Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Характеристика объектов исследования и методик расчёта их теплофизических свойств 12
1.1. Физико-химические свойства исследуемых нефтей и пластовых вод 12
1.2. Влияние химического состава на теплофизические свойства высоковязких нефтей 26
1.3. Краткий обзор методов расчета теплофизических свойств ВВН и их водных эмульсий 32
1.4. Разработка физико-математической модели теплофизических свойств углеводородов и их смесей 49
1.5. Методика расчета псевдокритических параметров ВВН 70
Глава 2. Исследование термостойкости ВВН 79
2.1. Экспериментальная установка для исследования термостойкости ВВН..79
2.2. Результаты исследования термостойкости ВВН и их анализ 83
2.3. Методика расчёта термостойкости ВВН 86
Глава 3. Исследование плотности ввн и их водных эмульсий 92
3.1. Экспериментальные установки для определения плотности исследуемых объектов 92
3.2. Результаты исследования плотности ВВН и их эмульсий 99
3.3. Методика расчёта плотности исследуемых объектов 117
Глава 4. Исследование вязкости ввн и их эмульсий ... 126
4.1. Экспериментальные установки для определения вязкости исследуемых объектов 126
4.2. Результаты исследования вязкости ВВН и их эмульсий 133
4.3. Методика расчёта вязкости исследуемых жидкостей 148
Глава 5. Исследование скорости ультразвука в ввн и их водных эмулльсиях 158
5.1. Экспериментальная установка для измерения скорости ультразвука в ВВН и их эмульсиях 158
5.2. Результаты исследования скорости ультразвука в ВВН и их эмульсиях 162
5.3. Обработка результатов измерения скорости ультразвука в исследуемых жидкостях 171
Глава 6. Исследование удельной теплоёмкости ввн и их эмульсий 178
6.1. Экспериментальные установки для определения удельной теплоёмкости жидкостей 191
6.2. Результаты исследований удельной теплоёмкости ВВН и их эмульсий 186
6.3. Методика расчёта удельной теплоёмкости исследуемых жидкостей... 198
Глава 7. Исследование теплопроводности ввн и их эмульсий 203
7.1. Экспериментальные установки для измерения теплопроводности изучаемых объектов 203
7.2. Результаты исследований теплопроводности ВВН и их водных эмульсий 216
7.3. Методика расчёта коэффициента теплопроводности исследованных жидкостей 225
Глава 8. Исследование поверхностного натяжения ВВН 232
8.1. Экспериментальная установка для определения поверхностного натяжения ВВН 232
8.2. Результаты экспериментальных исследований поверхностного натяжения ВВН 236
8.3. Методика расчёта поверхностного натяжения ВВН 240
Основные результаты и выводы 243
Список использованных источников 245
Приложение
- Влияние химического состава на теплофизические свойства высоковязких нефтей
- Результаты исследования термостойкости ВВН и их анализ
- Результаты исследования плотности ВВН и их эмульсий
- Методика расчёта вязкости исследуемых жидкостей
Введение к работе
Актуальность работы. Диссертация посвящена теоретическому и экспериментальному изучению теплофизических свойств (ТФС) высоковязких нефтей (ВВН) и их водных эмульсий различных месторождений России и Казахстана в широком интервале параметров состояния.
Повышенный интерес к ТФС указанных тяжелых природных углеводородов в последние годы связан с расширением разработки месторождений ВВН. На этих месторождениях все в большей мере стали использоваться термические методы добычи нефти. Это обусловлено тем, что при обычных методах добычи до 90 % разведанных запасов ВВН все же остаётся не извлеченными. Добыча нефти термическими методами сопровождаются сложнейшими процессами переноса вещества и количества теплоты в пластовых условиях.
Одним из факторов, влияющих на процессы тепломассообмена в нефтяном пласте и различных технологических процессах переработки нефтей, являются теплофизические свойства ВВН и их водных эмульсий. К числу таких свойств следует отнести коэффициент динамической вязкости (г), плотность (р), удельную теплоёмкость (Ср), коэффициент теплопроводности (К), коэффициент поверхностного натяжения (о) и другие, которые существенно зависят от температуры, давления и концентраций компонентов.
