Физические свойства нефтей

Состав и классификация природных газов

Природные газы состоят, в основном, из углеводородов гомологического ряда метана CnH_2n+2 и неуглеводородных компонентов: углекислого газа (CO₂), азота (N₂), сероводорода (H₂S), соединений, называемых меркаптанами (RSH), аналогичными по строению спиртам, а также ртути и инертных газов (гелий, аргон, криптон, ксенон).

Классификация углеводородных газов в зависимости от их состава может быть представлена тремя группами:

· Сухой газ – метан, этан, этилен.

· Жидкий газ – пропан-бутановая фракция.

· Газовый бензин – пентан, гексан и т.д.

В зависимости от объекта добычи природные газы подразделяют на следующие группы:

1. Газы из чисто газовых месторождений (сухой газ).

2. Газы, добываемые вместе с нефтью – попутные нефтяные газы (смесь сухого газа, жидкого и газового бензина).

Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений, – смесь сухого газа и жидкого конденсата (тяжелых фракций бензина и более тяжелых масляных фракций).

Плотность нефти составляет 700-1000 кг/м³ (при нормальных условиях). С повышением температуры плотность нефти уменьшается, поэтому для приведения ее к нормальным условиям вводят температурную поправку:

,

где a - коэффициент объемного расширения нефти (0,0006 < a < 0,0008).

Вводят также относительную плотность нефти:

Здесь - плотность нефти при 20 ⁰С, - плотность воды при 4 ⁰С. В США, например, температурный стандарт – 60 ⁰F (15,56 ⁰С).

Зависимость плотности нефти от давления (т.е. глубины залегания) - неоднозначна. Так, в 50-х годах Коренев исследовал 250 образцов нефти: в 70% с глубиной залегания плотность понижается, в 12% - повышается без какой-либо закономерности.

Вязкость.

1). Динамическая вязкость определяется, как известно, из уравнения Ньютона:

Здесь F – сила трения между слоями жидкости при ее движении; m - коэффициент динамической вязкости; dυ/dx – градиент скорости в направлении, перпендикулярном потоку жидкости; S – площадь соприкосновения слоев.

В системе единиц СИ коэффициент динамической вязкости имеет следующую размерность:

[m] = = Па ^. с.

Пользуются также внесистемной единицей: 1 Пз = 10^-1 Па ^. с, или 1 сПз = 1 м Па ^. с.

Величина, обратная динамической вязкости, называется

текучестью:

.

2). Кинематическая вязкость:

Коэффициент кинематической вязкости в системе СИ имеет размерность м²/с, в системе СГС измеряется в стоксах: 1 Ст = 10^{-4 м2}/с.

3). Относительная (условная) вязкость – показывает во сколько раз кинематическая вязкость нефти при 20⁰С больше вязкости воды при 4⁰С. Единицы измерения условной вязкости – градусы условной вязкости °ВУ_t, определяющее отношение времени истечения из вискозиметра 200 см³ нефти ко времени истечения 200 см³ воды при температуре 20 °С.

Связь между коэффициентом кинематической вязкости n и °ВУ_t выражается зависимостью:

.

В пластовых условиях физические свойства нефти существенно отличаются от поверхностных. Это связано с повышением давления и температуры, а главное – способностью нефти растворять в себе газ при высоких давлениях. Поэтому с увеличением давления вязкость нефти уменьшается за счет растворенного в ней газа (более подробно этот вопрос будет рассмотрен ниже). С повышением температуры вязкость нефти уменьшается в соответствии с формулой Френкеля для однородной жидкости:

.

где ∆Е - энергия активация, необходимая для перехода частиц жидкости из одного состояния равновесия в другое; к – постоянная Больцмана, Т – абсолютная температура.

На практике, как правило, пользуются экспериментально определяемой зависимостью коэффициента динамической вязкости от температуры. Чаще всего это зависимость вида:

,

где γ – показатель степени, характерный для данной конкретной нефти в измеренном диапазоне температур Т-Т₀; μ₀ - вязкость нефти при температуре Т₀.

Дата добавления: 2014-12-16