Головна

Основні властивості нафти

  1. Адсорбція. Основні закономірності адсорбції
  2. Визначений інтеграл та його властивості
  3. Визначення економіко-математичного моделювання. Види моделей. Основні етапи моделювання
  4. Визначення нечіткої множини та її властивості.
  5. Виникнення та основні етапи розвитку реферування
  6. Виникнення та основні етапи розвитку реферування: період СРСР
  7. Виникнення та основні етапи розвитку реферування: світова практика

Густина нафти, як і густина будь-якої речовини - це маса одиниці її об'єму. Вона вимірюється в кг/м3 або т/м3 і визначається за формулою:

,

де М - маса тіла, кг (т);

V - об'єм речовини, м3.

Густину нафти визначають при стандартних умовах ( = 0,1 МПа і = +20°С) і коливається вона від 760 до 1060 кг/м3.

Густина нафти може бути виміряна як в стандартних (поверхневих) так і в пластових умовах. Густина дегазованої нафти в стандартних умовах rн визначається за допомогою ареометра або денсиметра за даними проб нафт, відібраних на гирлі свердловини. Густина нафти в пластових умовах rн.пл визначається за глибинними пробами пластової нафти (або за рекомбінованими пробами).

Густина нафти в пластових умовах (rн.пл) і густина нафти в стандартних умовах (rн) пов'язані між собою відношенням:

В США густина нафти прийнята в градусах АРІ (Американський нафтовий інститут) при 60°Ф (близько 15,5°С). Густина води в цій системі рівна 10°АРІ. Для перерахунку значення густини в системі АРІ до системи, яка прийнята в СНГ, використовують формулу:

Густина нафти значно зменшиться при підвищенні, температури і розчиненні в ній газів. В зв'язку з цим густина нафти в пластових умовах буває меншою її значень на поверхні при стандартних умовах.

Питома вага нафти (питома сила тяжіння) - це вага (сила тяжіння) одиниці об'єму речовини, яку можна виразити через густину і прискорення вільного падіння:

де g - прискорення вільного падіння

Питома вага не є постійною величиною, оскільки залежить від величини прискорення вільного падіння в кожній точці виміру.

В'язкість або внутрішнє тертя - це властивість рідини чинити при русі опір переміщенню частинок одної відносно іншої. Кінематична в'язкість (v) визначається в стоксах (Ст); 1 Ст дорівнює 1 cм2/с.

Динамічна в'язкість (m) вимірюється в пуазах (Пз); 1Пз = 0,1Па·с.

Динамічна в'язкість переводиться в кінематичну за формулою:

,

де r - відносна густина.

Величина в'язкості взірця нафти майже не залежить від пластового тиску, зменшується з підвищенням температури і значно зменшується при розчиненні в ній газів.

Поверхневий натяг рідини полягає в протидії нормальним силам, що прикладені до цієї поверхні і прагнуть змінити її форму. Поверхневий натяг виражається в ньютонах на 1м і існує на границі розділу будь - яких двох фаз.

Поверхневий натяг нафти на границі з повітрям в середньому складає 0,25-0,35 Н/м, а з водою 0,72-0,76 Н/м. Поверхневий натяг мінералізованих пластових вод на границі з нафтою досягає 0,79 Н/м.

Чим більша густина нафти, тим більший її поверхневий натяг. З збільшенням тиску поверхневий натяг дещо зростає, а при збільшенні температури і розчинності в нафті газу він зменшується.




  9   10   11   12   13   14   15   16   17   18   19   20   21   22   23   24   Наступна

ЛЕКЦІЯ №2 | СУМАРНІ РЕСУРСИ НАФТИ, ГАЗУ І КОНДЕНСАТУ | КАТЕГОРІЙНІСТЬ ЗАПАСІВ І ОСНОВНІ ВИМОГИ ДО РОЗВІДАНОСТІ І ВИВЧЕНОСТІ ПОКЛАДІВ НАФТИ І ГАЗУ | ЛЕКЦІЯ №5 | Природні резервуари | Умови залягання флюїдів в покладі | Класифікація покладів по фазовому стану ВВ | Основні особливості, що характеризують умови розробки покладів | Групи запасів нафти і газу, основні принципи їх підрахунку і обліку | ВЛАСТИВОСТІ І ХАРАКТЕР ЗАЛЯГАННЯ НАФТИ, ГАЗУ І ЗВ'ЯЗАНОЇ ВОДИ В ПЛАСТОВИХ УМОВАХ |

© 2016-2022  um.co.ua - учбові матеріали та реферати