Рассчитать плотность пластовой нефти.
Рассчитать вязкость дегазированной нефти.
Рассчитать вязкость дегазированной нефти для температуры Т.
Исходные данные:
Таблица 1 – Исходные данные
№ варианта bн
ρнд, г/см3
Г0, м3/м3 ρг, кг/м3
Тпл, °С
1 1,1 0,873 32,8 1,55 35
1. Расчет плотности газонасыщенной нефти
Основным уравнением для расчета является уравнение следующего вида:
ρнп =1bн∙ρнд+ ρг∙Г0=11,1∙873+ 1,55∙32,8=839,85 кг/м3
где ρнд — плотность дегазированной нефти, кг/м3;
ρг – плотность выделившегося газа, кг/м3;
Г0– газонасыщенность нефти, м3/м3;
bн – объемный коэффициент нефти.
2. Расчет вязкости нефти
Для оценки вязкости нефти при 20 °С и атмосферном давлении можно использовать формулу И
. И. Дунюшкина:
μн20=0,658∙ρнд20,886-ρнд22 при 0,845<ρнд<0,924
где μн20 – относительная динамическая (по воде) вязкость дегазированной нефти при 20 ºС и атмосферном давлении.
ρнд – плотность дегазированной нефти, г/cм3.
μн20=0,658∙0,87320,886-0,87322=16,39
Вязкость дегазированной нефти при 20 ºС можно определить:
μн20 = μн20 ∙ μв20=16,39∙1,004=16,46 мПа∙с
где μв20 –динамическая вязкость воды при 20 ºС и атм
. И. Дунюшкина:
μн20=0,658∙ρнд20,886-ρнд22 при 0,845<ρнд<0,924
где μн20 – относительная динамическая (по воде) вязкость дегазированной нефти при 20 ºС и атмосферном давлении.
ρнд – плотность дегазированной нефти, г/cм3.
μн20=0,658∙0,87320,886-0,87322=16,39
Вязкость дегазированной нефти при 20 ºС можно определить:
μн20 = μн20 ∙ μв20=16,39∙1,004=16,46 мПа∙с
где μв20 –динамическая вязкость воды при 20 ºС и атм
Плотность — дегазированная нефть
Cтраница 1
Плотность дегазированной нефти изменяется от 700 до 1000 кг / м3 и более. В пластовых условиях изменение плотности зависит от давления, количества растворенного газа и температуры. С повышением давления плотность увеличивается, а с повышением двух других факторов — уменьшается. Влияние количества растворенного газа и температуры сказывается сильнее, поэтому плотность нефти в пласте всегда меньше плотности дегазированной нефти на поверхности. Известны нефти, плотность которых в пласте меньше 600 кг / м3 при плотности дегазированной нефти 800 кг / м3 и более.
[1]
Плотность дегазированной нефти в стандартных условиях определяется с помощью ареометров или дансиметров по данным проб нефти, отобранных на траппе.
[2]
Плотность дегазированной нефти Бариновского месторождения 809 1 кг / м3, вязкость дегазированной нефти равна 2 72 мПа — с, молярная масса — 181 г / моль.
[3]
Зная плотность дегазированной нефти в нормальных условиях, можно легко определить с помощью графика В.
[5]
Нередко динамическая вязкость и плотность дегазированной нефти ( или стабильного газового конденсата) заданы. В этом случае свойства нестабильных жидкостей рассчитывают в зависимости от количества растворенного газа и с учетом его плотности.
[6]
Зависимость (4.73) предполагает равенство плотностей дегазированных нефтей, транспортируемых по трубопроводу до и после-перехода на газонасыщенную нефть.
[7]
Среднее арифметическое из всех определений плотности дегазированной нефти, полученных по поверхностным пробам из скважин, расположенных в различных частях залежи ( подсчетного объекта) ( оп.
[8]
В южном, северном и восточном направлениях плотность дегазированной нефти и вязкость пластовой нефти увеличиваются, а газосодержание и плотность растворенного газа уменьшаются, причем наиболее интенсивное изменение свойств, наблюдается в северо-восточном и юго-восточном направлениях. Более сложный характер носит распределение давления насыщения.
[9]
Предполагается что объемный коэффициент нефти Ь и плотность дегазированной нефти рн известны по данным лабораторных определений.
[10]
Предполагается, что объемный коэффициент нефти b и плотность дегазированной нефти рн известны по данным лабораторных определений.
[11]
Опыт стандартной сепарации позволяет определять газосодержание, объемный коэффициент, плотность дегазированной нефти и выделившегося газа.
[12]
Здесь Q — производительность скважины, т / сутки; рн0 — плотность дегазированной нефти, т / м3; Ьг — объемный коэффициент нефти, соответствующий рср j и Тср.
[13]
Здесь Q — производительность скважины, т / сутки; рн0 — плотность дегазированной нефти, т / м3; Ьг — объемный коэффициент нефти, соответствующий рср г и Тср.
[14]
Имеется интересный опыт контроля за движением жидкости в пласте по характеру изменения плотности дегазированной нефти. В процессе начальной стадии разработки месторождений по многократным определениям плотности дегазированной нефти по скважинам строятся график изменения и карта начального распределения дегазированной нефти.
[15]
Страницы:
1
2
3
4
При изменении
давления и температуры плотность нефти
или нефтепродукта изменяется. С повышением
температуры плотность нефти уменьшается.
