Основы промысловой добычи и подготовки нефти - Геология, гидрология и геодезия курс лекций

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Основы промысловой добычи и подготовки нефти

Физико-химические свойства нефти. Свойства турбулентной диффузии. Промысловый сбор и транспорт продукции скважин. Особенности разработки и обустройства нефтяного месторождения, технологическое оборудование, автоматизация технологических процессов.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
1. Физико-химические основы подготовки нефти, нефтяного газа и попутно добываемой воды
1.1 Физико-химические свойства нефти, газа и воды
Элементарный состав нефти , встречающейся в различных геологических структурах, на различных глубинах, изменяется в довольно узких пределах. Основными элементами, входящими в состав нефти, являются углерод (С 82-87%) и водород (Н 11-14%), основные вещества - углеводороды
Кроме того, в состав нефти входят сера (S - 0,1-5%),.азот (N) и кислород(O). Содержание азота и кислорода обычно не превышает десятых долей %, но, например, Калифорнийская нефть содержит до 1,7% N и 1,2% О. Общая доля S, N, O может достигать 5-8%.
В нефти в очень малых количествах присутствуют и другие элементы, преимущественно металлы: ванадий, хром, никель, железо, кобальт, магний, титан, германий, натрий, кальций, а также фосфор и кремний. Их содержание не превышает сотых долей процента. Эти элементы содержатся в нефти в основном в виде растворов солей органических кислот, в металло-порфириновых (азотистых) соединениях. Состав минеральных веществ определяется в золе, получаемой при сжигании нефти.
С элементарным составом нефти тесно связана одна из основных характеристик - плотность. Чем легче нефть, тем она меньше содержит углерода и больше водорода и наоборот. Именно присутствием Н объясняется жидкое состояние нефти (в углях, например, его приблизительно до 5% и они твёрдые).
Фракционный состав Разделение сложных смесей на более простые или на индивидуальные компоненты называют фракционированием. Для этого применяют перегонку при атмосферном давлении или под вакуумом. При выделении индивидуальных веществ используют ректификацию, экстракцию, кристаллизацию из растворов, хроматографию. В процессе перегонки фракции отгоняются в порядке возрастания температур кипения. Отдельные погоны отбирают, измеряют их массу или объем и рассчитывают процентное содержание фракций.
В лабораторной практике при определении фракционного состава погоны отбирают в интервале температур начало кипения - 100оС и далее через каждые 100оС.
При заводской перегонке нефти обычно отбираются фракции, выкипающие при 40-180оС (авиационный бензин), 40-205оС (автомобильный бензин) 200-300оС (керосин), 270-350оС (лигроин). Эти погоны называют светлыми нефтепродуктами. Они должны иметь соответствующий техническим условиям более узкий фракционный состав и количественный выход каждой фракции.
После отбора фракций с температурой кипения до 300-350 о С остается мазут. При его разгонке получают различные масла, которые отбирают не по температуре кипения, а по вязкости: соляровый, веретенный, машинный, цилиндровый дистилляты. Остаток после перегонки мазута называется гудроном или полугудроном (в зависимости от вязкости).
Нефти различных месторождений сильно отличаются по фракционному составу. Встречаются легкие нефти, состоящие в основном из бензиновых и керосиновых фракций, например - быстринская (зап. Украина), которая отгоняется на 75% до 300оС. Тяжелые нефти содержат 9-12% фракций, выкипающих до 300оС (жетыбайская, катанглийская, ярегская). Выход светлых фракций (до 350оС) в речицкой нефти составляет 35-50%, осташковичской - 35-57%.
Фракционный состав нефти позволяет выбрать наиболее рациональный способ переработки нефти, а также находится в тесной связи с физическими свойствами нефти - плотностью и вязкостью.
Групповой состав нефти. Поскольку в нефти углеводороды преобладают над другими классами веществ, групповой углеводородный состав служит характеристикой, определяющей тип нефти. При определении группового состава обычно имеются в виду три основных класса углеводородов: метановые или парафиновые (алканы), полиметиленовые, или нафтеновые (циклоалканы) и ароматические.
