Ведение технологического процесса добычи нефти, газа и газового конденсата
жүктеу/скачать 5.67 Mb.
|
- Бұл бет үшін навигация:
- Плотность нефтиг/см 3 Поправка 1 0 С Плотность нефтиг/см 3
- Температура, 0 С ρ н плотность нефти, г/см 3
- 3.6 Определение вязкости нефти Расчет вязкости дегазированной нефти при температуре 20 0 С
- 2.Определение вязкости дегазированной нефти при любой температуре
- 3.7 Содержание природного газа
| 3.5 Определение плотности нефти
По шкале ареометра определяется плотность нефти. При определении плотности ареометром измеряется температура проба нефти. Если он а отличается от 200С, то необходимо внести поправку, пользуясь таблицей. Найти поправку, соответствующую данному показанию ареометра на 10С Умножить эту поправку на разность между t=200С и замеренной Полученную величину прибавить к показаниям ареометра, если замеренная t-ра была больше 200С, или вычесть, если она была меньше 200С. Пример 1.1. Плотность нефти, измеренная при температуре 150С, составила 0.765г/см3.Определить истинную плотность нефти. Решение. Поправка на 10С = 0,000790 0,000790 ·(20-15) = 0,0395 0,765-0,00395=0,76105 г/см3 Таблица 3.3- Поправки к плотности нефти на температуру.
Пример 1. Плотность нефти при температуре 150С 0.765 г/см3. Знание истинной плотности нефти. Решение. Поправка: на10С = 0,000790 0,000790 ·(20-15) = 0,0395 0,765-0,00395=0,76105 г/см3 Пример 2. Определить истинную плотность нефти, если измеренная при температуре 250С, она составила 0,845 г/см3. Решение: Поправка на 10С =0,000720 0,000720 ·(25-20) =0,0036 0,845+0,0036=0,8486 г/см3 Самостоятельная работа
3.6 Определение вязкости нефти Расчет вязкости дегазированной нефти при температуре 200С В тех случаях, когда нет возможности измерить вязкость нефти, её можно определить расчетным путем, имея значение её плотности. Для этого используются формулы Дунюшкина И.И. егер 0,845 <ρгм<0,924 (3.3) егер 0,78<ρгм<0,845, (3.4) где: µм20- относительная по воде динамическая вязкость дегазированной нефти при 200С и атмосферном давлении - плотность относительной плотность нефти (по воде). Пример 1 Рассчитать вязкость дегазированной нефти при t=200С, если относительная плотность её равна 0,873. Подставляем значения в первую формулу. µм20=( )2 =( )2=4,04762=16,38 µм20=µм20·µс20 µм20=16,38·1=16,38мПа. 2.Определение вязкости дегазированной нефти при любой температуре Зависимость динамической вязкости от температуры вычисляется по формуле Дунюшкина И.И. µнt= (сµнt1)а (3.4) где:
µнt1 – относительная (по воде) динамическая вязкость нефти при известной температуре t1 a –коэффициент, определяемый по уравнению: а= , где b и c - коэффициенты, зависящие от вязкости дегазированной нефти, b=2,52·10-3 1/0С; с=10 егер µн> 1000 b=1,44·10-3 1/0С; с=100 егер 10<µн<100 b=0,76·10-3 1/0С; с=1000 егер µн< 10 Пример 2 Рассчитать динамическую вязкость нефти при t-ре пласта 350С, если µнд20 =16,38 ( из предыдущего примера) Решение: 1. Вычисляем коэффициент а : а= = =0,935 По формуле относительной вязкости определяем µнд35: µнд35= =0,01·1638)0,935=10,125 µнд35=10,125·1 мПа.с= 10,125мПа.с Самостоятельная работа
3.7 Содержание природного газа Природные и нефтяные газы состоят из смеси газообразных углеводородов преимущественно парафинового ряда (метана, этана, пропана, бутана), а также тяжелых углеводородов С5Н12 и С6Н14 (паров бензина) с незначительной примесью азота, гелия, аргона, паров ртути, углекислого газа и сероводорода. Содержание сероводорода и углекислого газа иногда достигает нескольких десятков процентов, а остальных примесей – долей процента. Природные газы делятся на четыре группы: газы, добываемые из чисто газовых месторождений; газы, добываемые из газоконденсатных месторождений; газы, добываемые из газогидратных месторождений; газы, добываемые вместе с нефтью из нефтяных месторождений (попутный нефтяной газ). Газы чисто газовых месторождений наиболее легкие, они на 90 % и более состоят из метана. Газы нефтяных месторождений наиболее тяжелые, метана в них от 30 до 70 %. Газы газоконденсатных месторождений несколько более тяжелые, чем газ газовых месторождений, но легче, чем попутный газ; метана в них от 70 до 90 %. Газовую смесь по содержанию паров бензина на 1 м3 газа подразделяют на: жирный газ – более 200 г; полужирный газ – от 101 до 200 г; тощий газ – от 11 до 100 г; сухой газ – менее 10 г. Таблица 3.4-Газовые смеси
3.8 Свойства газа Природный газ является высокоэффективным энергоносителем и ценным химическим сырьем. Всеобщее его применение определяется относительной доступностью этого вида топлива и экологичностью (по сравнению с углем) Природные газы бесцветны, легко смешиваются с воздухом, растворяемость их в воде и нефти различна. Свойства газов на поверхности и в пластовых условиях отличаются, они во многом определяются термобарическими условиями и физико-химическими параметрами среды. На растворимость природного газа влияет температура, давление, состав газа и нефти. Растворимость газа в нефти повышается с ростом давления, и уменшается с ростом температуры: она растет в ряду С1-С4. Растворимость газа уменшается с увеличением плотности нефти. Давление, при котором данная нефть полностью насыщена газом, называется давлением насыщения. Если давление в пласте падает, то газ переходит в свободное фазу.. Основные показатели природного газа – состав, плотность, вязкость, температура горения. Плотность газа-величина, рассчитываемая отношением массы газа к его объему. Плотность природного газа в кг/м3 или г/см3, в основном зависит от его состава, 0,73 ... Изменится в пределах 0,85 кг/ м3. Вязкость газа очень мала, 1·105 Па·С. Повышается вязкость с повышением давления. Для каждого газа существует температура, выше которой он не переходит в жидкое состояние, как бы велико не было давление. Эта температура называется критической, для метана критическая температура составляет - 82,10С, критическое давление 4,71 МПа. При температуре выше - 82,10С метан будет находиться только в газообразном состоянии, независимо от давления. жүктеу/скачать 5.67 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
|