Вязкость. Физические свойства пластовых вод
Плотность
Физические свойства пластовых вод
Плотность пластовых вод сильно зависит от минерализации, то есть содержания растворённых в ней солей. В среднем плотность пластовых вод изменяется в диапазоне 1010–1210 кг/м 3 .
Однако встречаются и исключения, например плотность пластовых вод может достигать величины 1450 кг/м 3 .
Пластовые воды месторождений нефти Томской области имеют небольшую плотность, они – слабоминерализованы. Величина их изменяется в интервале:
· для мезозойских залежей 1007–1014 кг/м 3 ;
· для палеозойских 1014–1048 кг/м 3 ;
· для сеноманского горизонта 1010 –1012 кг/м 3 .
Вязкость воды в пластовых условиях зависит от температуры и минерализации. С возрастанием минерализации пластовых вод вязкость их возрастает.
Наибольшую вязкость имеют воды хлоркальциевого типа воды. Вязкость их приблизительно в 1,5–2 раза больше вязкости чистой воды (рис. 4.2). С возрастанием температуры вязкость пластовых вод уменьшается. Влияние давления на величину вязкости пластовых вод проявляется двояко.
В области низких температур (0–32 о С) с возрастанием давления вязкость уменьшается, а в области температур выше 32 о С возрастает.
Рис. 4.2. Зависимости вязкости различного типа вод от температуры по В.И.Сергеевич и Т. П. Жузе:
1 – вода Каспийского моря при 29,4 МПа;
2,3 – хлоркальциевый тип воды Туймазинского месторождения
при 19,6 МПа и 29,4 МПа; 4 – чистая вода при 29,4 МПа
Источник
Расчеты плотности и вязкости пластовой воды
Расчеты физико-химических свойств нефтей и пластовых вод
Расчеты плотности и вязкости нефти
Плотность сепарированной нефти в зависимости от температуры можно рассчитать исходя из определения коэффициента термического расширения нефти
ρн(t) =
где ρн, ρн(t) — плотность сепарированной нефти при 20 о С и при температуре t соответственно, кг/м 3 ; αн — коэффициент термического расширения нефти, который можно рассчитать по формулам
αн = 10 -3 * (2.638(1.169-ρн * 10 — 3 )), если 780 = 3 (1.2)
αн = 10 -3 * (1.975(1.272-ρн * 10 — 3 )), если 860 3 (1.3)
Плотность нефти с растворенным в ней газом можно рассчитать по уравнению
ρнг =
где Го — отношение объема газа, растворяемого в нефти, к объему этой нефти, приведенные к стандартным условиям, м 3 /м 3 ; b — объемный коэффициент нефти, доли ед.
Влияние температуры на давление насыщения нефти газом может быть оценено по эмпирической формуле
Рst = Рst0 +
где Рst, Рsto—давления насыщения при температурах t и t0 соответственно, МПа;
fш =
где NCH4, NА — молярные доли метана и азота, соответственно, в газе однократного разгазирования нефти при 20 о С до атмосферного давления.
Используя два экспериментальных значения вязкости нефти при температуре 20 и 50 о С, температурную зависимость динамической вязкости нефти можно описать
lgμt =
где μ20, μ50, μt — динамические вязкости сепарированной нефти при атмосферном давлении и температурах 20, 50, и t о С соответственно, выраженной в миллипаскалях в секунду.
Если известно только одно экспериментальное значение вязкости нефти при какой-либо температуре t0, то значение ее при другой температуре можно определить по формуле
μt = (
φ =
μt, μt0 — динамическая вязкость нефти при температуре t и t0 соответственно, мПа*с; а С — эмпирические коэффициенты.
Если μ >= 1000 мПа*с, то
С = 10
если 10 = -3
если μ -3
При отсутствии экспериментальных данных для ориентировочных оценок вязкости нефти при 20 о С и атмосферном давлении можно воспользоваться следующими формулами:
μн =
μн =
где μн, ρн —- вязкость и плотность сепарированной нефти при 20 о С и атмосферном давлении, мПа*С и кг/м 3 ,соответственно.
