Определение плотности и вязкости нефти. задание №1 для УРГ-19. Цель работы Определить плотность и вязкость нефти лабораторным путем с применением приборов как Ареометр и Вискозиметр. Теоретическая часть

• Название: Цель работы Определить плотность и вязкость нефти лабораторным путем с применением приборов как Ареометр и Вискозиметр. Теоретическая часть
• Анкор: Определение плотности и вязкости нефти
• Дата: 08.10.2022
• Размер: 323.98 Kb.
• Имя файла: задание №1 для УРГ-19.docx
• Тип: Документы; #721072

Определение физико-химических свойств нефти
Цель работы:

Определить плотность и вязкость нефти лабораторным путем с применением приборов как Ареометр и Вискозиметр.
Теоретическая часть

В связи с изменением в пластовых условиях объёма нефти под действием растворённого газа и температуры плотность её в пласте 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 её плотность. С повышением давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении её углеводородными газами (метаном, этиленом, пропаном). Плотность нефтей, насыщенных азотом или углекислым газом, несколько возрастает с ростом давления.

Рост давления выше давления насыщения нефти газом также способствует некоторому увеличению её плотности.

Удельным весом нефти (как и любого вещества) называется вес, соответствующий единице её объёма (размерность в системе СИ – Н/м³).

Плотность определяется количеством покоящейся массы, заключённой в единице объёма (размерность в системе СИ – кг/м³).

На практике чаще имеют дело с безразмерными величинами – относительным удельным весом и плотностью, т. е. отношением удельного веса и плотности вещества соответственно к удельному весу и плотности дистиллированной воды при температуре +4 ^оС и давлении 760 мм. рт. столба.

Относительные величины плотности (ρ) и удельного веса (λ) обозначаются символами с двумя индексами: верхний относится к температуре вещества, нижний – к температуре воды. Температура, при которой определяется плотность (удельный вес) нефти, может быть различной. В странах СНГ, в том числе в Узбекистане, а также в некоторых странах Европы эти показатели определяют при температуре +20 ^оС.

Отсюда и обозначения относительной плотности (удельного веса) – , .

Плотность вещества и его удельный вес часто численно совпадают, однако не надо забывать, что физический смысл их различен.

Плотность и удельный вес зависят от температуры: с повышением температуры эти величины уменьшаются из-за теплового расширения веществ.
Способы определения плотности жидкости. Существует много методов определения плотности (удельного веса). Широко приняты следующие методы:

1. 
   с помощью ареометра (самый простой и менее точный);
   
2. 
   с помощью разновидности ареометра – весов Вестфаля;
   
3. 
   пикнометрический – самый точный.
   

Если определение плотности производится не при стандартной температуре (+20 ^оС), необходимо произвести пересчёт этой величины в стандартную плотность:
; (2.1)

где, « » - искомая плотность нефти при температуре 20 ⁰C, г/см³; « » - плотность нефти при температуре испытания, г/см³; « » - коэффициент объёмного термического расширения нефти (берется из таблицы 2.1).

Перевод в удельный вес производится по формуле:



При стандартной температуре 20 ^оС и нормальном атмосферном давлении (760 мм рт. столба) плотность нефти колеблется от 0,74 до 1 г/см³.
Температурные поправки плотности нефти и нефтяных продуктов при приведении их к стандартной температуре ^оС

Таблица 2.1.

Пределы плотности, г/см3	Поправка на 1 оС	Пределы плотности, г/см3	Поправка на 1 оС
0,6900–0,6999	0,000910	0,8500–0,8599	0,000699
0,7000–0,7099	0,000897	0,8600–0,8699	0,000686
0,7100–0,7199	0,000884	0,8700–0,8799	0,000673
0,7200–0,7299	0,000870	0,8800–0,8899	0,000660
0,7300–0,7399	0,000837	0,8900–0,8999	0,000647
0,7400–0,7499	0,000844	0,9000–0,9099	0,000600
0,7500–0,7599	0,000931	0,9100–0,9199	0,000620
0,7600–0,7699	0,000818	0,9200–0,9299	0,000607
0,7700–0,7799	0,000805	0,9300–0,9399	0,000594
0,7800–0,7899	0,000792	0,9400–0,9499	0,000584
0,7900–0,7999	0,000778	0,9500–0,9599	0,000567
0,8000–0,8099	0,000765	0,9600–0,9699	0,000554
0,8100–0,8199	0,000752	0,9700–0,9799	0,000541
0,8200–0,8299	0,000738	0,9800–0,9899	0,000528
0,8300–0,8399	0,000725	0,9900–1,0000	0,000515
0,8400–0,8499	0,000712

