Структурно-механические свойства аномально-вязких нефтей

Реологические характеристики нефти в значительной степени определяются содержанием в ней смол, асфальтенов, твердого парафина, порфиринов. Асфальтены за счет плохой растворимости в углеводородах представляют собой коллоидные системы. Мицеллы асфальтенов стабилизируются смолами.

При значительном содержании парафина и асфальтенов вязкость нефти зависит от скорости сдвига, т.е. приобретает свойства неньютоновских жидкостей.

Структурно-механические свойства движущихся неньютоновских жидкостей изучает наука – реология.

Как известно, вязкость ньютоновских жидкостей зависит только от температуры и давления и касательное напряжение , возникающее в движущихся слоях жидкости, пропорционально градиенту скорости :

. (2.3)

Данное уравнение записывается в форме, аналогичной закону Гука, путем следующих преобразований

, (2.4)

где – длина в направлении скорости движения ; – время.

Величина характеризует сдвиг слоев (деформацию), и, следовательно, у ньютоновских жидкостей скорость сдвига пропорциональна касательному напряжению и обратно пропорциональна вязкости жидкости

. (2.5)

Данное уравнение называют реологическим уравнением.

Вязкость неньютоновской жидкости зависит не только от давления и температуры, но и от скорости деформации сдвига и предыстории состояния жидкости (от времени ее нахождения в спокойном состоянии). Свойства этих жидкостей описываются реологическим уравнением другого вида

. (2.6)

В зависимости от вида функции эти жидкости разделяются на три вида:

1) бингамовские пластики;

2) псевдопластики;

3) дилатантные жидкости.

Реологические кривые для различных видов жидкостей приведены на рисунке.

Реологическая кривая 1 относится к бингамовским пластикам. В этом случае нефть проявляет свойства пластической жидкости. В состоянии равновесия нефтяная система ведет себя как пластическая жидкость (рис. 3.26) и обладает некоторой пространственной структурой, способной сопротивляться сдвигающему напряжению (τ ), пока величи-на его не превысит значение статического напряжения сдвига (τ _о). После достижения некоторой скорости сдвига нефть способна течь как ньютоновская жидкость.

Для определения аномальной вязкости таких пластичных тел Ф. Н. Шведовым предложено следующее реологическое уравнение:

, (2.7)

где Е — модуль Юнга;

— предельное напряжение сдвига;

— скорость деформации;

– период релаксации (определяет время, необходимое для «рассасывания»

упругих напряжений, возникших в теле при постоянной деформации .

Бингамом аналогичное вязкопластичное течение описывается уравнением:

. (2.8)

Два последних уравнения идентичны и обычно объединяются в одну формулу Шведова – Бингама:

(2.9)

где динамическое напряжение сдвига;

– пластическая вязкость, не зависящая от скорости сдвига и равная угловому

коэффициенту линейной части зависимости .

За эффективную вязкость пластичных тел принимается вязкость некоторой ньютоновской жидкости, величина которой

. (2.10)

Эффективная вязкость пластичных тел является переменной величиной.

П с е в д о п л а с т и к и (реологическая кривая 2 на рис. III.26) характеризуются отсутствием предела текучести, а также тем, что эффективная их вязкость понижается с увеличением скорости сдвига. Псевдопластиками такие жидкости называют потому, что в определенном интервале напряжений они подчиняются уравнению Шведова — Бингама.

Д и л а т а н т н ы е жидкости (кривая 4) также относятся к телам, у которых отсутствует предел текучести, однако их эффективная вязкость в отличие от псевдопластиков повышается с возрастанием скорости сдвига. Такой тип течения характерен для суспензий с большим содержанием твердой фазы. Предполагается, что в покое жидкость равномерно распределяется между плотно упакованными частицами и при сдвиге с небольшой скоростью жидкость служит смазкой, уменьшающей трение частиц. При больших скоростях сдвига плотная упаковка частиц нарушается, система расширяется и жидкости становится недостаточно для смазки трущихся поверхностей. Действующие напряжения в таком случае должны быть значительно большими.

Движение псевдопластиков и дилатантной жидкости аппроксимируется степенным законом зависимости касательного напряжения и модуля скорости деформации

 

 

Растворимость газов в нефти

От количества растворенного в пластовой нефти газа зависят все ее важнейшие свойства: вязкость, сжимаемость, термическое расширение, плотность и другие.

Распределение компонентов нефтяного газа между жидкой и газообразной фазами определяется закономерностями процессов растворения. Способность газа растворяться в нефти и воде имеет большое значение на всех этапах разработки месторождений от добычи нефти до процессов подготовки и транспортировки.

Сложность состава нефти и широкий диапазон давлений и температур затрудняют применение термодинамических уравнений для оценки газонасыщенности нефти при высоких давлениях.

Процесс растворения для идеального газа при небольших давлениях и температурах описывается законом Генри:

, (2.11)

где Vг – объём растворённого газа при данной температуре;

– коэффициент растворимости газа;

Vж – объём жидкости-растворителя;

Р – давление газа над поверхностью жидкости.

Коэффициент растворимости газа показывает, какое количество газа (Vг) растворяется в единице объёма жидкости (Vж) при данном давлении:

. . (2.12)

Коэффициент растворимости зависит от природы газа и жидкости, давления, температуры.

Количество выделившегося из нефти газа зависит не только от его содержания в нефти, но и от способа дегазирования. Различают контактное разгазирование, когда выделившийся газ находится в контакте с нефтью, и дифференциальное разгазирование, когда выделившийся из нефти газ непрерывно отводится из системы.

Однократное стандартное (контактное) разгазирование (ОСР) – процесс характеризуется тем, что образовавшиеся паровая и жидкая фазы находятся в равновесии и не разделяются до окончания процесса, а при достижении конечной температуры их разделяют в один приём, однократно.

При дифференциальном разгазировании часть жирных газов остается растворенным в нефти, чем предотвращаются неоправданные потери ценного углеводородного сырья.

Строгое соблюдение условий дифференциального разгазирования в лабораторных условиях затруднено, поэтому этот процесс заменяют на ступенчатое дегазирование, используя многократное (ступенчатое) разгазирование.

Газовый фактор пластовой нефти

где Vг – объём газа, выделившегося из объема Vн нефти в процессе её изотермического контактного разгазирования. Vн – объём дегазированной нефти, полученный из пластовой в процессе её разгазирования.

Объём выделившегося равновесного нефтяного газа (Vг) приведён к стандартным условиям (давление атмосферное – 100 кПа, температура – 293, 15 К) или к нормальным условиям (0, 1013 МПа, 273, 15 К).

По статистическим данным Г. Ф. Требина из 1200 залежей около 50 % имеют газовый фактор от 25 до 82 м³/м³. То есть в 1 м³ нефти в пластовых условиях растворено от 25 до 82 м³ газа.

Для нефтяных месторождений Западной Сибири величина газового фактора изменяется в диапазоне от 35 до 100 м³/м³, для нефтегазовых залежей величина газового фактора может доходить до 250 м³/м³.

 

⇐ Предыдущая6789101112131415Следующая ⇒

Поделиться:

Популярное:

1. Расчет параметров пластовых нефтей