Горные свойства породы

Парафин при перекачке  высокопарафиновых нефтей отлагается на внутренних стенках трубопровода. В магистральных трубопроводах  толщина отложений парафина достигает 30 мм. Чтобы предотвратить это  явление, при транспортировке нефтей применяют способ горячей перекачки. При этом каждые 25—150 км длины трубопровода нефть дополнительно подогревают. Одним из крупнейших в мире горячих  нефтепроводов является трубопровод  «Усть-Гурьев-Куйбышев», пере­качивающий  высокопарафиновые мангышлакские  нефти. Мангышлакские нефти перед  закачкой в трубу нагревают до 67-77 °С.

По содержанию серы нефти  классифицируются на три класса: малосернистые (до 0,2% серы), сернистые (0,2 - 3,0% серы) и  высокосернистые (более 3,0%). Сера в нефти  находится в виде сероводорода, меркаптанов  и сульфидов до 6%, иногда - в свободном  виде. Сера и ее соединения активно  взаимодействуют с металлами, также  вызывая сильную коррозию. Обнаруживают их по резкому запаху и действию на растворы свинцовых солей. Следует  заметить, что содержание серы в  нефти ухудшает ее качество, вызывая  серьезные осложнения в тех­нологии  переработки, подготовки и транспорта нефтей.

Известно, что в пластовых  условиях в нефти всегда растворено некоторое количество газа, имеющего в своем составе, кроме углево­дородов, и неуглеводородные газы — азот, углекислый газ и др. Азот, как  примесь безвредная и инертная, почти  не контролируется анали­зами. Его  содержание в нефтях обычно не превышает 1,7%. Углеводо­родных соединений азота  довольно много - пиридин, хинолин и  т. д.

Газ, который извлекается  из недр, принято называть попутным. Газ, выделяющийся в промысловых  системах, называют нефтяным газом. Ко­личественно содержание газа в нефти характеризуется  так называемым газовым фактором. В зависимости от состава газ  подразделяют на сухой (легкий) и жирный (тяжелый). Сухой газ состоит преимущественно  из легких угле­водородов метана и  этана. В жирном газе содержание фракций  пропана, бутана и выше достигают  таких величин, что из него можно  получать сжиженные газы, газовый  бензин или конденсаты. Нефть, содержащую газ, принято называть газонасыщенной нефтью.

Плотность и молекулярная масса.

Плотностью называется количество покоящейся массы в единице объема. Определение плотности нефти  и нефтепродуктов весьма облегчает  возможные расчеты, связанные с  расчетом их массового количества. Учет количества нефти и нефтепродуктов в объемных единицах вызывает некоторые неудобства, т. к. объем жидкости меняется с изменением температуры. Плотность имеет размерность кг/м3. Поэтому, зная объем и плотность, при приеме, отпуске и учете нефти и нефтепродуктов можно выражать их количество в массовых единицах, т. к. масса не зависит от температуры.

На практике часто имеют  дело с относительной плотностью неф­ти и нефтепродукта, которая  определяется отношением их массы при  тем­пературе определения к массе  чистой воды при +4°С, взятой в том  же объ­ема. Плотность воды при +4°С имеет наибольшее значение и равна 1000 кг/м3. Относительную плотность  принято определять при +20°С, что обозначается символом rот - Относительная плотность нефтей и нефтепро­дуктов при +20°С колеблется в пределах от 0,7 до 1,07.

Удельным весом называется вес единицы объема, т.е. сила притяже­ния  к земле единицы объема вещества.

g=rg                                           (1.4)

где - r плотность вещества, кг/м; g — ускорение силы тяжести.

Существует также понятие  относительного удельного веса, чис­ленная величина которого равна численной  величине относительной плот­ности. Плотность и удельный вес нефти  и нефтепродуктов зависят от тем­пературы. Для пересчета плотности при  одной температуре на плот­ность при другой может служить следующая  формула

ri=r20-x(t-20),                               (1.5)

где x — поправка на изменение плотности при изменении температу­ры на 1°С; r20 - плотность нефти или нефтепродукта при t =+20°С.

Значения r некоторых простых углеводородов приведены в табл. 1.3. (см. приложение 1) Плотность нефтей и нефтепродуктов для практических измерений считает­ся аддитивной величиной.

Плотность нефтей и нефтепродуктов для практических измерений считается  аддитивной величиной, т.е. средняя  плотность нескольких нефтепродуктов или нефтей может быть вычислена  по правилу смешения

                               (1.6)

где (xi — плотность i-го нефтепродукта объемом в общем объеме. На практике плотность нефтепродуктов, нефтей и их смесей опреде­ляют ареометрическим, пикнометрическим способом или взвешиванием,

 

например, на весах Вестфаля-Мора (см. рис. 1.2. приложение 2).

Плотность большинства нефтей (в том числе северных месторождений  Тюменской области (СРТО), (см. табл. 1.5. и 1.6), исследованных в ТюмГНГУ, находится в пределах 825 — 900 кг/м3.