Метановые углеводороды нефти (парафины, алканы).
Это соединения, относящиеся к гомологическому ряду насыщенных углеводородов (С n H 2 n +2 ). В нефти представлены во всех трёх агрегатных состояниях:
С16 и выше - твёрдые (гексадекан С16Н34).
Газообразные образуют главную массу природного и попутного газа, находятся в нефти в растворённом состоянии. Жидкие алканы составляют основную массу жидких фракций нефти. Твёрдые алканы, это парафины и церезины нефти. Их содержание в отдельных нефтях может достигать 20-28%. Фазовое состояние их зависит от температуры нефти и давления. Растворяются они в нефти только при повышенных температуре и давлении (40оС и выше). В пластовых условиях - присутствуют в нефти в растворенном состоянии. При снижении температуры и давления - выкристаллизовываются из неё и могут образовывать ассоциаты с кислородными соединениями нефти (смолами и асфальтенами). Зачастую это явление приводит к структурообразованию в нефти, вплоть до проявления неньютоновских свойств. Парафины, образующие микрокристаллы и осаждающиеся из нефти при нормальных условиях без перегонки называются церризинами. Церризины и парафины различаются по физическим и химическим свойствам. Парафины имеют небольшой молекулярный вес (С 19 -С 35 ), химически инертны. Церрезины имеют больший молекулярный вес (С 35 -С 108 ), легко поддаются действию окислителей.
Многочисленными исследованиями установлено, что парафины и церрезины образуют два разных гомологических ряда, отвечающих строению С n H 2 n +2 , но в молекулы церрезинов, в отличие от парафинов, входят радикалы изо- и циклического строения.
Все метановые углеводороды нерастворимы в воде, хорошо растворимы в эфире, бензоле, толуоле. Плотность их ниже плотности воды. Имеют запах бензина (жидкие), твёрдые - без запаха.
Циклоалканы, нафтеновые углеводороды
По числу циклов в молекуле подразделяются на следующие основные группы:
Моноциклические (С n H 2 n ), полиметиленовые углеводороды, молекула которых состоит из нескольких повторяющихся метиленовых групп (СН 2 ), структурно соединенных между собой в виде кольца (цикла). В нефти в основном встречаются пяти- и шестичленные циклы - циклопентан и циклогексан.
Бициклические (С n H 2 n -2 ), в состав молекулы которых входит два цикла, например циклопентилциклогексан, декагидронафталин
Три- и полицилические (С n H 2 n -4 , С n H 2 n -6 ) в состав молекулы которых входит три и более циклов, например 4-(циклопентил)циклогексан.
По физическим и химическим свойствам циклические и полициклические соединения близки к алканам, но имеют более низкую температуру плавления и более высокую температуру кипения, чем соответствующие гомологи нормального строения. Содержание циклоалканов нефти невелико и, напрмер, в бензиновых фракциях (60-95оС) достигает следующих значений: метилциклопентан - 27,8%, циклогексан - 30,3% диметилциклопентан и его трансизомеры - до 14,9%. Из полициклических соединений практическое значение имеет декалин. Очень интересен в научном плане трициклический углеводород адомантан, скелет молекулы которого, представляет собой структурную единицу алмаза. Это вещество обладает также высокой физиологической активностью.
При прмышленной переработке нефти выделяют только циклогексан, который затем используют в нефтехимическом синтезе. Смеси высококипящих циклоалканов находят широкое применение в качестве смазочных масел.
Вещества молекула которых содержит не менее 1 шестичленного цикла с тремя двойными связями. Простейший представитель этого класса соединений - бензол. Ароматические углеводороды являются высокооктановыми компонентами бензинов. В основном встречаются бензол и его метилзамещенные гомологи. Из полициклических дроматических углеводородов нефти следует отметить нафталин. Содержание ароматических углеводородов в нефтях весьма невелико и не превышает
Кроме углеводородов в состав нефти входят элементоорганические соединения:
а). кислородосодержащие соединения:
нафтеновые кислоты, сероводород, фенолы, меркаптаны, асфальто-смолистые сульфиды, вещества, тиофены, тиофаны.