От колебания температуры зависит и
изменение объема нефти. Для оценки этого
изменения введено понятие коэффициента
теплового объемного расширения
ξ –
это относительное изменение объема
жидкости при изменении температуры на
1 градус:
1/град (1.4)
Для расчета
плотности в зависимости от температуры
используются формулы (1.5) и (1.7) [43]:
(1.5)
в которой ξ
– коэффициент
теплового объемного расширения, 1/град;
t
– температура, при которой требуется
узнать плотность, °С; ρ20
– плотность жидкости при стандартных
условиях (t
= 20 °С, ро
= 0,1013 МПа).
Таблица 1.9
Коэффициент
объемного расширения нефти в зависимости
от плотности
|
Плотность |
Коэффициент ξ, |
|
700–719,9 |
0,001225 |
|
720–739,9 |
0,001183 |
|
740–759,9 |
0,001118 |
|
760–779,9 |
0,001054 |
|
780–799,9 |
0,000995 |
|
800–819,9 |
0,000937 |
|
820–839,9 |
0,000882 |
|
840–859,9 |
0,000831 |
|
860–879,9 |
0,000782 |
|
880–899,9 |
0,000734 |
|
900–919,9 |
0,000688 |
|
920–939,9 |
0,000645 |
|
940–959,9 |
0,000604 |
|
960–979,9 |
0,000564 |
|
980–1000 |
0,000526 |
Для
нефти и нефтепродуктов значения
коэффициента ξ представлены в табл.
1.9. Из формулы (1.5) следует, что в тех
случаях, когда t
> 20 °С,
ρ < ρ20,
а в тех случаях, когда t
< 20 °С, ρ > ρ20.
Еще Д.И. Менделеевым
было установлено, что для большинства
нефтей и нефтяных фракций, особенно в
небольших интервалах температур (от 0°
до 50°), зависимость плотности и удельного
веса от температуры имеет линейный
характер, что выражается формулой (1.6):
(1.6)
где
– изменение удельного веса (плотности)
при изменении температуры на один градус
и называется температурной
поправкой
[7]. Эта формула позволяет вычислять
плотность (удельный вес) при температуре
t2,
если известна плотность (удельный вес)
при температуре t1:
(1.7)
где t
– плотность при температуре tоС,
20
– плотность при температуре 20 °С,
– температурная поправка плотности
(табл. 1.10).
Таблица 1.10
Средние
температурные поправки плотности нефти
и нефтепродуктов
|
Плотность при |
Температурная |
Плотность при |
Температурная |
|
690–699 |
0,910 |
850–859,9 |
0,699 |
|
700–709,9 |
0,897 |
860–869,9 |
0,686 |
|
710–719,9 |
0,884 |
870–879,9 |
0,673 |
|
720–729,9 |
0,870 |
880–889,9 |
0,660 |
|
730–739,9 |
0,857 |
890–899,9 |
0,647 |
|
740–749,9 |
0,844 |
900–909,9 |
0,633 |
|
750–759,9 |
0,831 |
910–919,9 |
0,620 |
|
760–769,9 |
0,818 |
920–929,9 |
0,607 |
|
770–779,9 |
0,805 |
930–939,9 |
0,594 |
|
780–789,9 |
0,792 |
940–949,9 |
0,581 |
|
790–799,9 |
0,778 |
950–959,9 |
0,567 |
|
800–809,9 |
0,765 |
960–969,9 |
0,554 |
|
810–819,9 |
0,752 |
970–979,9 |
0,541 |
|
820–829,9 |
0,738 |
980–989,9 |
0,528 |
|
830–839,9 |
0,725 |
990–1000 |
0,515 |
|
840–849,9 |
0,712 |
Значения температурной
поправки плотности могут быть вычислены
по уравнению [1]:
(1.8)
Для расчета
плотности нефти или нефтепродукта в
зависимости от давления
используется формула [17]:
(1.9)
в которой βр
называется коэффициентом
сжимаемости,
а К
= 1/β – модулем
упругости жидкости.
βp
– относительное изменение объема
жидкости при изменении давления на 1
единицу:
1/Па (1.10)
Для
воды среднее значение модуля объемной
упругости К=2·109
Па [18].
Средние
значения модуля упругости К
для бензинов составляют 109
Па (1000 МПа); для керосинов, дизельных
топлив и нефтей
1,5∙109
Па (1500 МПа) [17].
В общем случае
[18]:
(1.11)
Обобщенная формула,
учитывающая как барическое, так и
тепловое расширение, имеет следующий
вид:
(1.12)
Наличие растворенного
и окклюдированного нефтяного газа
оказывает на плотность нефти сложное
влияние, зависящее от температуры,
давления и степени разгазирования.
Плотность
газонасыщенной
нефти
в зависимости от температуры изменяется
по линейному закону [16]:
(1.13)
где
– температурная поправка плотности
нефти.
Экспериментально
показано, что плотность газонасыщенных
нефтей в зависимости от количества
растворенного газа достаточно хорошо
описывается формулой [16]:
(1.14)
где
– плотность дегазированной нефти при
фиксированной температуре и давлении;b
– константа, индивидуальная для каждой
нефти; Гр
– газовый фактор, м3/м3.
Перевод плотности
из единиц системы СИ в градусы API
проводится в два этапа :
-
определяем
плотность нефти при 15,6 оС
(60оF)
по формуле (1.7):
-
рассчитываем
плотность в градусах API
по формуле (1.2):
(1.2)
где
– относительная плотность нефти при
60оF.
Плотность воды
при 60оF
принимается равной 999,006 кг/м3
[13].
Соседние файлы в папке ПЛОТНОСТЬ
- #
- #
- #
26.03.201631.23 Кб75РАСЧЕТ-плотность.xls
- #