Недостаточное знание свойств  нефти, например, попавшей в воду в  результате утечки или залпового  сброса, приводит к тактическим ошибкам  при ликвидации нефтяного загрязнения. Нередко, отождеств­ляя свойства нефтяного пятна на поверхности воды со свойствами неф­ти, такое пятно пытаются поджечь. Однако без специальной подготовки это сделать невозможно. Следует учитывать, что нефтяное пятно взаи­модействует с водой и воздухом, образуя эмульсию с трудно прогнози­руемыми характеристиками. Поскольку сбор нефти с поверхности воды почти всегда осуществляется с помощью технических средств, необхо­димо учитывать наличие в нефтяном загрязнении фракций с температу­рой вспышки паров менее 60°С, недопустимых с точки зрения пожарной безопасности, наличия пыли, а также наличия растворенного газа.

При попадании механических примесей, испарении, растворении в  воде, окислении, эмульгировании, солнечной  радиации изменяются масса и свойства нефти. Плотность нефти — важный фактор, который следует учитывать  при очистке водных поверхностей. При плотности нефти, при­ближающейся  к 900 кг/м3, возникает угроза ее осаждения  на дно. Это же явление наблюдается  и при уменьшении плотности воды вследствие по­нижения ее температуры  с 4 до 0°С. Однако нефть может всплыть  на по­верхность даже через большой  промежуток времени при повышении  ее температуры и соответствующем  изменении плотности. Плотность  газона­сыщенных нефтей определяют по эмпирическим формулам, предложен­ным  специалистами Гипровостокнефти, В.М. Далецким и Л.Л. Кабищером, А.А. Коршаком и П.И. Тугуновым, В.И. Шиловым и  др., в основу положены коэффициенты, учитывающие газонасыщение. Для  расчета от­носительной плотности испаряющейся нефти рядом авторов предлагается формулы, предполагающие линейное изменение плотности (s£ 5% масс.).

Приведённые а ТюмГНГУ  экспериментальные исследования нефтей, показывают, что при одном и  том же уровне потерь плотность нефти  будет зависеть от скорости испарения  и от доли потерь лёгкой фракции. Скорость испарения нефти определяется также (как установлено выше) температурой tн, скоростью ветра Jв, продолжительностью испарения t и высотой взлива hВ3

Многочисленные экспериментальные  данные (более 400) по изменению плотности  нефтей были обработаны методом наименьшего  квадрата, и в результате была получена эмпирическая зависимость

                                                        (1.7)

где r,rн – плотность нефти при величине потерь s и исходной нефти соответственно.

Теоретически молекулярная масса смеси аддитивно складывается из молекулярных масс отдельных компонентов. Однако для этого необ­ходимо  знать молярные (объемные) концентрации всех компонентов, входящих в данную смесь. Последнее, как уже указывалось  выше, на практике не всегда возможно. Кроме того, как в стабильном, так и в деэтанизированном  конденсате практически всегда находятся  углеводо­родные газы, которые «смазывают»  законы, полученные для чистых ве­ществ, существенно изменяя такие параметры, как давление насыщен­ных паров, вязкость и температуру начала кипения. Вероятно, этим можно объяснить разброс  экспериментальных значений и рассчитанных по формулам.

В ТюмГНГУ в результате анализа на ЭВМ, данных пассивных  и активных экспериментов (всего  около 500) получены математические модели, позволяющие по известной плотности  смеси определить моле­кулярную  массу газового конденсата.

 Для ДК (r£780 кг/м3) математическая модель имеет вид

mДК=0,2432r20-65,                           (1.8)

Для СК (r£740¸800 кг/м3)

mСК=0,786r20-474.63,                      (1.9)

Отклонения экспериментальных  данных от расчётных по формулам (1.8¸1.9) можно проследить по графикам рис 1.3.

Вязкость нефтей и нефтепродуктов.

Одной из наиболее характерных  особенностей жидкостей является способность  изменять свою форму, под действием  внешних сил. Это свой­ство жидкости объясняется скольжением ее молекул  относительно друг друга. Одна и та же сила создает в разных жидкостях  разные скорости пе­ремещения слоев, отстоящих  один от другого на одинаковые расстояния. Однако способность молекул к  скольжению не бесконечно велика, поэто­му Ньютон рассматривает вязкость как  «недостаток скольжения». Обычно вязкостью  или внутренним трением называют свойство жидкости сопро­тивляться  взаимному перемещению ее частиц, вызываемому действием приложенной  к жидкости силы.

Явление внутреннего трения в жидкости с ее вязкостью было связа­но Ньютоном известной формулой

                                            (1.10)

где t - напряжение внутреннего трения; dv/dR - градиент скорости по радиусу трубы или относительное изменение скорости по направлению, перпендикулярному к направлению течения, т.е. приращением скорости на единицу длины нормали; h — коэффициент (касательное усилие на единицу площади, приложенное к слоям жидкости, отстоящим друг от друга на расстоянии, равном единице длины, при единичной разности скоростей между ними).

