Оразовательное учреждение



бет10/15
Дата19.03.2022
өлшемі0,7 Mb.
#136133
түріЛабораторная работа
1   ...   7   8   9   10   11   12   13   14   15
Байланысты:
FNGP UGNTU1

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА 10
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ

10.1. Общие положения


Важнейшим показателем эффективности применяемых систем разработки нефтяных месторождений, характеризующим полноту выработки запасов нефти, является коэффициент нефтеотдачи, представляющий собой отношение извлекаемого количества нефти к начальным балансовым запасам:
, (10.1)
где η – коэффициент нефтеотдачи;
Таблица 9.6
Погрешности определения некоторых реологических параметров аномально-вязких нефтей

Параметр

Величина
параметра

Погрешность

абсолютная

относительная, %

Вязкость нефти, мПа*с

До 2,5

±(менее 0,1)

±4,1

2,5 - 25

±(0,1-1,0)

±4,1

25 -50

±(1,0-2,0)

±4,1

50-75

±(3,0-4,0)

±4,1

Предельное динамическое напряжение сдвига (напряжение сдвига предельного разрушения структуры), *102, Па



До 0,3

±(менее 0,03)

±(более 6,6)

0,3-1,2

±(0,08-0,06)

±(6,6-4,9)

1,2-2,4

±(0,06-0,09)

±(4,9-3,7)

2,4-3,0

±(0,09-0,10)

±(3,7-3,3)

3,0 - 6,0

±(0,10-0,13)

±(3,3-2,9)

Подвижность нефти в породе

-

-

±2,7

Градиент динамического давления сдвига в породе, * 103, МПа/м

До 1,5

±(менее0,1)

±(более 6,9)

1,5-5,0

±(0,1-0,2)

±(6,9-4,0)

5,0 - 20,0

±(0,2-0,3)

±(4,0-1,5)

9.5. Вопросы для самоподготовки



  1. При каких условиях, и какие компоненты нефти обуславливают проявление аномалии вязкости?

  2. Что понимается под аномалией вязкости и аномалией подвижности нефти в породе?

ρш - плотность шарика, г/см3ш=7,8 г/см3);


ρж - плотность исследуемой жидкости (нефти) при давлении и температуре проведения опыта, г/см3. (Задается учебным лаборантом, инженером);
К - постоянная вискозиметра. Постоянная вискозиметра зависит от размеров трубки и шарика, а также от угла наклона вискозиметра. Вискозиметр имеет три рабочих угла наклона относительно горизонта - 15°, 30° и 45°. Для каждого сочетания диаметра трубки D, диаметра шарика d и угла наклона вискозиметра ц существуют значения вязкости µкp, выше которого формула (4.1) неприемлема.

(4.2)
где d- диаметр шарика, см;
µкp- критическая вязкость, мПа*с;
К' и Reкp - определяют по специальным графикам [1] в зависимости от соотношения диаметров d/D; Для используемого вискозиметра: dш=5,58 мм; D=6,00 мм; d/D=0,93; Reкp=13,0; К’=1 10⁻4.
Измерения времени качения шарика в трубке в исследуемой жидкости проводят при всех трех рабочих углах наклона вискозиметра (15°, 30° и 45°). При каждом угле наклона осуществляют три повторных измерения времени качения шарика. Причем, время качения должно лежать в пределах от 1 до 200 с. Если фактическое время качения шарика не укладывается в этот диапазон, то подбирают другое соотношение диаметров трубки и шарика.

Результаты измерений заносят в табл. 4.1.


Таблица 4.1
Исходные данные и результаты расчета

Номер опыта

Угол наклона φ,
град.

Время качения, с

Кᶦ

Вязкость нефти, мПа*с

, мПа*с

, мПа*с

Средняя
вязкость, мПа*с

1

15




0,220













2

15







3

15







4

30




0,368










5

30







6

30







7

45




0,532










8

45







9

45







4.5. Обработка результатов измерений


По формуле (4.2) определяют µкp для углов наклона вискозиметра 15°, 30° и 45°. Проводят по три повторных замера времени качения шарика при всех рабочих углах наклона. Рассчитывают динамическую вязкость нефти по формуле (4.1). Для используемого в лабораторной работе вискозиметра ВВДУ-1 постоянная вискозиметра Кᶦ для различных углов наклона составляет: для 15°- 0,00220; для 30° - 0,00368; для 45° - 0,00532. Результаты расчетов заносят в таблицу 4.1.
Строят график зависимости µср =f(φ) и делают выводы по работе.

