Зависимость вязкости нефти от температуры

С увеличением в составе нефти смолопарафиновых соедине­ний вязкость нефти увеличивается. С учетом того, что темпера­тура п земной коре возникает с глубиной, вязкость нефти в пла­стах всегда меньше, чем на поверхности.

В пластовых условиях в нефти всегда растворено опреде­ленное количество газа, которое изменяется от десятков м³ до не-

скольких сот м³ в 1 м³ нефти. Растворенный в нефти газ снижа­ет плотность и вязкость нефти и увеличивает ее сжимаемость и объем. Физические характеристики нефти в пластовых услови­ях нажно знать, так как от них зависит правильный подсчет за­пасов нефти и газа, составление технологических схем разра­ботки нефтяных месторождений, выбор методов воздействия на залежь с целью получения максимального нефтеизвлечения, а также выбор техники и технологии добычи нефти и газа и так далее.

Свойства неныотоновских жидкостей

Фильтрация нефти в пористой среде идет согласно линей­ному закону трения Ньютона, то есть касательные напряжения сдвига прямо пропорциональны градиенту скоростей движения одних слоев жидкости относительно других. Зависимость ско­рости фильтрации (v) от градиента давления (grad P) таких жидкостей имеет форму прямой линии, проходящей через на­чало координат (рис. 5, линия 1). Такие жидкости называются ньютоновскими.

Для ньютоновской жидкости (нефти) основным параметром, характеризующим ее течение, служит коэффициент динамиче­ской вязкости - коэффициент пропорциональности в законе вяз­кого трения Ньютона:

Dw dy

dw

где г - касательное напряжение сдвига;--- градиент скорости

dy

в направлении, перпендикулярном к направлению течения х.

Однако не редко, когда на нефтяных месторождениях при их разработке нарушается прямолинейный чакон трения Ньюто­на. В этих случаях зависимость скорости фильтрации от градиен­та давления имеет вид кривой, проходящей через начало коорди­нат выпуклостью к оси градиента (рис. 5, линия 2). Такие жидкости

В.И. Кудинов. Оси-

Глава V. Фн ■

тсфти

П

grad p

Рис. 5. График зависимости скорости фильтрации ньютоновской и неньютоновской жидкости от градиента давления: 1 -дилатантаая; 2— ньютоновская; 3 - псе в до пластичная; 4 — неньютоновская (псевдопла­стичная)

обладают структурно-механическими свойствами и называются не ньютоновскими (вязкопластичными). Основным показателем нсныотонопских свойств при фильтрации нефти (жидкости) в по­ристой среде является предельный (начальный) градиент давле­ния (рис. 5, крив. 3), после превышения которою начинается движение нефти (жидкости) в горной породе.

Фильтрация неньютоновскои жидкости в пористой среде описывается формулой:

f4

(до f/ - структурная вязкость, аналогичная вязкости обычной

лиент давления.

Непыотоновскис свойства жидкостей обладают структурно-механическими свойствами, когда структурная вязкость нефти

При небольших традиентах давления пластовая нефть, об­ладая структурно-механическими свойствами, как в капиллярах, так и в пористой среде, имеет при движении неразрушенную структуру. Но с увеличением градиента давления структура на­чинает разрушаться, и при достижении определенной величины структура разрушается полностью и жидкость начинает движе­ние как ньютоновская жидкость.

Установлено, что особенности фильтрации неныотопов-ских свойств проявляются в основном при малых скоростях, то есть на удалении от скважины. Неньютоновские свойства неф­ти п пласте проявляются при высоком содержании в ней ас-флльтосмолоппрафинистых веществ; при физико-химическом взаимодействии пластовой нефти и материала пористой среды с жидкостями, проникающими в пласт. Разработка месторож­дений с непыотоповскимн (вязкопластичными) жидкостями связана со многими осложнениями при проведении геолот-тсхнических мероприятий, исследовании скважин, подготовке и транспортировке нефти и так далее. Свойства неныотонов-ских нефтей исчезают при их нагреве и увеличении скоростей фильтрации.

