения эмульгирования нефти:

1. Штуцер устанавливают на забое скважины. Перепад давления в этом случае в штуцере значительно меньше, чем при установке его на поверхности. Как следствие – уменьшается перемешивание. Однако сложности спуска, замены и регулирования забойных штуцеров ограничивают возможность их широкого применения.

2. При установке штуцера на поверхности степень перемешивания может быть уменьшена, если в сепараторах, расположенных после штуцера, поддерживать повышенные давления, т.е. снизить перепад давления в штуцере.

Интенсивность перемешивания нефти с водой также влияет на образование и стойкость эмульсии. Замечено, что при механизированных способах добычи наиболее устойчивые водонефтяные эмульсии образуются при использовании электроцентробежных насосов (перемешивание продукции в рабочих колесах). При использовании штанговых и винтовых насосов образуются менее стойкие эмульсии.

При компрессорном способе добычи получаются эмульсии крайне высокой стойкости из-за того, что происходит окисление нафтеновых кислот с образованием соединений, которые являются эффективными эмульгаторами.

В дальнейшем при движении газированных обводненных нефтей в системе сбора также возможно образование эмульсий. Основной причиной здесь является энергия турбулентного потока. Высокие перепады давления, пульсация газа, наличие штуцирующих устройств, задвижек, поворотов и фитингов способствуют повышению турбулентности потока и интенсивному диспергированию воды в нефти.

Отложения парафина на стенках трубопровода влияют на образование эмульсий, уменьшая его сечение, увеличивают скорость потока и усиливают диспергирование воды в нефти.

Этот процесс (диспергирование) также происходит и при штуцировании обводненной нефти.

Применяемая технология разгазирования, в частности сепараторы, имеющие насадки-диспергаторы, также влияет на образование нефтяных эмульсий.

Таким образом, нефтяные эмульсии могут образовываться только при затратах энергии:

1. энергии расширения газа;

2. механической энергии;

3. энергии силы тяжести.

6. Осаждение (всплытие) одиночной частицы в гравитационном поле. Формула Стокса.
Рассмотрим более подробно закономерности гравитационного разделения дисперсной фазы скважинной продукции нефтяных месторождений. Сила, с которой среда(нефть, вода, нефтяной газ) действуют на частицу (пузырёк газа, капельку нефти или воды, частичку породы, кристалл парафина) зависит от размеров частицы, формы и ее ориентации к потоку, скорости потока и свойств среды: вязкости и, в общем случае, плотности. Из теории размерности следует, что должна существовать функуиональная связь между величинами:

Fс – сила сопротивления среды, перемещению в ней частицы, (кг*м)/с2;

V0 – скорость перемещения частицы (одиночной) в среде, м/с;

- плотность среды; м/с;

- вязкость среды, кг/(м*с);

S – характерная площадь поперечного сечения частички, м2

Из этих 5-и размерных величин можно составить две независимы безразмерные комбинации:

;

.

По правилу размерности одна из этих безразмерных комбинаций является функций другой:

(1)

Подставив в (1), получим выражение для силы сопротивления:

(2)

При больших числах Re лобовое сопротивление, испытываемое частицей со стороны потока, обусловлено разностью давлений перед и за частицей. То есть коэффициент лобового сопротивления постоянен, а лобовое сопротивление пропорционально квадрату скорости.

По закону Бернулли разность давлений перед и за частицей равна , следовательно:

(3)

При малых числах Re инерция и плотность жидкости практически не играют существенной роли, поэтому плотность из уравнения (3) должна выпадать (сокращаться). Это возможно только в том случае, когда коэффициент лобового сопротивления обратно пропорционален Re, т. е.:

(4)

Подставив в (3) формулу (4) с учётом выражения для Re, получим:

(5)

Для случая: 1) одиночной; 2) шаровой частицы; при 3) ламинарном режиме ее обтекании (Re<<1); с 4) постоянной скоростью, Стокс показал, что Const= , если за характерный размер частицы принять её диаметр. То есть в результате получится формула Стокса для

Силы сопротивления относительному движению одиночной сферической частицы в вяз-

к ой среде при Re<<1:
7. Гидравлические расчёты простых и сложных трубопроводов при изотермических движении по ним однофазной жидкости.

Допущения:

1. Изотермический режим течения (T = const).

2. Однофазная жидкость.

При гидравлическом расчете трубопровода обычно решаются три задачи: определение диаметра или начального давления P₁, или пропускной способности Q.

Основные уравнения гидродинамики:

1. Объемный расход:



где ω – линейная скорость, м/с;

S – площадь поперечного сечения трубы, м².

2. Массовый расход:

Для трубопроводов круглого сечения, так как формула примет вид



3. Уравнение неразрывности: в любой точке трубопровода массовый расход должен быть постоянным – частный случай выражения закона сохранения вещества:

Если жидкость несжимаема, то ₁ = ₂ и

то есть это уравнение материального баланса потока.

4. За основу гидравлических расчетов трубопроводов принимается уравнение Бернулли, частный случай выражения закона сохранения энергии, которое для идеальной жидкости имеет вид:



где Р₁, Р₂ - давления в сечениях 1 и 2, Па; ρ- плотность, кг/м³; ω₁, ω₂, - средние линейные скорости в сечениях 1 и 2, м/с; g- ускорение свободного падения, м/с².

Каждый член уравнения имеет размерность высоты и носит соответствующее название:

Zi - определяет высоту положения различных точек линии тока над плоскостью сравнения, геометрический напор; удельная потенциальная энергия положения.

, м - называется пьезометрический напор или статический напор; удельная потенциальная энергия давления.

, м - называется динамический или скоростной напор, или удельная кинетическая энергия.

Сумма всех трех напоров определяет запас полной механической энергии потока в соответствующем сечении, отнесенной к единице силы тяжести, и называется полным напором H:



Реальная жидкость обладает вязкостью. В уравнении Бернулли появляется слагаемое, учитывающее потери энергии вследствие гидравлических сопротивлений на участке 1-2:



где h_П– напор на преодоление путевых сопротивлений, то есть на преодоление сил трения и местных сопротивлений трубопроводов.

h_П=h_Т + h_М,

где h_Т – потеря напора за счет преодоления сил трения по длине трубопровода;

h_М - потеря напора за счет местных сопротивлений.

При Z₁ =Z₂ и ω₁= ω_2; ; ;