Физика конденсированного состояния в настоящее время еще не совершенна в той степени, чтобы прогнозировать ТФС столь сложных многокомпонентных углеводородных систем какими являются ВВН и их водные эмульсии. Развитие физики жидкого состояния веществ требует дальнейшего накопления экспериментальных данных о ТФС многообразия углеводородных конденсированных систем в широком интервале параметров состояния.
Существующие методы расчёта перечисленных выше свойств ВВН дают большие погрешности (от 20 % и более). Это объясняется тем, что указанные методы разрабатывались на основе экспериментальных исследований лёгких нефтей. В других случаях эти методы принципиально не могут быть использованы в связи с отсутствием части исходной информации (физико-химических свойств), которая не предусмотрена в паспортных данных ВВН. Все эти проблемы ещё в большей степени относятся и к водным эмульсиям высоковязких нефтей.
Одним из наиболее эффективных способов разработки физико-математических моделей расчёта теплофизических свойств ВВН и их водных эмульсий является проведение комплексных теоретических и экспериментальных исследований указанных свойств с последующей математической обработкой полученных результатов и выявлением обобщённых закономерностей.
Работа выполнена в лаборатории теплофизики кафедры физики Кубанского государственного технологического университета в соответствии с Координационным планом важнейших работ АН СССР по комплексной проблеме "Теплофизика и теплоэнергетика" (шифр 1.9.1), в соответствии с программой ГКНТ СССР ОЦ.004, а также по х/д темам с ВНИИПКНефтехим (г. Киев) в 1977-1978 гг., БашНИИ НП (г. Уфа) в 1978-1979 гг., НПО Союзтермнефть (г. Краснодар) в 1980+2004 гг., ответственным исполнителем и научным руководителем которых являлся соискатель.
Целью данной работы является теоретические и экспериментальные исследования теплофизических свойств высоковязких нефтей и их водных эмульсий в широком интервале параметров состояния, а также разработка их физико-математических моделей в области высоких температур и давлений.
Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:
1. Разработать и создать комплекс методик и установок для экспериментального исследования теплофизических свойств вязких жидкостей при различных температурах и давлениях.
2. Исследовать опытным путем давления насыщенных паров и температуры начала разложения двенадцати образцов ВВН различных месторождений России и Казахстана.
3. Выполнить теоретические и экспериментальные исследования плотности ВВН и их водных эмульсий в интервале температур от 20 до 400 °С и давлений до 60 МПа.
4. Провести исследования коэффициента динамической вязкости ВВН и их водных эмульсий в области температур от 30 до 250 °С и давлений до 60 МПа.
5. Выполнить теоретические и экспериментальные исследования коэффициента теплопроводности и скорости ультразвука в ВВН и их водных эмульсиях в области температур от 20 до 250 °С и давлений до 60 МПа.
6. Провести исследования удельной теплоемкости и коэффициента поверхностного натяжения ВВН и их водных эмульсий в интервале температур от 20 до 200 °С при атмосферном давлении.
7. На основе анализа теоретического и экспериментального материала обосновать и разработать физико-математические модели для расчёта теплофизических свойств (температуры начала разложения, псевдокритические параметры состояния, плотности, коэффициента динамической вязкости, скорости ультразвука, коэффициента теплопроводности, удельной теплоёмкости и коэффициента поверхностного натяжения) высоковязких нефтей и их водных эмульсий в широком интервале параметров состояния.
Научная новизна заключается в следующем.
1. Впервые проведены комплексные исследования теплофизических свойств (давления насыщенного пара, температуры начала разложения, плотности, коэффициента динамической вязкости, скорости ультразвука,
коэффициента теплопроводности, удельной теплоёмкости и коэффициента поверхностного натяжения) двенадцати образцов ВВН и их водных эмульсий месторождений России и Казахстана в широком интервале температуры и давлений.