4. Нефтяной газ и его свойства

Газы нефтяных и газовых месторождений по химической природе сходны с нефтью. Газы нефтяных месторождений, добы­ваемые вместе с нефтью, называют нефтяными газами, а газы га­зовых месторождений называются природными газами. Природ­ные и нефтяные газы состоят из предельных углеводородов: ме­тана СИ.,, пропана С₃Н_В, бутана С4Н10, пентана С₅Н|2 и так далее. Часто углеводородные газы в своем составе содержат сероводо­род H₂S, азот N, двуокись углерода СО₂, гелий Не, аргон Лг, пары ртути Hg. Содержание сероводорода, азота, углекислого газа дос­тигает нескольких десятков процентов, а остальные примеси -долей процента.

В.И. Кудипов. Основы нефтегазопромы.

о дена

Глава V. Филгчсо

;аойства нефти и г

В нормальных условиях при атмосферном давлении и тем­пературе О" С углеводороды от метана (СН₄) до бутана (С4Н10) всегда находятся в газообразном состоянии.

Молекулярная масса М углеводородных газов определяется по формуле:

где Л/у - молекулярная масса 1-го компонента; y_t - доля компо­нента в смеси по объему.

Учитывая, что природный газ в основном состоит из метана, молекулярная масса нефтяного газа больше.

Если при постоянной температуре повышать давление газа, то при достижении определенного давления этот газ перейдет в жидкую фазу. Для каждого газа существует споя предельная температура, выше которой этот газ нельзя перевести в жидкое состояние. Максимальная температура, при которой данный газ может перейти в жидкое состояние при повышении давления на­зывается критической температурой. Для метана критическая температура-82,1° С, для этана-+32,3" С, для азота-+141,7° С. Давление, соответствующее критической температуре, называет­ся критическим давлением. Температура, при которой вещество с повышением давления до определенной величины из газооб­разной фазы переходит в жидкую, называется точкой росы или точкой начала конденсации. Эта же температура при снижении давления является точкой испарения, так как при атом вещество из жидкой фазы начинает переходить в газообразную.

Пропан и бутан легко переходят в жидкость даже при не­больших давлениях. Давление, необходимое для перевода того или иного углеводорода из газообразного состояния в жидкое, то есть упругость его паров, повышается с ростом температуры. При данной температуре оно тем больше, чем ниже плотность углеводорода. Наибольшей упругостью паров обладает метан, который при нормальных условиях невозможно перевести в жидкость, так как его критическая температура равна -82,1 "С. Так же трудно переводится в жидкое состояние этан. В зависи­мости от преимущественного содержания в нефтяных газах

легких или тяжелых углеводородов газы разделяются на сухие и жирные.

Сухой газ - это естественный газ, в котором не содержатся тяжелые углеводороды или содержатся в небольших количествах.

Жирный газ - это газ, в котором тяжелые углеводороды со­держатся в таких количествах, когда можно получать сжиженные газы или газовые бензины. Сухим принято считать газ, в 1 м³ ко­торого содержится меньше 60 г газового бензина, а жирным если в 1 м^э содержится более 60 г газового бензина.

Жирные газы чаще содержатся в легких нефтях, а сухой rat- в тяжелых нефтях. Одним из основных физических пара­метров нефтяного газа является его плотность.

Плотностью называется отношение массы вещества к зани­маемому объему:

"'V- ⁽¹⁷⁾

где т - масса вещества, кг; V - объем, м³; р - плотность, кг/м³.

Плотность газа можно определить взвешиванием или вы­числить, когда знаем молекулярную массу смеси:

_p=M.₌JL_{t (}18)

К, 22,4

где V_H - объем моля газа при стандартных условиях, м³; 22,4 - га­зовая постоянная.

Плотность газа р находится в пределах 0,73-1 кг/м³.

На практике пользуются относительной плотностью газа, которая показывает, во сколько раз масса данного газа, заклю­ченного в определенном объеме при данных давлениях и темпе­ратуре, больше или меньше массы сухого воздуха, заключенного в том же объеме и при тех же условиях:

Д = £- = ^, (19)

Л К

где р_г - плотность углеводородного газа, р_в - плотность сухого воздуха, fl_t - молекулярная масса газа, fl_n - молекулярная масса воздуха.