Плотность необходима для расчета массы нефтей и нефтепродуктов при их приёме, отпуске и учёте, поскольку учёт количества нефтей и нефтепродуктов в объемных величинах неудобен, так как объем жидких нефтепродуктов зависит от температуры, которая изменяется в довольно широких пределах. Также плотность нефти, являясь одним из основных свойств нефти, используется как исходный параметр в расчётах показателей разработки, а также других технологических и механических расчетах. Кроме того, плотность является нормируемым показателем для многих товарных нефтепродуктов. Плотности нефтей и нефтепродуктов находятся в следующих пределах: нефти 720-1070, чаще 800-900 кг/м³; бензиновые фракции 650-760 кг/м³; керосиновые фракции 775-850 кг/м³; дизельные фракции 810-990 кг/м³; масляные дистилляты 880-940 кг/м³; гудроны 970-985 кг/м³.

В зависимости от величины плотности нефти подразделяются на следующие типы: особо легкая – 830 кг/м³; легкая нефть – 850 кг/м³; средняя нефть – 850,1-870 кг/м³; нефть битуминозная – выше 895 кг/м³.
Определение плотности (удельного веса) ареометром

Ареометр представляет собой стеклянный поплавок постоянного веса, в нижний части которого находится груз, в верхней части – узкая трубка со шкалой. Ареометры градуируются в небольших пределах удельного веса и выпускаются в виде комплекта из шести, восьми или более ареометров.
Определение плотности ареометрическим способом

Выполнение работы

Нефть или пластовую жидкость наливают в чистый стеклянный цилиндр ёмкостью 250–300 см³ так, чтобы не образовалось пены и пузырьков воздуха. Чистый и сухой ареометр осторожно опускают в цилиндр до соприкосновения его с дном цилиндра.

Если ареометр всплывает и не соприкасается со стенками цилиндра, то отсчёт делают по верхнему краю мениска. Температуру отсчитывают по термометру, погруженному в исследуемую жидкость.

Отсчёт по шкале ареометра даёт плотность жидкости при температуре исследования ( ). Эту плотность приводят к плотности по стандартной температуре ( ) по формуле 2.1.


Рисунок 2.1. Испытание Ареометром.

1 - шкала плотности, 2 – линия отсчёта, 3 – ареометр, 4-груз.
Результаты определений записываются в таблицу 2.2.
Результаты измерений ареометром

Таблица 2.2.

№ варианта	, г/см3	, оС	, г/см3
	0,6964	68
	0,7079	66
	0,7164	64
	0,7249	62
	0,7325	60
	0,7481	58
	0,7587	56
	0,7669	54
	0,7799	52
	0,7898	50
	0,7956	48
	0,8046	46
	0,8129	44
	0,8237	42
	0,8378	40
	0,8443	38
	0,8568	36
	0,8676	34
	0,8788	32
	0,8891	30

Определение плотности пикнометрическим способом

Выполнение работы

1. Тщательно вымыты й и высущенный пикнометр взвешивают с точночтью до 0,002 г ( ). Затем определяется «водное число» пикнометра, т.е. масса воды в объеме пикнометра при 20 ^оС. Для этого пикнометр заполняют дистиллированной водой до метки, обирают снаружи и взвешивают с точностью до 0,002 г ( ). После этого пикнометр высушивают и заполняют исследуемой жидкостью и взвешивают ( ).

2. Относительна плотность ( ) равна отношению весов исследуемой жидкости и воды «водное число»:
; (2.3)
3. Видимая плотность даёт только приближенное значение плотности, т.к. взвешивание производится в воздухе, необходимо вносить поправку на потерю веса.

4. Пересчёт проводится по следующей формуле:
; (2.4)
где: – плотность нефти при 20 ^оС, г/см³;

– видимая (относительная) плотность;

– плотность воды при 20 ^оС равна 0,99823 г/см³;

– удельный вес воздуха при ^оС и атмосферном давлении 760 мм рт. Ст., равный 0,0012 г/см³.
Определение вязкости нефти

Вязкость – важнейшее технологическое свойство нефти, определяющее ее подвижность в пластовых условиях для добычи или при транспортировке по магистральным нефтепроводам. Величина вязкости зависит от природы жидкости, то есть ее химического состава, химического строения и молекулярной массы.

Наиболее распространённым в настоящее время является ротационный метод измерения вязкости. Из всех установленных систем контроля вязкости около 80 % приходится на ротационные вискозиметры. Метод основан на решении уравнения Навье-Стокса для вращающегося цилиндра в бесконечной, вязкой среде.

Принцип работы Вискозиметра «Brook field» (рисунок 2.2) основан на вращении измерительного цилиндра, называемого шпинделем, погруженного в исследуемую жидкость, электродвигателем прибора. Крутящий момент передается от двигателя на шпиндель через калиброванную бериллиево-медную пружину с известным предельным моментом закручивания . Калиброванная пружина одним концом присоединена к оси вала двигателя, а другим к указателю шкалы прибора. Шкала прибора вращается вместе с валом двигателя. На нижнем конце оси расположено резьбовое соединение, на которое накручивается шпиндель.