9) подвижность нефти с практически неразрушенной структурой и подвижность нефти с предельно разрушенной структурой определяются по данным, приведенным в табл. 9.4, как среднее значение коэффициента подвижности нефти, вычисленное по точкам, лежащим соответственно на нижней и верхней области фильтрации, с соблюдением линейного закона Дарси (см. рисунок 9.3).


Таблица 9.5


Сведения о площадях поперечного сечения породы



Вариант

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

F, см2

5,76

6,25

5,72

6,38

5,94

5,94

5,76

5,07

6,24

6,2

9.4. Погрешности измерений реологических и фильтрационных параметров нефтей


Для оценки погрешностей измерения параметров аномально-вязких свойств нефтей выполняется большой объем специальных исследований. В табл. 9.6 приводятся сведения о погрешностях определения реологических параметров структурированных нефтей и параметров, характеризующих фильтрацию таких нефтей в породах.

7) по формуле (9.6) вычисляются коэффициенты подвижности нефти при фильтрации через породу. Эти данные записываются в табл. 9.4;


Таблица 9.4
Результаты расчетов подвижности нефти

,


Vф,


grad P,


(k/µ),


H,


Hm,


(k/µ)m,


(k/µ)o,


























8) строится реологическая линия (рис 9.3). По этой линии определяются фильтрационные параметры: градиент динамического давления сдвига (Н) и градиент давления предельного разрушения структуры (Hm);



Рисунок 9.3 – Зависимость скорости фильтрации нефти в пористой среде от градиента давления
4.6. Вопросы для самоподготовки

  1. Дать определение вязкости жидкости.

  2. Единицы измерения динамической и кинематической вязкости жидкости. Порядок перехода от внесистемных единиц измерения вязкости в систему СИ.

  3. Перечислить методы определения вязкости жидкости.

  4. От каких параметров зависит вязкость пластовой нефти и вид этих зависимостей.

  5. Пределы изменения вязкости реальных пластовых нефтей.

  6. Принцип работы вискозиметра ВВДУ-1.

  7. Последовательность операций по определению вязкости пластовых нефтей на вискозиметре ВВДУ-1.

  8. Формула для определения вязкости жидкости на вискозиметре ВВДУ-1.

  9. Что учитывает постоянная вискозиметра К и способы ее определения?

  10. Факторы, влияющие на величину вязкости нефти.



ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА 5
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПОВЕРХНОСТНОГО НАТЯЖЕНИЯ НА ГРАНИЦЕ РАЗДЕЛА НЕФТЬ-ВОДА

5.1. Общие положения


Насыщенная нефтью, водой, газом пористая среда представляет собой многофазную гетерогенную (неоднородную) систему, отдельные компоненты которой (минеральный скелет пористой среды, нефть, вода,

газ) называются фазами. Значительное различие физико-химических свойств фаз служит причиной возникновения на границах их контакта специфических поверхностных явлений. В связи с тем, что площадь поверхностей контакта фаз очень велика (например, только суммарная площадь поверхности пор в 1 м3 породы коллектора может составлять 104 -106 м2), влияние поверхностных явлений на движение жидкостей и газов в пористых средах оказывается сильным.
Поверхностные явления во многом определяют количество и распределение в поровом пространстве связанных и остаточных нефти и воды, форму кривых фазовых проницаемостей, эффективность многих методов повышения нефтеотдачи пластов. Они играют большую роль при образовании и разрушении эмульсий и пен в процессах, связанных с движением и взаимодействием систем в пласте, скважинах и поверхностных сооружениях.
Среди многообразных поверхностных явлений, протекающих на границах раздела фаз, особое влияние на эффективность разработки нефтяных и газовых залежей оказывает поверхностное натяжение.
При рассмотрении системы вода - нефть на их границе раздела всегда существует поверхностное натяжение. Молекула воды, удаленная от поверхности раздела, со всех сторон окружена другими молекулами воды. Поэтому результирующая сила взаимодействия этой молекулы с другими молекулами равна нулю. Молекула, расположенная на поверхности раздела, подвержена действию, с одной стороны, молекул нефти, расположенных выше границы раздела, а, с другой стороны, молекул воды, лежащих ниже этой границы. Результирующая сила взаимодействия этой молекулы не равна нулю. Вследствие этого