Внутреннее трение, характеризуемое  величиной h, немецкий ученый М. Якоб в 1928 году предложил называть динамической вязкостью. В тех­нической литературе за h утвердилось наименование абсолютной вязкости, так как эта величина выражается в абсолютных единицах. Однако в абсо­лютных единицах, можно выражать также и единицы кинематической и удельной вязкости. Термин «динамическая вязкость» соответствует физиче­скому смыслу h, так как согласно учению о вязкости h входит в уравнение, связывающее силу внутреннего трения с изменением скорости на единицу расстояния, перпендикулярного к плоскости движущейся жидкости.

Впервые же динамическая вязкость была выведена врачом Пуазейлем в 1842 г. при изучении процессов циркуляции крови в кровеносных сосудах. Пуазейль применил для своих опытов очень узкие капилляры (диаметром 0,03-0,14 мм), т.е. он имел дело с потоком  жидкости, движение которого было прямолинейно послойным (ламинарным). Вместе с тем  исследователи, работавшие до Пуазейля, изучали закономерность истечения  жидкости в более широких капиллярах, т.е. имели дело с возникающим  турбулентным (вихревым) истечением жидкости. Проведя серию опытов с капиллярами, соединенными с шарообразным резервуаром, через которые под действием  сжатого воздуха пропускался  некоторый объем жидкости, определенный отметками, сделанными сверху и снизу  резервуара, Пуазейль пришел к сле­дующим выводам: 1) количество жидкости, вытекающее в единицу време­ни, пропорционально  давлению при условии, что длина  трубки превышает некоторый минимум, возрастающий с увеличением радиуса. 2) количество жидкости, вытекающее в  единицу времени, обратно пропорционально  дли­не трубки и прямо пропорционально четвертой степени радиуса. Формула Пуазейля в современной редакции выглядит следующим образом:

 

где h - коэффициент внутреннего трения (динамическая вязкость); Р – давление, при котором происходило истечение жидкости; t - время истечения жидкости в объёме V, L – длина капилляра; r – радиус капилляра.

Единицей динамической вязкости является сила, необходимая для поддержания  разности скоростей, равной 1 м/с, между  двумя параллель­ными слоями жидкости площадью 1 м2 находящимися друг от друга  на расстояний 1м, т.е. единицей измерения  динамической вязкости в системе  СИ является

Н × с/м2 или Па × с.

Единица динамической вязкости, выраженная в физической системе  измерения СГС, в честь Пуазейля называется Пуазом, т.е. за единицу ди­намической  вязкости принимают сопротивление, которое оказывает жид­кость  при относительном перемещении  двух ее слоев площадью 1 см2, от­стоящих друг от друга на 1 см, под влиянием внешней силы в 1 дн при скорости перемещения в 1см 1с. Динамическую вязкость при температуре t обозначают ht.

Приближенное совпадение численного значения динамической вяз­кости  воды при 20°С с 1 сантиПуазом (сП) дало повод Бингаму предло­жить построить систему единиц  - вязкости, в которой исходной единицей является динамическая вязкость воды при 20°С, принимаемая по Бингаму за 1 сП (точнее h20 воды равна 1,0087 сП). Таким образом, для большинст­ва практических измерений с достаточной точностью можно считать, что h20 воды соответствует 1 сП. Это представляет большое удобство в практи­ческой вискозиметрии, для которой большое значение имеют жидкости с постоянными физико - химическими константами, имеющие точно извест­ную вязкость при данной температуре. Из числа относительных обозначе­ний наибольшим распространением пользуется так называемая удельная вязкость, показывающая, во сколько раз динамическая вязкость, данной жидкости больше или меньше динамической вязкости воды при какой - то условно выбранной температуре. Таким образом, удельная вязкость пред­ставляет собой отвлеченное число.

Величина, обратная динамической вязкости, носит название текуче­сти и обозначается знаком T.

Жидкости, подчиняющиеся  линейному закону течения Ньютона, на­зываются ньютоновскими, представляют индивидуальные вещества либо молекулярно - дисперсные смеси или растворы, внутреннее трение (вяз­кость) которых  при данных температуре и давлении является постоянным физическим свойством. Вязкость не зависит от условий определения  и скорости перемещения частиц (течения), если не создается условий для  турбулентного движения.

Однако для коллоидных растворов внутреннее трение значительно  изменяется при различных условиях потока, в частности при изменении  скорости течения. Аномальное внутреннее трение коллоидных систем принято называть структурной вязкостью. В этом случае частицами, ко­торые перемещаются относительно друг друга в потоке, являются не моле­кулы, как в нормальных жидкостях, а коллоидные мицеллы, способные  дробиться и деформироваться  при увеличении скорости или изменении  ус­ловий потока, в результате чего измеряемое внутреннее трение уменьша­ется (либо, наоборот, увеличивается). Большинство  жидких нефтепродук­тов не выявляет признаков структурной вязкости в широком температур­ном интервале. Хотя они и представляют собой относительно сложные, ас­социированные жидкости, они не обладают коллоидной структурой, при­знаки которой обнаруживаются для жидких нефтепродуктов .лишь при низких температурах, приближающихся к температурам потери текучести.