2. Установлена закономерность изменения температуры начала разложения высоковязких нефтей различных месторождений, отличающиеся разнообразием углеводородного состава. Показано, что с увеличением средней молекулярной массы нефтей температура начала разложения понижается.
3. Выявлены зависимости теплофизических свойств (плотности, коэффициента динамической вязкости, скорости ультразвука, коэффициента теплопроводности, удельной теплоёмкости и коэффициента поверхностного натяжения) ВВН и их водных эмульсий от параметров состояния.
4. Разработана новая методика прогнозирования псевдокритических параметров состояния (температуры, давления и плотности) высоковязких нефтей на основе их паспортных данных о кинематической вязкости при атмосферном давлении.
5. Показана возможность использования элементов теории информации и методов термодинамического подобия свойств веществ при физико- математическом моделировании теплофизических свойств ВВН и их водных эмульсий в широком интервале температуры, давления и концентрации компонентов.
6. Впервые получены подробные справочные таблицы по теплофизическим свойствам ВВН и их водных эмульсий исследованных месторождений в широкой области параметров состояния.
7. Разработаны новые физико-математические модели для прогнозирования теплофизических свойств (плотности, коэффициента динамической вязкости, скорости ультразвука, удельной теплоёмкости, коэффициента теплопроводности и поверхностного натяжения) высоковязких нефтей и их водных эмульсий в широком интервале параметров состояния.
Основные результаты и положения, выносимые на защиту.
1. Усовершенствованные и реализованные методики экспериментального исследования давления насыщенных паров, термической стойкости, плотности, коэффициента динамической вязкости, скорости ультразвука, коэффициента теплопроводности, удельной теплоёмкости и коэффициента поверхностного натяжения высоковязких жидкостей в широком интервале температур и давлений.
2. Результаты обширных теоретических и экспериментальных исследования теплофизических свойств высоковязких нефтей и их водных эмульсий месторождений России (Зыбза-Глубокий Яр, Ахтырско- Бугундырское, Усинское, Гремихинское и Русское) и Казахстана (Кенкияк и Каражанбас) в широком интервале параметров состояния.
3. Методики прогнозирования температуры начала термического разложения, средней молекулярной массы и псевдокритических параметров состояния высоковязких нефтей. При этом в качестве входной информации используются паспортные физико-химические данные о нефтях: плотность при 20 °С и кинематическая вязкость для двух значений температуры при атмосферном давлении.
4. Физико-математические модели теплофизических свойств высоковязких нефтей и их водных эмульсий, позволяющие прогнозировать указанные свойства в широком интервале температуры, давления и концентраций компонентов. При моделировании использовались экспериментальные данные, а также элементы теории информации и методы термодинамического подобия свойств веществ.
Практическая ценность результатов работы состоит в том, что выполненные комплексные исследования теплофизических свойств пластовых жидкостей позволили научно обосновать технические и технологические решения совершенствования термических методов воздействия на нефтяной пласт. Это, в свою очередь, позволило увеличить конечную нефтеотдачу пласта с высоковязкой нефтью до 45 % против 6-НО %.
Реализация результатов работы. Экспериментальные данные и методики прогнозирования теплофизических свойств высоковязких нефтей и их водных эмульсий в широком интервале температур и давления были внедрены и использованы во ВНИИПКНефтехим, БашНИИ НП, НПО Союзтермнефть и Мангышлакнефть.
Достоверность основных научных положений и выводов в работе обеспечивается применением известных фундаментальных принципов математики, теории информации и физики конденсированного состояния. Достоверность подтверждается также проведением контрольных измерений на жидкостях с достоверными данными о теплофизических свойствах с использованием современных методик и измерительных средств, путем проведения метрологического контроля и тщательной статистической обработки экспериментальных данных. Результаты экспериментов и численных расчётов согласуются между собой. Надёжность расчёта погрешностей в диссертационной работе во всех случаях равна 0,95.