При вращении шпинделя с постоянной скоростью вращающий момент передается жидкости. В результате вязкого трения жидкости о шпиндель этот момент уменьшается до какого-то значения « », пропорционального вязкости.

Этот момент передается назад, на ось вала двигателя и через пружину на указатель шкалы прибора. Красная стрелка указателя шкалы показывает угол закручивания пружины « », определяемый как относительный крутящий момент (см. формулу 2.5) от предельного момента закручивания калиброванной пружины.
; (2.5)

Для цилиндрического шпинделя решения уравнений Навье-Стокса определяют напряжение сдвига « », дин/см²:

; (2.6)

и скорость сдвига « », 1/с:
; (2.7)
где « » – угловая скорость вращения шпинделя, об/с; « » - радиус сосуда, см; « » - радиус шпинделя, см ( =0,9421 см); « » – радиус, для которого рассчитывается скорость сдвига, см; « » - крутящий момент, ; « » - эффективная длина шпинделя, см ( ).

Задавая угловую скорость вращения « », по красному указателю на аналоговой шкале снимают показания относительного момента . Для преобразования относительного момента в значение вязкости « » (сПз), необходимо умножить полученное значение на фактор, соответствующий используемому шпинделю и применяемой скорости вращения:
; (2.8)
Фактор представляет собой отношение напряжения сдвига к скорости сдвига, без учета влияния вязкого трения жидкости о шпиндель. Он определяется лишь геометрическими размерами шпинделя, моментом пружины и рассчитан для каждого значения угловой скорости (см. формулу 2.9).

; (2.9)
для информации:

Выполнение работы

В стакан наливаем 800 мл тестируемой нефти. Прикручиваем выбранный шпиндель к валу вискозиметра, опускаем шпиндель в жидкость. Верхним переключателем устанавливаем выбранную скорость вращения шпинделя. Черный переключатель устанавливаем в среднее положение. При этом включаем двигатель, и происходить вращение шпинделя с выбранной скоростью. Для снятия показания вискозиметра нажимаем на рычаг сцепления и удерживаем его в нижнем положении. Сразу после этого устанавливаем переключатель двигателя в положение «OFF» (верхнее). Положения шкалы регулируем так, чтобы красный указатель появился в окне вискозиметра. При изменении скорости вращения, замене шпинделя или пробы, двигатель прибора выключаем.
Классификация нефти по вязкости:

- незначительная вязкость - μ < 1 сПз;

- маловязкие - 1 сПз < μ < 5 сПз;

- с повышенной вязкостью - 5 сПз <μ < 25 сПз;

- высоковязкие - μ > 25 сПз;

- сверхвязкие - μ > 30 сПз.



Рисунок 2.2. Принципиальная схема Вискозиметра
Литература для дополнительного изучения

1. 
   Мирзажанзаде А.Х., Аметов И.М., Ковалев А.Г. Физика нефтяного и газового пласта. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных технологий – 2005 г.
   
2. 
   Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. - М.: Альянс – 2014 г.
   
3. 
   Язынина И.В., Шеляго Е.В. Руководство по выполнению лабораторных работ по физике нефтяного пласта. – М.: Издательский центр РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2014 г.
   

Варианты для расчета вязкости нефти

Таблица 2.4

№	Исследуемая жидкость	Вязкость исследуемой жидкости , сПз	Относительный момент , %	Вращающий момент шпинделя ,	Предельный момент закручивания пружины ,	фактор,	Напряжение сдвига , дин/см2	Скорость вращения шпинделя , об/с	Скорость сдвига , 1/с
1	Нефть		86		637,7			59
2	Нефть		83		637,7			58
3	Нефть		81		637,7			59
4	Нефть		75		637,7			57
5	Нефть		52		637,7			56
6	Нефть		72		637,7			59
7	Нефть		59		637,7			59
8	Нефть		80		637,7			58
9	Нефть		91		637,7			58
10	Нефть		89		637,7			57
11	Нефть		55		637,7			58
12	Нефть		93		637,7			59
13	Нефть		66		637,7			58
14	Нефть		88		637,7			57
15	Нефть		65		637,7			59
16	Нефть		67		637,7			56
17	Нефть		84		637,7			57
18	Нефть		96		637,7			59
19	Нефть		53		637,7			58
20	Нефть		86		637,7			56

Постоянные величины для расчета

Радиус шпинделя , см	Радиус сосуда , см	Эффективная длина шпинделя , см	Радиус, для которого рассчитывается скорость сдвига x,см
0,9421	5	7,493	2,6

Таблица 2.5