В.М.Култ

а V. Фи:

тефтчиг;

Относительные плотности некоторых углеводородов и их примесей (в нормальных условиях) составляют: воздух - 1; N₂ -0,9673; СО₂ - 1,5291; H₂S - 1,1906; СН₄ - 0,553; С₂И_Й -1,038; С₃Н_В - 1,523; С₄Н_Ш - 2,007.

В пласте углеводородные газы находятся в различных усло­виях. С увеличением давления от 0 до 3-4 МПа объем газов уменьшается.

С увеличением температуры при постоянном объеме газон сжимаемость газов уменьшается.

Приведенным давлением Р_пр называется отношение давле­ния газа к его критическому давлению Р_кр:

(20)

Давление, соответствующее точке критической температу­ры, называется критическим давлением.

Приведенной температурой газа 7"_пр называется отношение абсолютной температуры газа Т к его критической температуре:

Критическая температура 7"_кр - это температура, при кото­рой исчезает граница между жидкостью и паром. Для углеводо­родных газов, представляющих собой смесь отдельных компо­нентов, величины Р_кр и Т_кр определяются как среднеарифметиче­ские.

Если известен объем газа V_o при нормальных условиях (Р_о и 7J)), то объем его при других давлениях и температурах (Р и Т) с учетом сжимаемости можно определить на основе закона Гей-Люссака

(22)

= V_QZ — •&, Т„ Р

Для перехода от объема, занимаемого газом в нормальных условиях, к объему газа в пластовых условиях пользуются объ­емным коэффициентом, который занял бы 1 м³ газа в Пластовых условиях. Объемный коэффициент газа из формулы (22)

iJ = Z~~. (23)

5. Вязкость газа

Вязкость газа - это свойство газа сопротивляться перемеще­нию одних частиц относительно других.

Силы трения, возникающие между двумя смежными слоями газа при его движении, пропорциональны изменению скоростей на единицу длины. Коэффициент пропорциональности называет­ся коэффициентом динамической вязкости.

В системе СИ единица динамической вязкости обознача­ется Пас. Кинематическая вязкость - это отношение динами­ческой вязкости газа к ее плотности р при той же температуре:

v = ^. (24)

Р

В системе СИ единица кинематической вязкости имеет раз­мерность м^г/с. При давлениях до 4 МПа динамическая вязкость газон мало зависит от давления. Но при более высоких давлениях вязкость газа повышается, так как число молекул в единице объ­ема увеличивается, что приводит к увеличению числа взаимных столкновений.

При низких давлениях с повышением температуры вяз­кость газа возрастает в связи с тем, что скорости движения мо­лекул при этом увеличиваются. При значительном повышении давления вследствие уплотнения газа вязкость его с повыше­нием температуры уменьшается. При высокой температуре за­висимость вязкости от давления значительно меньше, а при повышении давления вязкость снижается с увеличением тем­пературы.

а V. Фи:

i нефти и

6. Растворимость газов в нефти

По закону Генри, растворимость газа в жидкости пропор­ционально давлению:

V_r=a-P-V_w, (25)

где V_r - объем растворен]lOio газа, м³; V_x -объем жидкости, м³; а - коэффициент растворимости; Р — абсолютное давление газа, Па.

При У_ж =1 tX = V_T/P, то есть коэффициент растворимости численно равен объему газа, растворяющегося в единице объема жидкости при повышении давления на единицу. При растворении углеводородных газов в нефти наблюдается значительное откло­нение от закона Генри. Коэффициент растворимости при низких давлениях больше, чем при высоких давлениях. Коэффициент растворимости газовой смеси зависит от состояния объемов неф­ти и газа, находящихся в контакте. С увеличением температуры растворимость газовой смеси уменьшается. Различные компонен­ты нефтяного газа обладают различной растворимостью. С уве­личением молекулярной массы газов возрастает их раствори­мость. Давление, при котором из нефти начинает выделяться газ, называется давлением насыщения пластовой нефти. Давление на­сыщения зависит от состава нефти и газа, от соотношения их объемов и от температуры.

Если в пласте имеется газовая шапка, то в этом случае давле­ние насыщения равно пластовому давлению или близкому к нему.

Количество газа в м³, приходящееся на I т добытой нефти, называется газовым фактором.