Помощничек
Главная | Обратная связь


Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

Температура в земной коре



Температура на поверхности Земли различна и изменяется в значительных пределах. Она зависит от освещенности Солнцем. Колебания температуры на земной поверхности вызывают изменения температуры на небольшой глубине. Суточные колебания температуры затухают на глубине менее одного метра, а годовые - на глубине примерно 15 метров. Этот уровень называют нейтральным слоем, ниже которого температура постоянно

и равномерно нарастает от действия теплового потока, идущего из глубины Земли. Границей раздела температуры на поверхности земной коры, зависящей от солнца и внутренних тепловых полей Земли, является слой с постоянной положительной или отрицательной температурой.

Ниже слоя с постоянной отрицательной температурой залегают многолетние мерзлые породы (породы вечной мерзлоты). Толщина таких пород колеблется и на некоторых участках достигает 500-700 м. На земном шаре такие породы занимают около 10% поверхности суши, а в России - более 40%. Температура ниже слоя с постоянной положительной температурой возрастает :j с глубиной. Изменение глубины, которой соответствует повыше-|ние температуры на 1°, называется геотермической ступенью. |В среднем она равна 33 метрам. Для характеристики изменения ^температуры с глубиной пользуются геотермическим градиен-гтом. Геотермический градиент - это прирост температуры горных пород на каждые 100 м углубления от зоны постоянной положительной температуры. Геотермический градиент принято считать равным 3° С. Знать температуру по разрезу залежи важно при бурении скважин, при составлении технологических схем разработки месторождений и в процессе эксплуатации залежи при проведении различных геолого-технических мероприятий (ГТМ).

 

Глава V

ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ И ГАЗА

Нефть и ее свойства

Нефть - это сложное соединение углерода и водорода. Такие соединения называются углеводородами. Существует множество углеводородов, которые отличаются друг от друга числом атомов углерода и водорода в молекуле и характером их скопления. Физические свойства пластовых нефтей в значительной мере отличаются от свойств дегазированных (поверхностных) нефтей и зависят от влияния температуры, давления и растворимости газа в нефти.

В нефтях, кроме углерода и водорода, в небольших количествах содержатся кислород, азот, сера, в виде следов хлор, фосфор, йод и другие химические элементы. Плотность (удельный вес) разгазированной нефти изменяется в больших пределах - от 0,600 до 0,1000 г/см3 и зависит, в основном, от углеводородного состава, а также от асфальтосмолопарафиновых веществ. В пластовых условиях плотность нефти зависит от количества растворенного газа, давления и температуры.

В состав нефти также входят многие металлы, в том числе щелочные и щелочноземельные (литий, натрий, калий, барий, кальций, стронций, магний), металлы подгруппы меди (медь, серебро, золото), подгруппы цинка (цинк, кадмий, ртуть), подгруппы бора (бор, алюминий, галлий, индий, таллий), подгруппы ванадия (ванадий, ниобий, тантал), многие металлы переменной валентности (никель, железо, молибден, кобальт, вольфрам, хром, марганец, олово и др.).

В тяжелых, вязких нефтях концентрируется ванадий и никель в промышленных количествах, и нередко в мировой практике дорогостоящий ванадий добывается из тяжелой, вязкой нефти (Канада, Мексика, Аргентина и др.). Чаще в сернистых нефтях в значительных количествах содержится ванадий, а в малосернистых - никель.

При растворении газа в нефти (жидкости) объем ее увеличивается. Отношение объема нефти (жидкости) с растворенным в ней газом в пластовых условиях к объему этой же нефти на поверхности после ее дегазации называется объемным коэффициентом

(15)

где Vn - объем нефти в пластовых условиях, VnoB - объем той же дегазированной нефти при атмосферном давлении.

Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем в пластовых условиях занимает 1 м3 дегазированной нефти. Этот коэффициент всегда больше 1. Он может достигать у некоторых нефтей до 3 и более.

В нефтях встречаются следующие группы углеводородов: 1) метановые (парафиновые); 2) нафтеновые и 3) ароматические.

В основном, нефти бывают смешанного типа с преобладанием в их составе той или иной группы углеводородов и в зависимости от этого называются парафиновыми, нафтеновыми или ароматическими.

Самые распространенные в природных условиях - углеводороды метанового ряда: метан СН4, этан С2Н6, пропан С3Н8 и другие. Углеводороды от метана (СН4) до бутана (С4Ню) включительно при атмосферном давлении находятся в газообразном состоянии. Из них состоит нефтяной газ. Углеводородные соединения, содержащие от 5 до 17 атомов углерода в молекуле (С5Н]2 - СпНзб), - жидкие вещества. Эти соединения входят в состав нефти. Углеводороды, в молекулах которых имеется свыше 17 атомов углерода, относятся к твердым веществам.