Апробация работы. Основные положения диссертации, отдельные её результаты представлялись, обсуждались и были одобрены на И-Х Всесоюзных теплофизических школах (г. Тамбов 1973, 1975, 1987, 1990 гг.; г.Одесса , 1977, 1981 гг.; г. Краснодар 1979 г.; г. Киев, 1983 г.; г. Алма-Ата, 1985 г.), VII Всесоюзной конференции по теплофизическим свойствам веществ (г.Ташкент, 1982 г.), I, II, IV Международных теплофизических школах (г.Тамбов, 1992, 1995, 2001 гг.), 1-й Всероссийской национальной конференции по теплообмену (г. Москва, 1994 г.); Воронежской школе "Современные проблемы механики и прикладной математики" (г. Воронеж, 1998 г.); Международной конференции "Проблемы добычи и переработки и газа в перспективе международного сотрудничества учёных Каспийского региона". -г. Астрахань, 2000 г.; Международном семинаре "Горизонтальные скважины". г. Москва, 2000 г.; Школе-семинаре "Проблемы тепломассообмена и гидродинамики в энергомашиностроении". - г. Казань. 2000 г.;. XIII Школе-семинаре "Физические основы экспериментального и математического моделирования процессов газодинамики и тепломассообмена в энергетических установках". - г. Санкт-Петербург, 2001 г.; Восьмой международной конференции "Математика. Компьютер. Образование". - г. Пущино, 2001 г.; VI Международной конференции "Экология и здоровье человека. Экологическое образование. Математические модели и информационные технологии". -г.Краснодар, 2001 г.; 3-й Международной научно-практической конференции "Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей". -г.Краснодар, 2001 г.; Девятой международной конференции "Математика. Компьютер. Образование". - г. Дубна, 2002 г.; X Российской конференции по теплофизическим свойствам веществ. - г. Казань, 2002 г.; Пятом Всероссийском симпозиуме по прикладной и промышленной математике. -г.Сочи, 2004 г.
Публикации. Научные исследования автора по данной проблеме проводились с 1973 года. За этот период опубликовано лично и в соавторстве 54 печатных работ по теме диссертации, из них 22 в научных изданиях рекомендуемых ВАКом. Кроме того, материалы диссертации содержатся в 8 отчётах по НИР, руководителем или исполнителем которых является автор.
Структура и объём работы. Диссертация включает: введение, 8 глав, заключение, библиографический список, состоящий из 174 наименований и приложений. Общий объём диссертационной работы 344 страниц машинописного текста, включая 82 рисунка, 26 таблиц и 6 приложений.
Влияние химического состава на теплофизические свойства высоковязких нефтей
Как уже отмечалось выше, в связи с увеличением добычи ВВН, в настоящее время в мировой добычи нефти резко возросла доля высокосмолистых нефтей. Именно наличием высокомолекулярных смолисто-асфальтеновых компонентов в первую очередь отличает ВВН от легких нефтей [3, 12, 16]. Как известно, наряду с углеводородом и водородом во всех нефтях присутствуют сера, кислород и азот. Азота в нефтях мало (0,001 - 0,3 %), содержание кислорода колеблется в пределах 0,1 - 1,0 %, однако в высокосмолистых нефтях оно, как правило, выше. Значительно различаются нефти по содержанию серы. В большинстве нефтей содержание серы колеблется в пределах 0,1 - 0,5 %. В сернистых нефтях достигают до 2 %. В высокосернистых более 2 %. В очень малых количествах в нефтях присутствуют и другие элементы, главным образом металлы. Среди них - ванадий, никель, железо, магний, хром, титан, кобальт, калий, кальций, натрий и др. Обнаружены также элементы фосфор и кремний. Содержание их выражается незначительными долями процента. В различных нефтепродуктах был найден германий в количестве 0,15—0.19 г/т. В соответствии с элементным составом основная масса компонентов нефти — углеводороды. В низкомолекулярной части нефти, к которой мы условно можем отнести вещества с молекулярной массой не более 250—300 и перегоняющиеся до 300—350 С, присутствуют наиболее простые по строению углеводороды. В бензиновой фракции практически присутствуют только три класса углеводородов: алканы, циклоалканы и арены ряда бензола.