гомологи пиридина, гидропиридина, гидрохинолина.
В основу химической классификации нефтей, разработанной акад. С. С. Наметкиным, положено содержание в нефти основного компонента, содержащегося в количестве не менее 50%. Соответственно этому выделяют три типа нефти: метановая (М), нафтеновая (Н), ароматическая (А). По содержанию дополнительного компонента (количество в нефти - не менее 25%), который придает нефти специфические свойства, выделяют еще четыре типа нефти: метанонафтеновая (МН), нафтено-метановая (НМ) ароматическо-нафтеновая (АН), нафтеново-ароматическая (НА). В случае содержания примерно равного количества основных классов углеводородов выделяют метанонафтеноароматический тип нефти.
Из первых трех типов наиболее распространена нафтеновая нефть (эмбинская, бакинская). Нефть метанового типа практически не встречается
Нефть основных промышленных месторождений Беларуси (Речицкое, Осташковичское, Давыдовское, Вишанское) относится к метанонафтеновому типу. Содержание метановых углеводородов составляет 52-73%, нафтеновых - 17-46%.
Помимо химической существует технологическая классификация , предусматривающая деление нефти на типы, существенно различающиеся по технологии их переработки. Основными параметрами, величина которых учитывается при этой классификации, являются: содержание парафина, серы, фракций, выкипающих до 350оС, содержание масел:
Класс III высокосернистые - более 2%
Содержание фракций, выкипающих до 350оС
Вид П 1 Малопарафиновые - не более 1,5%
Вид П 3 . Высокопарафиновые - более 6%
Сочетание обозначенного класса, типа, группы и вида составляет шифр технологической классификации нефти. За рубежом нефть в основном сортируют по плотности и содержанию серы.
Плотность нефти зависит от температуры: с повышением ее плотность уменьшается из-за теплового расширения веществ. Основными методами определения плотности являются следующие:
Определение обычно ведется при стандартной температуре (20оС). В случае отклонения температуры измерения от стандартной полученное значение пересчитывают на стандартные условия по формуле:
где - поправка плотности при изменении температуры на 1 градус, t - температура измерения.
Для большинства нефтей плотность находится в пределах 750-1000кг/м 3 . Различие в плотности связано с количеством углеводородов разных клдассов, входящих в состав нефти. Так, нефть с преобладанием метановых углеводородов легче нефти, богатой ароматикой. Плотность смолистых веществ нефти выше 1000кг/м3, поэтому смолистые нефти более тяжелые.
При фракционной разгонке плотность отдельных фракций возрастает с повышением температуры выкипания фракции. Общая плотность нефти зависит от соотношения легкокипящих и тяжелых фракций. Легкие нефти содержат преобладающее количество низкокипящих фракций, а тяжелые - высококипящих: масел, смол. Поэтому плотность нефти дает первое приближенное представление о ее составе. Кроме того, плотность - важная величина, используемая при гидравлических и гидродинамических расчетах движения нефти по трубам и в пористой среде.
Вязкость является важнейшей физической константой, характеризующей эксплуатационные свойства нефти, котельных, дизельных топлив и других нефтепродуктов. Особенно важна эта характеристика для определения качества масляных фракций, получаемых при переработке нефти, и качества стандартных смазочных масел. По значению вязкости судят о возможности распыления и перекачивания нефтепродуктов, при транспортировке нефти по трубопроводам, топлив в двигателях и т.д. Вязкость определяется структурой углеводородов, составляющих нефть и нефтепродукты, т.е. их природой и соотношением. Среди различных групп углеводородов наименьшую вязкость имеют парафиновые, наибольшую - нафтеновые углеводороды. Можно добавить, что чем больше вязкость нефтяных фракций, тем больше температура их выкипания. Определение вязкости согласно ГОСТ 33-82 "Нефтепродукты. Методы определения кинематической и расчет динамической вязкости» устанавливает следующие нормы точности определения вязкости. Сходимость предполагает, что расхождение результатов последовательных определений, полученных одним и тем же лаборантом, работающим на одном и том же вискозиметре, в идентичных условиях на одном и том же продукте, не должно превышать 0.35% от среднего арифметического значения (с 95% доверительной вероятностью). Воспроизводимость - расхождение результата двух определений, полученных разными лаборантами, работающими в разных лабораториях, на одном и том же продукте, не должно превышать 0.72% от среднего арифметического (с 95% доверительной вероятностью).
