Усадка нефти

Объем газа в жидкой фазе определяется по кажущейся плотности газа в жидкой фазе, т.е. по отношению приращение массы жидкости при растворении в ней газа к приращению ее объема. Используя объемный коэффициент, можно определить усадку нефти, т.е. уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность (в %). Усадка нефти:

Усадка нефти, т. е. уменьшение объема пластовой нефти при подъеме ее на поверхность, может составлять 40-50%. При этом нефти с небольшими усадками имеют газовые факторы ~ 180 м³/м³, а удельный вес 0,80 г/см³ и более. Нефти с высокой усадкой имеют газовый фактор от 180 до 1400 м³/м³,удельный вес 0,74-0,80 г/см³.

Теплоёмкость и теплопроводность

Под теплоемкостью понимается количество теплоты, затрачиваемое для изменения температуры на 1°С, т. е. теплоемкость  – термодинамическая величина, определяемая выражением:

где ∆Q  – количество теплоты, сообщенное системе и вызвавшее изменение ее температуры на ∆Т.

Теплоемкость нефти с растворенным газом зависит от давления, температуры и количества растворенного газа (табл. 5.2).

Таблица 5.2  – Значения C_p для газов, нефти и нефтегазовых смесей

Среда	Температура, °С	Давление, МПа	Теплоемкость, кДж/(кг·°С)
Пластовая однофазная нефть	40-80	0,1-30	1,884-2,763
Нефтегазовая смесь (от 10 до 90% газа)			0,801-3,169
Пластовый газ			2,612-3,584

Перенос энергии от более нагретых участков неподвижной нефти к более холодным происходит за счет свойства теплопроводности. Коэффициент теплопроводности λ описывается законом теплопроводности Фурье и характеризует количество теплоты dQ, переносимой в веществе через единицу площади S в единицу времени t при градиенте температуры dT/dx, равном единице:

Коэффициент теплопроводности λ для нефтей находится в интервале 0,1-0,2 Вт/(м·К). Теплопроводность пластовых систем зависит от минералогического состава, плотности, возраста породы, температуры, давления, нефтегазоводонасыщенности и от свойств пластовых жидкостей и газов.

Количество тепла, выделившегося при сгорании 1 кг жидкости определяет теплоту сгорания. Различают высшую Q_в и низшую Q_н теплоту сгорания. Высшая теплота сгорания  – это количество тепла, выделившегося при сгорании 1 кг жидкости при наличии в ней влаги. Низшая теплота сгорания  – это количество тепла, выделившегося при сгорании 1 кг жидкости за вычетом тепла направленного на испарения воды и влаги. С увеличением молекулярной массы газообразного углеводорода, влажности, молекулярной массы фракций теплота сгорания растет.

Диэлектрические свойства нефтей

Нефть  – диэлектрик. Диэлектрическая проницаемость ε показывает, во сколько раз взаимодействие между электрическими зарядами в данном веществе меньше, чем в вакууме, при прочих равных условиях. Теоретически считается, что если у вещества ε < 2,5, то вещество считается диэлектриком.

12 Растворимость газов в нефти и воде. Давление насыщения нефти газом.

От количества растворенного в пластовой нефти газа зависят все ее важнейшие свойства: вязкость, сжимаемость, термическое расширение, плотность и др. При небольших давлениях и температурах растворимость газов в нефти практически подчиняется закону Генри  – количество газаV_г, растворенного при данной температуре в объеме V_ж жидкости, пропорционально давлению р газа над поверхностью:

где α  – коэффициент растворимости газа [м²/Н],

Коэффициент растворимости учитывает количество газа, растворяющегося в единице объема жидкости при увеличении давления на единицу.

Коэффициент растворимости реальных газов зависит от рода жидкости и газа, давления, температуры и других факторов, которые сопутствуют растворению газа в жидкости.

С увеличением молекулярной массы газа коэффициент растворимости его возрастает. Растворимость газов увеличивается с повышением содержания в нефти парафиновых углеводородов.

Коэффициент растворимости нефтяных газов изменяется в широких пределах и достигает (4-5)∙10^-5 м³/(м³∙Па).

Давлением насыщения пластовой нефти называют максимальное давление, при котором газ начинает выделяться из нефти при изотермическом ее расширении в условиях термодинамического равновесия.

Если Рпл>Рнас, то залеж находится в жидком состоянии;

Если Рпл<Рнас, то залеж находится в двухфазном состоянии.

Плотность определяется ареометром, вязкость-вискозиметром.

13 Структурно-механические и реологические свойства аномальновязких нефтей.

Вязкость μ ньютоновских жидкостей зависит только от температуры и давления, и касательное напряжение τ, развивающееся в движущихся слоях жидкости (рис. 6.1), пропорционально градиенту скорости dυ/dy, т.е. динамическая вязкость μ определяется из закона Ньютона:

где А  – площадь перемещающихся слоёв жидкости (газа) (см. рис. 6.1);  F  – сила, требующаяся для поддержания разницы скоростей движения между слоями на величину dv;  dy  – расстояние между движущимися слоями жидкости (газа);  dv  – разность скоростей движущихся слоёв жидкости (газа).

Рисунок 6.1 – Движение двух слоёв жидкости относительно друг друга

Вязкость неньютоновской жидкости зависит не только от давления и температуры, но и от скорости деформации сдвига и истории состояния жидкости (от времени ее нахождения в спокойном состоянии).