В керосиновой и га-зойлевой фракциях значительную долю уже составляют би- и трициклические углеводороды. Непредельных углеводородов с ненасыщенными связями в цепи, как правило, в сырых нефтях пет. Имеются только отдельные нефти с незначительным содержанием непредельных углеводородов. Помимо углеводородов в низкомолекулярной части нефти присутствуют также: кислородсодержащие соединения — нефтяные кислоты, фенолы и др.; серосодержащие соединения — меркаптаны, сульфиды, дисульфиды и др., а иногда и азотсодержащие типа пиридиновых оснований и аминов. Количество всех этих гетероатомных веществ, перегоняющихся в пределах до 300—350 С, как правило, невелико, так как основная масса кислорода, серы и азота концентрируется в высокомолекулярной части нефти, Химический состав высокомолекулярной части нефти изучен мало [17]. К таковым можно условно отнести природные углеводороды, перегоняющиеся выше 350 С. Практически речь идет о масляных фракциях, мазуте и гудроне. В среднем молекулярная масса компонентов этой части нефти колеблется от 300 до 1000. Эта часть нефти представляет собой смесь веществ исключительно разнообразного состава и строения. Можно только приблизительно перечислить типы соединений, входящих в эту смесь: 1) высокомолекулярные алканы; 2)моно- и полициклические циклоалканы с длинными или короткими боковыми алкановыми цепями; 3)моно- и полициклические арены с боковыми алкановыми цепями; 4) смешанные (гибридные) полициклические циклоалкано-арены с боковыми алкановыми цепями; 5)разнообразные органические соединения полициклического гибридного характера, молекулы которых состоят из чисто углеродных колец, циклов, содержащих гетероатомы; 6) смолисто-асфальтеновые вещества — это наиболее сложные по строению вещества нефти, которые характеризуются полициклическим строением и обязательным присутствием кислорода; в них также концентрируется основная масса азота, металлов; содержание смол в некоторых нефтях доходит 30-40 %. Смолисто-асфальтеновые вещества не относятся к определенному классу органических соединений.
Это наиболее высокомолекулярные гетероорганиче-ские вещества нефти, в состав которых одновременно входят углерод, водород, кислород, сера, азот и металлы. Летучесть их невелика, поэтому при разгонке нефти они концентрируются в основном в остаточных нефтепродуктах. В бензиновый дистиллят они не попадают. Чем выше пределы перегонки фракций, тем больше с ними перегоняются смолы. Смолистые вещества термически и химически неустойчивы и сравнительно легко окисляются, конденсируются, а при нагревании расщепляются. Как правило, смолистые вещества нейтральны. Их разделение на индивидуальные компоненты — пока совершенно невыполнимая задача. Поэтому изучение их идет по линии упрощения состава, т. е. концентрирования и выделения более узких фракций, имеющих общие свойства. По химическим признакам из всей массы смол можно выделить только незначительное количество веществ кислого характера — так называемые асфальтогеновые кислоты. В природных асфальтах их содержание доходит до 6-7%. По внешнему виду это вязкие темные смолы. Они растворимы в спирте, бензоле и хлороформе. Плотность их выше единицы. Изучены асфальтогеновые кислоты слабо. Они реагируют со щелочами, но по многим свойствам отличаются от нефтяных кислот. В основу классификации нейтральных смолистых веществ положено их отношение к различным растворителям. По этому признаку принято различать следующие группы веществ: 1) нейтральные смолы, растворимые в легком бензине (петролейном эфире), пептане, гексане; 2) асфальтены, нерастворимые в петролейном эфире, но растворимые в горячем бензоле; 3) карбены, частично растворимые только в пиридине и сероуглероде; 4) карбоиды -вещества, практически ни в чем нерастворимые. Основная масса всех гетерооргапических высокомолекулярных веществ относится к нейтральным смолам. Асфальтенов в нефтях значительно меньше, чем нейтральных смол. Кар-бенов и карбоидов в сырых нефтях почти нет, они характерны для остаточных
Результаты исследования термостойкости ВВН и их анализ
Параллельно тиристору ТІ подключен тиристор Т2, который управляется аналогично. Это дает возможность изменять напряжение на нагревателе в любых пределах от 10 до 220 В и таким образом менять мощность основного нагревателя от 3 до 140 Вт. При регулировании температуры с помощью резистора R2 устанавливается напряжение, значение которого близко к необходимому для поддержания теплового режима, а резистором R1 добавляется небольшое значение напряжения, которым и производится регулирование температуры. Таким образом, регулирующая мощность нагревателя составляет 50-150 Вт, что создает оптимальные условия регулирования.