Структурно-механические свойства нефти. Вязкость нефти зависит от степени дисперсности и агрегатного состояния составляющих ее индивидуальных углеводородов. По степени дисперсности нефть относят к коллоидным системам. Дисперсную фазу этой системы составляют твердые углеводороды, а дисперсную среду - жидкие с растворенными газами. При большой концентрации твердой фазы нефть обладает четко выраженными свойствами коллоидных растворов. Вязкость такой нефти зависит от напряжения сдвига и меняется в широких пределах при изменении скорости течения. Известно, что подобные аномалии обусловлены образованием в жидкости структуры из твердых частиц или высокомолекулярных соединений.
Состав нефтяного газа. Нефтяной газ - газообразная фаза пластовой нефти, в которой содержание газообразных компонентов при соответствующих термобарических условиях, является преобладающим. Индивидуальный компонентный состав нефтяного газа при атмосферных условиях представлен следующими веществами:
Унифицированные номера компонентов (по их летучести)
Каждому компоненту для удобства последующего рассмотрения процесса разгазирования нефти присвоен унифицированный индивидуальный номер в перечне всех компонентов пластовой нефти. Номера компонентов в каждой части (углеводородной и неуглеводородной) располагаются в соответствии с их относительной летучестью: чем выше номер, тем меньше летучесть.
В нефтяном газе в виде паров могут присутствовать другие компоненты пластовой нефти - нормальный и изо-пентан, а так же пять условных компонентов С 6 -С 10 . Состав паров нефти в нефтяном газе является функцией не только состава пластовой нефти, но и термобарических условий разгазирования. Из неуглеводородных компонентов в нефтяном газе всегда присутствуют пары воды.
Следует различать нефтяной газ и природный, добываемый из газовых и газоконденсатных месторождений. Компонентный состав этих газов практически одинаков, но количественное соотношение легких и тяжелых углеводородных компонентов отличается. В природном газе содержание CH 4 достигает 99%, а в нефтяном - не превышает 25-30%. Содержание неуглеводородных компонентов в природном газе незначительно, а в нефтяном достигает 30%.
Характеристические параметры нефтяног о газа
Плотность - первичная характеристика, определяющая массу газа, заключенную в 1м 3 , при 0оС и атмосферном давлении
Относительная плотность газа - отношение массы газа, заключенной в определенном объеме при данных термобарических условиях, к массе сухого воздуха в том же объеме, при тех же условиях.
Молярная масса нефтяного газа , как многокомпонентной смеси, определяется суммой произведений молярной массы индивидуальных компонентов на их молярную долю.
Молярный объем нефтяного газа , как и любого другого, при стандартных условиях (20 о С и атм. давлении) равен постоянной величине и составляет 24 м 3 /кмоль (22,4м 3 /кмоль - при нормальных условиях: 0 о С и атм. давлении). Отсюда - плотность газа может быть рассчитана как отношение молярной массы этого газа к его молярному объему: ? г =М г /22,4 кг/м 3 .