По формуле Чью и Каннели можно рассчитать вязкость газонасыщенной нефти при давлении насыщения
где μs — вязкость нефти, насыщенной газом, при температуре t и давлении насыщения, мПа*с; μt — вязкость сепарированной нефти при температуре t, мПа*с; А, В — эмпирические коэффициенты, определяемые по формулам
A = exp((12.4 * 10 — 3 * Го — 8.576) * 10 — 3 * Гo) (1.16)
B = exp((8.02 * 10 — 3 * Го — 4.631) * 10 — 3 * Го) (1.17)
ЗАДАЧА 1.1
Найти плотность сепарированной нефти 1-го горизонта при температуре 68 о С, если плотность ее при 20 о С равна 849 кг/м 3 , и нефти 2-го горизонта при 73 о С, если плотность ее при 20 о С равна 893 кг
Дано: ρн (1г) = 849 кг/м 3 ; ρн (2г) = 893 кг/м 3 ; t (1г) = 68 о С; t (2г) = 73 о С;
Решение:
если 780
αн =10 — 3 * 2.638(1.169 — ρн * 10 — 3 );
αн=2.638(1.169 – 849 * 10 -3 ) * 10 — 3 = 0.8442 * 10 -3
ρн (t) =
ρн(1г68) =
аналогично для 2-го горизонта:
αн=1.975 (1.272 – 893 * 10 — 3 ) * 10 — 3 = 0.7485 * 10 -3
ρн(2г73) =
ЗАДАЧА 1.2
Определить вязкость сепарированной нефти при 73 о С, если известна только ее плотность при 20 о С в поверхностных условиях, равная 919 кг/м 3 .
Дано: ρн = 919 кг/м 3 ; to = 20 о С; t = 73 о С;
Найти: μt =?;
Решение:
μн =
μн =
μt =
где φ =
Так как 10 -3
φ =
μ (73) =
ЗАДАНИЯ ДЛЯ САМОСТОЯТЕЛЬНОЙ РАБОТЫ
ЗАДАЧА 1.1
Найти плотности сепарированных нефтей двух месторождений при заданной температуре, если известны их плотности при 20 о С. Дать заключение о влиянии температуры на плотность нефти.
ЗАДАЧА 1.2
Определить вязкость сепарированной нефти при заданной температуре, если известна только ее плотность при 20 о С в поверхностных условиях. Исходные данные по вариантам даны в таблице 1.1.
| Вариант | ρн1, кг/м 3 | ρн2, кг/м 3 | t, 0 С | Вариант | ρн1, кг/м 3 | ρн2, кг/м 3 | t, 0 С |
Расчеты плотности и вязкости пластовой воды
Пластовые воды нефтяных месторождений это неотъемлемая часть продукции добывающих скважин, которая обусловливает значительную долю осложнений при добыче и подготовке нефти на промыслах.
Пластовые воды нефтяных месторождений, как правило, представляют собой сложные многокомпонентные системы. Обычно они содержат ионы растворимых солей:
· катионы H (+) , K (+) , Na (+) , NH4 (+) , Mg 2(+) , Ca 2(+) , Fe 2(+), и др.
· ионы микроэлементов: Br (-) , J (-) , и др.
· нафтеновые кислоты и их соли.
Количественные соотношения между этими ионами определяют тип пластовых и сточных вод.
Из физических свойств пластовой и сточной вод наибольшее значение в процессах сбора и подготовки имеют плотность и вязкость ее. Плотность пластовой (минерализованной) воды в зависимости от солесодержания может быть рассчитана по формуле
где ρв — плотность дистиллированной воды при 20 о С, кг/м 3 ; S –концентрация соли в воде (растворе), кг/м 3 .