Погрешность регулирования температуры в печи-термостате не превышала 0,05 С. Работоспособность описанной выше установки проверялась на опытах с водой. Результаты опытов соответствовали справочным данным о ДНП воды [69] в пределах погрешности эксперимента ±2+5 %. Первые опыты по исследованию ДНП нефтей показали, что в них содержатся растворенные газы и вода, которые существенно влияют на величину ДНП. Поэтому перед началом исследований образцы нефтей дегазировали и дополнительно обезвоживали. Это достигалось вакуумированием нефтей в специальной емкости при низких температурах и последующем нагревании их при атмосферном давлении до температуры -200 С. При заполнении нефти в установку с помощью мерного стакана осуществляли дозировку соотношения объемов жидкой Уж и паровой Vn фаз нефти в пьезометре. Таким образом, задавалось число p=VJVx. Заполнение пьезометра нефтью проводилось под вакуумом. Измерения ДНП начинались в области низких температур (-50 С). На рисунке 2.4 приведены политермы ДНП нефти участка Ново-Кипячий в зависимости от температуры и соотношения ф. Аналогичные зависимости наблюдаются и для других нефтей. Анализ экспериментальных данных политерм ДНП показал, что они описываются с погрешностью ±6,7% уравнением вида: где А и В- константы в заданном интервале температур; Т- температура, К. Для всех нефтей величина В—1080, а величина А зависит от числа. Истинное значение ДНП ps,o соответствует значению ф=0, т.е. при Vn=0. Значение ps,o определялось экстраполяцией изотерм ps,o=f (ф) ДО ф=0 в координатах ps-4p (см. рисунок 2.5). При этом изотермы описываются со средней погрешностью ± 3,6% уравнением вида [86]: где / s p- ДНП нефтей при различных значениях р; pSfi - истинное значение ДНП нефтей при (р= 0; С = 0,23 - постоянная для исследования образцов нефтей.
Результаты опытов показали, что температура начала кипения tHK (см. пункт 1.1.), полученная стандартной разгонкой нефтей, соответствует температуре начала кипения на линии насыщения при (р = 2, т.е. ДНП при этих параметрах равно ps.(f=2-Ю1,3+12 кПа. Это дает возможность по формулам (2.1) и (2.2) рассчитывать ДНП при различных t и (р. Рисунок 2.5 - Зависимость ДНП нефти месторождения Зыбза-Глубокий Яр (Скв. №688) от соотношения объёмов паровой и жидкой фаз (ф) при различных температурах Проведенные исследования показали, что в области высоких температур (выше 300 С) наблюдается термическое разложение нефтей. Это фиксировалось изменением ДНП в зависимости от времени терімостатирования при различных значениях (р. На рисунке 2.6 представлен график изменения давления в пьезометре в зависимости от времени термостатирования т при ф = 2 и различных температурах для нефтей участка Ново-Кипячий. Из графика видно, что это изменение ДНП носит линейный характер. Причем скорость изменения давления Kp=dp/di
Результаты исследования плотности ВВН и их эмульсий
Экспериментальные значения плотности исследуемых ВВН при атмосферном давлении приведены в таблице 3.1, а при высоких давлениях - в таблице 3.2.. На рисунке 3.4 представлена зависимость плотности некоторых ВВН от температуры при атмосферном давлении. Как видно, эти зависимости в исследованных пределах температур носят линейный характер. Аналогичные зависимости для плотности имеют и другие ВВН. В качестве примера на рисунке 3.5 приведена зависимость плотности нефти месторождения Кенкияк (Скв. 472) от температуры и давления [101]. На графике видно, что изобары при высоких давлениях носят линейный характер, а изотермы - криволинейный [102, 103]. Это соответствует существующим закономерностям ранее изученных углеводородов и их смесей [23, 69, 104, 105]. Причём зависимость плотности исследуемых жидкостей от давления увеличивается с повышением температуры. Подобные зависимости плотности от температуры и давления наблюдаются и для всех других исследованных ВВН. Сглаженные значения плотности двенадцати образцов ВВН приведены в приложении А в таблице П. 1. Рассмотрим далее результаты исследования плотности водонефтяных эмульсий. Плотность трёх образцов водонефтяных эмульсий ВВН в зависимости от температуры и концентрации воды при атмосферном давлении приведены в таблице 3.3. График зависимости плотности эмульсий ВВН месторождения Зыбза-Глубокий Яр (Скв.№ 849) приведен на рисунке 3.6.