Коэффициент сжимаемости газа ( Z ) - отношение молярного объема реального газа к молярному объему идеального газа при равных термобарических условиях. Коэффициент сжимаемости зависит от давления и температуры и определяется экспериментально. Математически его можно выразить из уравнения Клапейрона-Менделеева, записанного с учетом сжимаемости реальных газов:
где N - число молей газа; R - универсальная газовая постоянная, Т - температура, p- давление
Состояние реального газа при различных термобарических условиях описывается уравнением Ван-дер-Ваальса:
где а - константа, характеризующая силы притяжения молекул газа
b - константа характеризующая силы отталкивания молекул газа
Согласно этому уравнению построены изотермы Ван-дер-Ваальса, показывающие как меняется состояние газа при различных термобарических условиях (степенях сжатия при различной температуре)
Тк - критическая температура: если газ нагрет выше этой температуры его сжижение при любой степени сжатия невозможно
Рк - критическое давление: при температуре ниже Тк газ, находящийся под давлением Рк, может быть сжижен
При увеличение давления не ведет к фазовым изменениям
При сжатие газа под определенным давлением ведет к его конденсации и переходу в жидкость.
Газонефтяная система может находится при таких термобарических условиях, когда установится равновесие между жидкой и газовой фазами, то есть сколько молей газа сконденсируется, столько молей жидких компонентов нефти перейдет в газообразное состояние. Такое состояние характеризуется константой равновесия
Растворимость газа в нефти . При низких давлениях растворимость газов в углеводородных жидкостях подчиняется закону Генри: вес газа, растворенного в данном количестве жидкости при заданной температуре пропорционален давлению газа, и мало зависит от молекулярного веса жидкости. Так, при одинаковом парциальном давлении метана, насыщающего различные жидкие парафиновые углеводороды, мольная растворимость его в различных углеводородах будет одинаковой. Растворимость, выраженная в объеме газа на массу углеводорода обратно пропорциональна молекулярному весу углеводорода. Это положение справедливо и для растворимости газа в нефти. Растворимость метана в углеводородах уменьшается при переходе от парафиновых к нафтеновым и ароматическим. Растворимость метана, выраженная в нормальных объемах газа на массу нефти, уменьшается не только с увеличением молекулярного веса нефти, но и с увеличением содержания в ней нафтеновых и ароматических углеводородов. Для ориентировочной оценки мольной растворимости различных газов в углеводородных жидкостях можно использовать уравнение Рауля-Дальтона: мольная растворимость при парциальном давлении газового компонента 1 атм. в любом растворителе, образующем с газом идеальный раствор, равна обратной величине давления пара растворенного компонента.
Рост температуры приводит к увеличению давления паров растворяемого вещества и, следовательно, к уменьшению растворимости. Растворимость углеводородных газов в нефти уменьшается по абсолютной величине при увеличении температуры.
Растворимость газа в пластовой воде. Растворимость газовых компонентов в пластовой воде значительно меньше, чем в нефти, но она представляет интерес с точки зрения технологии добычи, сбора и подготовки продукции скважин. Растворимость тех или иных газов в воде характеризуется их содержанием в воде, находящейся в фазовом равновесии с газовой средой. При этом равновесная газовая фаза всегда содержит пары воды. Содержание водяных паров в газе называется влагосодержанием. По растворимости в воде газы можно разбить на три группы.
К первой группе относятся газы неполярные с критической температурой значительно ниже 0 о С. из компонентов нефтяного газа сюда относятся гелий, водород, азот, аргон и метан. Указанные газы характеризуются относительно низкой растворимостью. Растворимость газов этой группы интенсивно возрастает с увеличением давления.
Ко второй группе относятся неполярные газы с критической температурой выше 0 о С. Эти газы могут сжижаться при повышении давления в области температур выше 0 о С и ниже критической температуры соответствующих компонентов. К этой группе относятся этан, пропан и бутаны. Растворимость газов этой группы с повышением давления возрастает не столь интенсивно. По мере приближения к давлению, при котором газ сжижается, рост растворимости замедляется. При давлениях, превосходящих давление сжижения газа, равновесие газ - вода заменяется равновесием сжиженный газ - вода. При этом растворимость сжиженного газа медленно увеличивается с повышением давления.
