Материал: 2518

Единица динамической вязкости μн в системе СИ – [Па·с], кине-

матической νн – [м2·с]. На практике часто пользуются единицами системы СГС – пуаз [П] и сантипуаз [сП]: 1 П = 0,1Па∙с; 1 сП = 10–3 Пa∙c и стоксами [Ст] и сантистоксами [сСт]: 1 Ст = 10−4 м2/с; 1 сСт = 1 мм2/с.

При повышении давления величина вязкости несколько возрастает, но незначительно. С возрастанием температуры вязкость нефти уменьшается, а с понижением – возрастает, особенно интенсивно при отрицательных значениях температуры. Вязкость нефти уменьшается с повышением количества углеводородного газа, растворенного в ней (рис. 1.2). Чем выше молекулярная масса газа, то есть чем больше содержание газового компонента с большей молекулярной массой угле-

иДинамическаябвязкость воды при 20 °С составляет около 1 сП, вязкость нефти в зависимости от ее характеристики и температуры может изменяться от 1 до нескольких десятков сантипуазов, а у отдельных нефтей вязкость достигает 100, даже 200 сП (0,1 – 0,2 Па∙с).

Сше или меньше вязкости воды (вязкость воды при 20 °С ≈ 1 сПз). Относительную вязкость определяют с помощью вискозиметра Энглера, то есть оценивают отношение времени истечения испытуемой жидкости при температуре T ко времени истечения такого же объёма воды при 20 °С.

Определение динамической вязкости нефти весьма затруднительно. На практике определяют относительную вязкость, а по ней кинематическую и абсолютную. Относительная вязкость показывает, во сколько раз вязкость данной нефти при данной температуре боль-

11

3. Сжимаемость нефти – это изменение объема нефти при изменении давления. Сжимаемость характеризуется коэффициентом объемного сжатия βн, который представляет относительное изменение объема, приходящееся на единицу изменения давления:

где V – изменение объема нефти, м3; V0 – исходный объем нефти, м3; р – изменение давления, Па.

Коэффициент сжимаемости дегазированной нефти, не содержащей растворенный газ, равен 4∙10–10 – 7∙10–10 1/Па.

Объемный коэффициент пластовой нефти b – это отношение объема нефти в пластовых условиях к объему дегазированной нефти

Известны месторождения, для которых объемный коэффициент пластовой нефти достигает 3,5 и более. Для пластовой воды объемные

фракции вследствие их улетучивания. Испарение с поверхности покоящейся жидкости называется статическим. Испарение усиливается

12

вдинамических условиях, то есть при отводе газа, согласно принципу Ле Шателье. Процесс испарения интенсифицируется с повышением температуры и понижением давления, так как для отрыва молекул от жидкой фазы и перехода их в паровую (газообразную) необходимо

затратить энергию.

При испарении в адиабатических условиях теплоИотбирается от испаряемой жидкости, вследствие чего происходит её охлаждение. Испарение в закрытой ёмкости происходит до тех пор, пока насыщенные пары вещества не заполнят пространство над жидкостью.

Испаряемость нефти находится в прямо пропорциональной зависимости от её давления насыщенных паров. Д

7.Температура застывания нефти – температура, при кото-

рой нефть, налитая в пробирку под углом 45°, остаётся неподвижной

втечение 1 мин. Для маловязкой нефти величина температуры застывания составляет –25 °С иАеё транспорт ведут при температуре окружающей среды. С увеличением содержания парафина температура застывания увеличивается и может достигать значения +30 °С (нефти полуострова Мангышлак).

8.Токсичность нефти и нефтепродуктов заключается в том,

что их пары оказываютботравляющее действие на организм.и

В газе газовых и газоконденсатных месторождений обычно преобладает метан: его доля достигает 98,8 %; в нефтяном (попутном) газе доля метана намного меньше, однако увеличивается доля более тяжелых углеводородов – этана, пропана и бутана. Состав газовых сме-

Основные физические свойства природного газа определяются следующими величинами:

1. Плотность газа как массу единицы объема газа можно определить взвешиванием или вычислить, зная относительную молярную массу газовой смеси М:

где Vm – молярный объем газа при стандартных условиях.

Обычно плотность газа ρг находится в пределах 0,73– 1,0 кг/м3. В расчетах часто используют более удобную величину – относительную плотность ρ0г – отношение плотности газа к плотности

являются более вязкими составляющими природного газа. Величины

14

вязкости для них изменяются в диапазоне от (1 – 2,5)·10–5 Па·с. Особое влияние на величину вязкости газа оказывает азот. При содержании в углеводородном газе более 5 % азота следует учитывать его влияние на вязкость газа и оценивать средневзвешенную вязкость смеси по принципу аддитивности:

г NN2 N2 1 NN2 CH , (1.11)

где μг – динамическая вязкость смеси газов; μN2 и μCH – динамические вязкости азота и остальных углеводородов смеси; NN2 – молярная доля азота в составе газа.

3. Сжимаемость газа характеризует свойство газа уменьшать свой объём под действием всестороннего равномерного внешнего давления.

Для расчета состояния природного газа обычно пользуются обоб-

Коэффициент сжимаемости газа – это отношение удельного объёма газа к удельному объёму идеального газа с такой же молярной массой. Например, для метана при стандартных условиях, согласно ГОСТ 30319.2–96, KZ = 0,9981.

Если при постоянной температуре повышать давление какого- Слибо газа, то после достижения определенного значения давления этот газ сконденсируется, т.е. перейдет в жидкое состояние. Для каждого газа существует определенная предельная температура, выше которой ни при каком давлении газ нельзя перевести в жидкое состояние. Наибольшая температура, при которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни было высоко давление, называется

критической температурой (табл. 1.4).

Давление, соответствующее критической температуре, называется критическим (см. табл. 1.4). Таким образом, критическое давление – это предельное давление, при котором и менее которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни низка была температура. Так, например, критическое давление для метана приблизительно равно 4,7 МПа, а критическая температура – 82,5 °С.

15