Это парафины и церезины, содержащиеся в тех или иных количествах во всех нефтях. Физические свойства и качественная характеристика нефтей и нефтяных газов зависят от преобладания в них отдельных углеводородов или смежных групп. Нефти с преобладанием сложных углеводородов (тяжелые нефти) содержат меньшее количество бензиновых и масляных фракций. Содержание в нефти значительного количества смолопарафиновых соединений делает ее малоподвижной и требует особых подходов при ее добыче и транспорте.

Товарные качества и фракционный состав нефти определяют в лабораторных условиях путем ее разгонки. Разгонка нефти основана на том, что каждый углеводород, входящий в ее состав, имеет свою точку кипения. Легкие углеводороды имеют низкие точки кипения. У пентана (С5Н12) точка кипения равна 36° С, у гексана (С6Н14) -69° С; у тяжелых углеводородов точки кипения значительно выше - до 300° С и более. Процентное содержание в нефти отдельных фракций, выкипающих при определенных температурах, характеризует фракционный состав нефти.

В лабораторных условиях разгонку нефти производят при температуре до 100, 150, 200, 250, 300, 350 и 400° С.

Переработка нефти основана на принципе прямой перегонки нефти с выделением из нее в условиях атмосферного давления и нагрева до 350-400° С и выше бензиновых, керосиновых, соляровых и масляных фракций.

Фракции нефти, кипящие в интервале температур от 40 до 200° С, являются бензиновыми, от 200 до 300° С - керосиновыми, от 300 до 400° С - соляровыми, от 400° С и выше - масляными.

Одним из основных физических свойств нефти является вязкость.

Вязкость - это свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении.

При ламинарном движении жидкости по трубе скорость отдельных слоев жидкости неодинакова и изменяется от минимальной у стенки трубы до максимальной у осевой линии. Движение

жидкости (нефти) происходит как бы отдельными слоями, движущимися с различной скоростью. В этой связи, если рассматривать два смежных соприкасающихся слоя жидкости, то из-за разности скоростей их движения между ними будет происходить еще и относительное движение, что и вызывает возникновение сил внутреннего трения, обусловленных вязкостью жидкостей. Чтобы переместить один слой относительно другого, необходимо приложить силу Р. Установлено, что сила прямо пропорциональна поверхности соприкосновения двух слоев, их относительной скорости и обратно пропорциональна расстоянию между слоями. Это соотношение выражается формулой

(15а)

где /y - коэффициент вязкости; А г? - приращение скорости движения первого слоя относительно другого; AS - расстояние между слоями; F - поверхность соприкосновения двух слоев. Из формулы (15а) коэффициент вязкости равен

(156)

Подставляя в формулу (156) единицы измерения:

- единицу силы 1 Н;

- единицу площади 1 м2;

- единицу расстояния 1 м;

- единицу скорости 1 м/с,

получим размер единицы динамической вязкости:

Ш „т , 2

/J ~ —т-------=1"' с'м = Па • с (паскаль • секунда).

1м 1м/с

Учитывая, что вязкость пластовых жидкостей (нефти) ниже 1 Па-с, то в промысловой практике пользуются меньшими единицами вязкости - пуаз, сантипуаз:

ц 1пз = 0,1Н-с/м2=0,1Па-с

„ 1 спз = 10"3-Н-с/м2 = 10~3 Па-с.

,-fcs Динамическая вязкость воды при +20° С равна 0,01 пз, или 1 спз.

Вязкость нефти в зависимости от ее характеристики и температуры может изменяться от одного до нескольких десятков сантипуаз.

Пользуются также понятием кинематической вязкости г?. Кинематическая вязкость - это отношение динамической вязкости // к плотности р, т.е. г? = jl/p.

В международной системе (СИ) единицей кинематической вязкости является 1 м2/с.

В промысловой практике пользуются внесистемной единицей кинематической вязкости - стоксом (1ст = 10 м/с).

Для измерения динамической и кинематической вязкости применяют стандартные капиллярные вискозиметры.

Для оценки качества нефти и нефтепродуктов пользуются относительной (условной) вязкостью, которая показывает, во сколько раз вязкость данной жидкости больше или меньше вязкости воды при определенной температуре.

Чем больше вязкость жидкости, тем больше сопротивление при ее движении. Нефти имеют самую различную вязкость, в несколько раз превышающую вязкость воды. С повышением температуры вязкость нефти (как и любой жидкости) значительно уменьшается.

Вязкость пластовой нефти отличается от вязкости поверхностной (дегазированной) нефти, так как пластовая нефть в своем составе имеет растворенный газ и находится в условиях повышенных давлений и температуры. С увеличением количества растворенного в нефти газа и температуры вязкость нефти уменьшается.




Поиск по сайту:

©2015-2020 studopedya.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.