К третьей группе относятся хорошо растворимые в воде газы - сероводород, двуокись углерода. Критические температуры их выше 0 о С. рост растворимости резко замедляется при приближении к давлению сжижения
Принимая во внимание, что нефтяной газ в основном состоит из метана, а содержание в нем других компонентов очень невелико, растворимость нефтяного газа в воде практически не зависит от его состава. Исключением являются газы некоторых нефтяных месторождений, содержащие азот в количестве, превышающем 50%. Растворимость в воде гомологов метана из их смесей с азотом выше, чем из смесей с метаном. Различие тем больше, чем выше молекулярный вес гомолога, выше давление и ниже температура.
Растворенные в воде соли резко уменьшают растворимость газов в воде. Зависимость растворимости газа от концентрации растворенных в воде солей описывается уравнением Сеченова
где N i * 1 - мольная доля растворенного в солевом растворе компонента находящегося в равновесии с газом
N i 1 - мольная доля растворенного в чистой воде компонента, находящегося в равновесии с газом
Ki - коэффициент Сеченова, характеризующий влияние данной соли на растворимость газового компонента i,
n - концентрация растворенной в воде соли г-экв/кг
Растворенные в воде соли влияют и на влагосодержание газа. Чем выше минерализация воды, тем ниже влагосодержание.
Влагосодержание газов тесно связано с процессом гидратообразования . Гидраты - твердые соединения, в которых молекулы газа заполняют структурные пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами воды, с помощью прочной водородной связи. Гидраты - химические соединения строго определенного состава молекулярного типа, возникающие за счет вандерваальсовых (межмолекулярного притяжения) сил. Строение молекул гидратов выражается формулами: СН 4 *5,75Н 2 О; С 3 Н 8 *17Н 2 О; С 4 Н 8 *17Н 2 О.
Пены представляют собой высококонцентрированную газожидкостную дисперсную систему, состоящую из ячеек газа, разделенных тонкими достаточно устойчивыми и механически прочными пленками жидкости. Эти пленки создают жесткий каркас, который придает пенам определенные структурно-механические свойства. Пены делятся на поверхностные и внутренние. Поверхностная пена появляется в результате изменения давления или температуры, что позволяет осуществить частичный переход жидкой фазы в газ в объеме жидкости. Появляющиеся пузырьки поднимаются к поверхности. При нормальных условиях они прорываются через поверхность и уходят из системы в виде отдельной газовой фазы. Когда в результате эмульгирования или действия поверхностно-активных веществ природа жидкости препятствует прорыву пузырьков газа через поверхность образуется поверхностная пена.
Внутренняя пена это более сложный тип структуры, существующей в условиях низкой удельной массы дисперсионной среды или ее большой вязкости. При этом условии обеспечивается высвобождение газа из массы жидкости и образуются пузыри, которые стремятся к поверхности, но из-за влияния сил внутреннего трения, а так же низкой удельной массы жидкости не достигают ее, а рассеиваются в объеме жидкости.
Дисперсность пены - это степень дробления пузырьков газа в объеме жидкости. Чем мельче размер пузырьков и больше их количество, тем выше дисперсность пены. Пены характеризуются высокой полидисперсностью. Это значит, что размеры пузырьков не обязательно одинаковы, а варьируют в широких пределах.
Кратность пены - это соотношение объема пены и объема жидкости, находящейся между пузырьками газа. Кратность определяет форму пузырьков и плотность их упаковки. При кратности 10-20 пузырьки имеют сферическую форму. При более высоких значениях кратности пузырьки имеют форму многогранников и образуют ячеистую “сотовую” структуру, каркас которой образуют пленки жидкости.