На графике видно, что зависимость эта носит линейный характер, а с увеличением концентрации воды, плотность эмульсий возрастает. Концентрационные зависимости плотности эмульсий ВВН представлены на рисунке 3.7. Графики плотности на этом рисунке также носят линейный характер. В таблице 3.4 приведены экспериментальные данные о плотности водных эмульсий ВВН месторождения Зыбза- Глубокий Яр (скв.№ 849) в зависимости от температуры, давления и концентрации воды. Влияние давления и температуры на плотность эмульсий показано на рисунках 3.7 и 3.8, на которых, в качестве примера, представлена эмульсия ВВН месторождения Зыбза-Глубокий Яр с массовой долей воды - 20 %. Как видно на графиках, эти зависимости в широком интервале параметров состояния носят криволинейный характер. С ростом давления плотность возрастает, причем с увеличением температуры влияние давления увеличивается. Представляют интерес концентрационные зависимости плотности эмульсий при фиксированных параметрах состояния. В качестве примера на рисунках 3.9 и 3.10 представлены графики плотности эмульсий месторождения Зыбза-Глубокий Яр (Скв.№ 849) в зависимости от концентрации воды. Эти зависимости имеют линейный характер и величина (dp/dm)p,t при определенных параметрах состояния меняет знак.
При этом зависимость плотности от концентрации воды возрастает при повышенных температурах и давлениях. Сглаженные значения исследованных водных эмульсий в зависимости от температуры, давления и концентрации воды представлены в приложении А в таблице П.2. Рисунок 3.8 - Зависимость плотности эмульсии месторождения Зыбза-Глубокий Яр (Скв. № 849) с массовой концентрацией воды 20 % от давления Анализ методик расчета плотности нефтей показал, (см. глава 1), что наиболее приемлемой для ВВН является методика, разработанная сотрудниками Грозненского нефтяного института [104, 105]. Проверка этой методики показала, что она описывает плотность ВВН в зависимости от температуры и давления со средней погрешностью ±0,21 % [101]. Однако указанная методика требует знания плотности нефтей на линии насыщения [104]. Для нефтей с низкой температурой начала кипения (Тнк) применение методики, полученной на основе уравнения Тейта, становится проблематичным в связи с необходимостью экстраполяции величины плотности на линии насыщения в области высоких температур [105]. Кроме того, возникает трудность при расчете критических температур, так как для ВВН порой отсутствуют данные о плотности при двух значениях температуры. В основу предлагаемой в данной работе методики расчета плотности ВВН положено физико-математическая модель (1.79) (глава 1). Применительно к плотности это уравнение запишется в виде где я - Р - Ркр т= 7/-0457 - приведенные параметры состояния; р,Т - давление, температура; Лр кр " псевдокритические давление и температура; д - значение плотности нефти при фиксированных параметрах я=0 и г=0; fi(z) - функция, зависящая только от приведенной температуры при
Методика расчёта вязкости исследуемых жидкостей
В основу разработки методики расчета вязкости ВВН и их водных эмульсий были положены теоретические рассуждения, приведенные в главе 1 (пункт 1.3). Рассмотрим сначала методику расчета вязкости ВВН. В соответствии с указанными выкладками экспериментальные данные о вязкости ВВН были обработаны в приведенных координатах, и применительно к вязкости уравнение (1.79) запишется в виде где т = Т - 0,45 Ткр- приведенная температура; ж - р - ркр - приведенное давление; Т, р - температура и давление, соответственно; Ткр, рКр - псевдокритическая температура и давление, соответственно; щ - значение коэффициента динамической вязкости при фиксированных приведенных параметрах т = 0 и ж = 0; 77 (т) - функция (для вязкости), зависящая только от приведенной температуры т при л: = 0 (т.е. при р = ркр); 7/ (г, ж) - функция (для вязкости), зависящая от т и я. Величины т/о Для исследованных ВВН определялись путем экстраполяции опытных данных о динамической вязкости в область состояния при Т = 0,45 Ткр и р = ркр.