В зависимости от вида функции f(τ) эти жидкости разделяются обычно на три вида: бингамовские пластики, псевдопластики и дилатантные жидкости.

Линии консистентности для различных типов реологически стационарных неньютоновских жидкостей приведены на рис. 6.2.

1  – бингамовские пластики; 2  – псевдопластики; 3  – ньютоновские жидкости; 4  – дилатантные жидкости Рисунок 6.2  – Виды линий консистентности

Реологическая кривая 1 описывает поведение бингамовских пластиков. Бингамовские пластики в состоянии равновесия обладают некоторой пространственной структурой и способны сопротивляться сдвигающему напряжению, пока оно не превысит значение τ₀ статического напряжения сдвига. После достижения некоторой скорости сдвига их поведение подобно ньютоновским жидкостям. Наиболее распространенная реологическая модель для описания течения таких нефтей  – это модель Шведова-Бингама;

где τ  – напряжение сдвига;  τ₀  – предельное напряжение сдвига, превышение которого приводит к возникновению вязкого течения;  μ  – динамическая вязкость, численно равная тангенсу угла наклона кривой течения, не зависящая от скорости сдвига;    – скорость сдвига.

Кривая течения (реологическая кривая) бингамовских пластиков представляет собой прямую линию на графике пересекающую ось напряжений сдвига на расстоянии τ₀ от ее начала. Для характеристики пластичных тел вводят понятие эффективной (кажущейся) вязкости  – вязкость некоторой ньютоновской жидкости, определяемая по формуле:

Псевдопластические жидкости не обнаруживают предела текучести, и их кривая течения показывает, что отношение напряжения сдвига к скорости сдвига у них постепенно снижается с ростом скорости сдвига. Для описания жидкостей такого типа была предложена эмпирическая функциональная зависимость в виде степенного закона. Этот закон усовершенствовал Рейнер: (6,

где К  – мера консистенции жидкости (чем выше вязкость жидкости, тем больше К);  n – величина, характеризующая степень неньютоновского поведения материала (п < 1) (чем больше п отличается от 1, тем отчетливее проявляются неньютоновские свойства).

Величины К и п являются постоянными для данной жидкости.

Эффективную вязкость μ_эф для степенного закона можно выразить через γ, так как, т.е.:

и поскольку для псевдопластичных материалов n< 1, то кажущаяся вязкость убывает с возрастанием скорости сдвига (рис. 6.2).

Если n> 1, то уравнение (6.6) описывает поведение дилатантных жидкостей. У дилатантных жидкостей тоже отсутствует предел текучести, но в отличие от псевдопластиков эффективная вязкость повышается с возрастанием скорости сдвига.

14 Фотоколориметрия нефти. Приборы для фотоколометрии нефти.

Фотоколориметрия нефти

Физические свойства нефти и ее состав в пределах одного и того же пласта не остаются постоянными. Одним из методов исследования изменения свойств нефти по залежи является фотоколориметрия, которая основана на определении степени поглощения светового потока исследуемым раствором (интенсивности его окраски) с использованием фотоэлементов и гальванометра.

Колориметрические свойства нефти зависят от содержания асфальто-смолистых веществ, с изменением содержания которых в нефти изменяются ее вязкость, плотность и другие свойства. Поэтому по изменению колориметрических свойств нефти можно судить и об изменении свойств нефти в целом.

Если световой поток падает на кюветку с раствором, то часть потока поглощается жидкостью, а другая проходит через кюветку. П. Бугером и И. Ламбертом установлен закон, согласно которому слои вещества одинаковой толщины при прочих равных условиях всегда поглощают одну и ту же часть падающего из них светового потока. 

Уравнение этой линии имеет вид:

где I_t – интенсивность светового потока после прохождения через раствор;  I₀  – интенсивность падающего светового потока;  l  – толщина слоя;  К  – коэффициент поглощения.

Рисунок 6.3  – Зависимость интенсивности прошедшего через раствор светового потока от толщины поглощающего слоя

Из (6.8) следует, что соотношение интенсивностей светового потока, прошедшего через слой раствора, зависит от l и К.

По закону Бера, коэффициент К пропорционален концентрации поглощающего вещества:

где К_сп  – коэффициент светопоглощения;  С  – концентрация вещества.

В соответствии с 6.8 и 6.9 уравнение основного закона колориметрии  – закона Бугера-Ламберта-Бера имеет вид:

Отношение интенсивности прошедшего светового потока I_t к интенсивности падающего потока I₀характеризует прозрачность среды:

Величинаτ, отнесенная к толщине слоя в 1 см, называется коэффициентом светопропускания. Логарифм величины, обратной светопропусканию называют оптической плотностью D: ил

Тогда из (6.10) и (6.12) получается:

а единицу К_сп принимается коэффициент светопоглощения такого вещества, при пропускании света через слой в 1 см которого интенсивность светового потока уменьшается в 2,718 раза.

Коэффициент светопоглощения не зависит от толщины слоя раствора  – это постоянная величина, которая зависит от длины волны падающего света, природы растворенного вещества и температуры раствора. К_сп нефтей быстро уменьшается с увеличением длины волны света. Следовательно, коэффициент светопоглощения зависит от содержания асфальтенов и смолистых веществ в нефти, от концентрации которых зависят плотность, вязкость и другие свойства нефти, значит, по коэффициенту светопоглощения нефтей различных скважин можно судить о степени неоднородности свойств нефти в залежи.

15 Температура насыщения нефти парафином.