Прочность пены и время ее существования зависят от структуры и состава пленок дисперсионной среды. Устойчивость пены оценивается временем жизни пузырьков, которая, в свою очередь, зависит от прочности пленки жидкости. Устойчивость пены () определяется как отношение высоты столба пены () к средней линейной скорости самопроизвольного ее разрушения () Этот параметр зависит от величины поверхностного натяжения (работа, затрачиваемая на образование единицы поверхности) и содержания в нефти поверхностно-активных веществ, способных адсорбироваться на границе раздела фаз и образовывать прочные “бронирующие” оболочки на поверхности газовых пузырьков. Нефть может содержать большое количество природных ПАВ - смол, асфальтенов, парафинов и образовывать устойчивые пены при выделении газа.
Способность нефти к пенообразованию оценивается при помощи визуального метода, основанного на определении времени существования ее пленки на проволочном кольце известного диаметра. Чем больше время существования пленки и больше диаметр измерительного кольца, тем выше пенообразующая способность нефти.
Дисперсность ВНЭ - степень раздробленности ДФ - основная характеристика, определяющая свойства эмульсии. Дисперсность характеризуется удельной поверхностью: отношением суммарной поверхности капель ДФ к их объему:
Все дисперсные системы по величине капель ДФ можно представить на диаграмме (рис. 1). I зона соответствует молекулярно дисперсным системам - истинные растворы, степень раздробленности - до ионов. II зона - коллоидно-дисперсные - коллоидные растворы, степень раздробленности - до молекул. III зона - микрогетерогенные системы, степень раздробленности - ассоциаты молекул различной величины. IV грубодисперсные системы
Вязкость эмульсий не обладает аддитивностью, т.е., и не подчиняется закону вязкого трения Нъютона.
Вязкость ВНЭ изменяется с изменением скорости сдвига, и называется кажущейся вязкостью эмульсии. Она зависит от вязкости нефти, соотношения фаз, степени дисперсности, присутствия взвешенных частиц, температуры, рН воды.
Зависимость вязкости водонефтяных эмульсий от соотношения фаз выглядит следующим образом (рис 2): сначала - рост до максимального значения, соответствующего W кр , (максимальное водосодержание эмульсии, при котором внешней фазой является нефть), затем - резкое снижение до значений характерных для водной фазы. W кр называют точкой инверсии фаз: при этом значении обводненности эмульсии нефть становится ДФ, а вода - ДС, эмульсия I рода переходит в эмульсию II рода. W кр характерна для каждой залежи нефти, и колеблется в пределах 50 - 90%.
Приближенно вязкость эмульсии можно рассчитать по формуле, которая справедлива при значениях W менее 70%:
Плотность эмульсии рассчитывается исходя из плотностей нефти и воды и их соотношения.
Основные процессы, происходящие в дисперсных системах, иллюстрируются схемой перехода дисперсных систем в различные состояния.
Устойчивая свободнодисперсная система, в которой ДФ равномерно распределена по всему объему, может образоваться в результате конденсации из истинного раствора. Потеря агрегативной устойчивости приводит к коагуляции, I этап которой состоит в сближении и взаимной фиксации частиц ДФ на небольших расстояниях друг от друга. В результате образуются или рыхлые агрегаты частиц, разделенных прослойками ДС - флоккулы, или коагуляционные структуры, отличающиеся подвижностью частиц относительно друг друга под действием сравнительно небольших нагрузок. Обратный процесс может протекать самопроизвольно и называется пептизацией. Дальнейшее сближение частиц ведет к разрушению прослоек ДС и непосредственному контакту частиц. В итоге происходит коалесценция - полное слияние частиц в системах с жидкой или газообразной дисперсной фазой или образуются жесткие агрегаты из твердых частиц. Из этого состояния систему можно вывести только через принудительное диспергирование. Таким образом, коагуляция - двухстадийный процесс потери агрегативной устойчивости дисперсной системы, заключающийся в сближении, слипании и слиянии частиц ДФ.
В зависимости от того, что послужило причиной потери агрегативной устойчивости свободнодисперсной системы различают:
Броуновскую или тепловую коагуляцию (БК), когда сближение частиц происходит за счет теплового движения частиц. Интенсивность БК прямо пропорциональна температуре и обратно пропорциональна динамической вязкости среды. Скорость БК увеличивается при наличии полидисперсности системы, но не более чем на 10%. Наиболее интенсивно БК протекает в начальный момент образования высокодисперсной системы.