Экспериментальные значения т\0 приведены в таблице 4.5. На практике величина rjQ может быть рассчитана путем решения уравнения (4.7) при одном известном значении коэффициента динамической вязкости при любой температуре. Значения вязкости ВВН, как правило, приводятся в их паспортных данных. При отсутствии таковых величина го может быть получена на основе корреляционного уравнения [125, 127]. С этой целью на основе опытных данных о свойствах ВВН было получено уравнение щ=ЛТкр, fi,pKp) в виде Рассчитанные по формуле (4.8) значения щ исследованных ВВН приведены в таблице 4.5. На рисунке 4.7 представлен график сравнения экспериментальных и расчетных значений вязкости ВВН различных месторождений. Средняя относительная погрешность расчета //о по уравнению (4.8) равна ±2,13 %. Функция г} (т) для расчета вязкости по уравнению (4.7) получена путем обработки экспериментальных данных о вязкости ВВН в приведенных координатах In (т/т, о///о) - г на критической изобаре. Конкретный вид этой функции следующий: где //т о - коэффициент динамической вязкости ВВН на критической изобаре; AQ, А\- постоянные уравнения (4.9). Величины Ао и А\ зависят, однако, от интервала приведенной температуры, в котором определяется вязкость. В интервале -100 х О К: В интервале 0 х 150 К: Справедливость уравнения (4.9) подтверждается обобщенной кривой на графике рисунка 4.8. Как видно на графике, единой кривой описываются семь образцов ВВН пяти месторождений России и Казахстана. Для получения функции т/ (т, я) в уравнении (4.7) экспериментальные данные о вязкости ВВН были обработаны в координатах In (7/Ts п I ц о) - тс при различных фиксированных приведенных температурах г = Т - 0,45 Т,ф. График этой зависимости представлен на рисунке 4.9.
Как видно на графике, приведенная вязкость ВВН различных месторождений в указанных координатах описывается линейной функцией. Таким образом, искомая функция описывается уравнением вида где 7т, п - коэффициент динамической вязкости ВВН при различных приведенных параметрах состояния т и я; b - величина, зависящая только от приведенной температуры г. Величина «6» была рассчитана для различных ВВН и представлена на графике рисунка 4.10. Как видно на графике, величина «6» описывается единой кривой, соответствующей уравнению вида На рисунке 4.11 приведена гистограмма распределения погрешности расчета коэффициента динамической вязкости исследованных ВВН. Расчеты проведены при двух температурах: 50 и 200 С и давлениях до 58,8 МПа. В первом случае обработаны N=115 значений вязкости ВВН различных месторождений. При этом средняя относительная погрешность расчета равна ± 2,9 %, а во втором случае при N = 127 - ±3,3%. Значения щ в этих расчетах определялись по величинам вязкости ВВН при атмосферном давлении (см. глава 1). Рисунок 4.11- Гистограмма погрешностей расчета вязкости ВВН при различных температурах Рассмотрим далее методику расчета вязкости водных эмульсий ВВН. Для этой цели воспользуемся теоретическими рассуждениями, приведенными в главе 1 (пункт 1.4). Уравнение (1.53) представим в виде а уравнение информационной энтропии (1.55) сравниваем с уравнением (1.57) физической энтропии