В диапазоне температур от 0 до 45 о С плотность водных растворов солей нефтяных месторождений изменяется мало, поэтому влияние температуры может быть учтено следующим образом:
где ρвп(t), ρвп — плотность минерализованной воды при температуре t и 20 о С соответственно, кг/м 3 .
Важное значение имеет возможность учета изменения вязкости попутной воды при изменении ее температуры, солесодержания и, как следствие, плотности. Как показывает обработка экспериментальных данных, вязкость минерализованной воды может быть рассчитана следующим образом:
при ∆ρ = 0.8831∆ ρ * 10
где μвп — вязкость пластовой воды при температуре t, мПа*с; μв(t) —вязкость дистиллированной воды при температуре t, мПа*с; значение ее может быть определено по справочнику или по формуле
μв(t) = 1353*(t + 50) -1.6928 , (1.21)
де ∆ρ разность между плотностью минерализованной и дистиллированной вод при 20 о С, кг/м 3 ;
где ρвп — плотность минерализованной воды при 20 о С, кг/м 3 ; ∆ρ1 — параметр, определяемый по формуле
∆ρ1 = 0.793*(146.8 — t) (1.23)
где А (ρ) — функция, значения которой зависят от температуры и плотности
A(ρ) = 2.096*(∆ρ — 0.5787*∆ρ1), (1.25)
A(ρ) = 2.096*(∆ρ — 0.5787*∆ρ1) — 0.032*(t — 20)*(∆ρ — ∆ρ1) (1.26)
A(ρ) = 1.776*(∆ρ — 0.503*∆ρ1) (1.27)
ЗАДАЧА 1.2.1
Температура попутной воды в технологическом процессе последовательно принимает значения 0, 15, 25, 33 и 45 о С, а солесодержание ее равно 200 г/л. Определить изменение плотности и вязкости минерализованной воды в технологическом процессе.
Дано: S = 200 г/л; t = 0, 15, 25, 33, 45 о С
Решение:
при 20 о С ρвп = 998.3 + 0.7647 * 200 = 1151 кг/л
при 0 о С ρвп(0) = 1151 — 0.0714(0 — 20) = 1152 кг/л
Рассчитываем параметр ∆ρ1
∆ρ1(t) = 0.793 * (146.8 — t)
∆ρ1(0) = 0.793 *(146.8 — 0) = 116.4 кг/м 3
∆ρ = 1151 — 998.3 = 152.7 кг/м 3
Так как 152.6 > 116.4 μвп = μв(t) * 10 (10 — 3 * A( ρ ))
A(ρ) = 2.096 * (∆ρ — 0.5787 * ∆ρ1)
A(ρ) = 2.096 * (152.7 — 0.5787 * 116.4) = 178.87
μв(0) = 1353 * (0 + 50) — 1.6928 = 1.8 мПа*с
μвп(0) = 1.8 * 10 (178.87 * 10
Результаты аналогичных расчетов для других заданных температур помещены в таблицу 1.2.
| t о С | ρвп кг/м 3 | ∆ρ1 кг/м 3 | μв(t) мПа*с | А(ρ) мПа*с | μвп(t) |
| 116,4 | 1,8 | 178,87 | 2,72 | ||
| 104,5 | 1,15 | 193,31 | 1,79 | ||
| 96,6 | 0,91 | 193,91 | 1,42 | ||
| 90,2 | 0,76 | 190,62 | 1,18 | ||
| 80,7 | 0,61 | 199,1 | 0,96 |
Из результатов следует, что вязкость уменьшилась почти в 3 раза, а плотность — на 3 кг/м 3 при изменении температуры от 0 до 45 о С.
ЗАДАНИЯ ДЛЯ САМОСТОЯТЕЛЬНОЙ РАБОТЫ
ЗАДАЧА 1.2.1
Температура попутной воды в технологическом процессе последовательно принимает ряд значений. Определить изменение плотности и вязкости минерализованной воды в технологическом процессе при известном ее солесодержании.
Исходные данные по вариантам к задаче 1.2.1 приведены в таблице 1.3.
Источник