Градиентная коагуляция (ГК) протекает при наличии поперечного градиента скорости потока. Частица, находящаяся ближе к стенке, движется с меньшей скоростью, чем частица, расположенная дальше от нее. Если при этом расстояние между частицами меньше суммы их радиусов, то произойдет встреча частиц с последующей коагуляцией. Скорость ГК пропорциональна градиенту скорости и объему частиц. ГК весьма интенсивна в пристенном слое при турбулентном режиме течения.
Известно, что существует два основных режима течения в трубах: ламинарный и турбулентный. Ламинарный, или слоистый, наблюдается при малых скоростях или в трубах достаточно малого диаметра. При ламинарном режиме слои жидкости скользят относительно друг друга, не перемешиваясь. Ламинарный режим течения дисперсных систем, как правило, не приводит к потере их агрегативной устойчивости. При высоких скоростях отдельные струйки потока беспорядочно перемешиваются между собой и в каждой точке потока имеют место быстрые изменения скорости - пульсации около некоторого ее среднего значения. Такой режим течения называется турбулентным.
ТУРБУЛЕНТНАЯ ДИФФУЗИЯ, перенос в-ва в пространстве, обусловленный турбулентным движением среды. Под турбулентным понимают вихревое движение жидкости или газа, при к-ром элементы (частицы) среды совершают неупорядоченные, хаотич. движения по сложным траекториям, а скорость, т-ра, давление и плотность среды испытывают хаотич. флуктуации.
Если в турбулентном потоке в определенный момент времени множество элементов (частиц) расположено рядом один с другим, то в послед, моменты времени они рассеиваются по пространству так, что статистич. расстояние между любыми двумя произвольными частицами с течением времени возрастает. Проявления этого процесса во многом напоминают мол. диффузию.
В основе описания турбулентной диффузии как процесса случайного блуждания частиц среды лежат выражения для среднеквадратичного смешения ча
Основы промысловой добычи и подготовки нефти курс лекций. Геология, гидрология и геодезия.
Курсовая работа по теме Размещение и территориальная организация производственных сил в Уральском экономическом районе на примере республики Удмуртия
Судебно-медицинская экспертиза по материалам дела
Курсовая Работа На Тему Президент Российской Федерации
Охрана животного и растительного мира в международных договорах
Реферат: Общественный строй, социальный состав населения и его правовой статус в Древнем Риме. Скачать бесплатно и без регистрации
Дипломная работа по теме Аналіз ефективності використання виробничого потенціалу підприємства ВАТ "Жовтоводський хлібозавод"
Дипломная Работа На Тему Устойчивое Развитие Дальнего Востока
Дипломная работа: О минимальных замкнутых тотально насыщенных не формациях конечных групп
План Сочинения 5 Класс По Русскому Языку
Реферат: Социологический подход к повышению профессионализма персонала
Реферат по теме Сумма делителей числа
Реферат по теме Етнічні мотиви у дизайні вітрини
Почему Я Счастлив Жить Сочинение
Контрольная работа: Организация производства в цехе расчет. Скачать бесплатно и без регистрации
Реферат: Исследование движения тел в диссипативной среде
Семейные Традиции Эссе На Казахском
Курсовая работа по теме Социальная сфера в контексте развития муниципального образования
Реферат: Учет и аудит расчетов с подотчетными лицами и с персоналом по прочим операциям 2
Дипломная работа по теме Изучение влияния состава семьи на формирование личностных особенностей ребенка
Анализ качества продукции
Система управления в Монако - География и экономическая география контрольная работа
Організація і методика про проведення аудиту фінансової звітності та фінансового стану підприємства - Бухгалтерский учет и аудит контрольная работа
Бухгалтерский учет движения денежных средств в ОАО "Аэрофлот" - Бухгалтерский учет и аудит дипломная работа