Таблица 9.3 Результаты экспериментов по изучению
фильтрации аномально-вязкой нефти в песчаниках




ф*10і, Па, по следующим вариантам

10

-

4,5

5,3

11,0

16,0

18,0

20,0

43,2

53,1

120,0

-

-

-

-

-

9

6,0

13,0

14,5

15,0

18,0

38,0

42,0

86,0

100,0

-

-

-

-

-

-

8

-

-

-

-

-

-

6,3

11,0

11,8

18,1

20,0

33,8

64,5

155,0

208,6

7

-

-

7,1

14,9

24,6

33,0

40,1

36,8

41,4

86,6

113,8

-

-

-

-

6

-

-

-

-

14,9

30,6

33,0

38,1

44,0

49,1

56,9

112,0

199,8

-

-

5

-

-

-

-

-

-

9,1

13,0

16,4

19,6

20,9

35,3

64,0

140,3

182,5

4

-

-

-

-

-

-

7,7

11,6

14,7

18,6

22,4

43,3

78,9

158,2

215,2

3

-

-

-

29,5

30,2

38,0

39,3

45,0

54,8

68,9

76,6

94,9

-

-

-

2

-

-

-

8,6

12,0

23,3



27,5

48,7

53,0

81,2

103,1

206,2

-

-

-

1

-

11,0

17,2

33,8

61,4

101,4

107,0

116,6

133,9

303,6

-

-

-

-

-

Q, смі/с

0,133*10-6

0,288*10-6

0,377*10-6

0,765*10-6

0,133*10-5

0,288*10-5

0,377*10-5

0,765*10-5

0,133*10-4

0,288*10-4

0,377*10-4

0,765*10-4

0,133*10-3

0,288*10-3

0,377*10-3



Таблица 9.1 Результаты экспериментов по изучению течения аномально-вязкой
нефти в капилляре длиной 213 см и диаметром 0,412 мм


ф*10і, Па, по следующим вариантам

10

-

1,80

4,05

11,4

8,55

9,45

10,5

11,7

13,6

24,3

41,0

-

-

9

1,50

3,87

5,92

9,07

9,5

10,0

11,4

13,4

14,4

26,8

-

-

-

8

-

3,74

5,54

5,83

10,5

10,0

14,4

14,5

15,7

31,7

56,2

-

-

7

-

2,39

2,69

4,34

7,023

11,7

11,4

10,8

11,5

23,2

40,5

-

-

6

-

5,26

7,4

10,1

10,3

10,7

10,7

10,9

12,6

27,4

46,3

-

-

5

4,1

8,1

9,0

11,2

12,8

13,0

15,1

27,5

36,4

72,2

-

-

-

4

-

-

-

2,43

2,84

4,06

6,29

8,38

7,3

11,8

22,7

52,8

62,1

3

-

-

-

6,02

7,08

8,65

9,81

12,0

13,0

18,2

29,4

60,0

75,4

2

-

0,75

1,80

6,00

6,00

9,30

10,2

13,2

13,8

22,8

43,4

-

-

1

-

1,35

2,25

4,80

5,70

7,65

10,0

12,0

12,8

24,3

42,4

-

-

Q, смі/с

0,377*10-7

0,765*10-7

0,133*10-6

0,288*10-6

0,377*10-6

0,765*10-6

0,133*10-5

0,288*10-5

0,377*10-5

0,765*10-5

0,133*10-4

0,288*10-4

0,377*10-4

возникают силы поверхностного натяжения, и образуется поверхностный слой типа упругой мембраны.


Слой, толщина которого равна радиусу действия сил межмолекулярного взаимодействия, называется поверхностным. Так как в этом слое существует молекулярное давление, то перемещение в него молекул из жидкости для образования новой поверхности требует затраты определенной работы, переходящей в энергию поверхностного слоя – поверхностную энергию. Работа, отнесенная к единице площади вновь образованной поверхности, называется удельной свободной поверхностной энергией или поверхностным натяжением:
, (5.1)
где R – работа, Дж;
S – вновь образованная поверхность, м2.
Величина поверхностного натяжения в системе СИ измеряется в Дж/м2или Н/м. Она зависит от природы и состава контактирующих фаз, давления и температуры.
В нефтяном пласте поверхностные явления могут быть на следующих границах раздела: нефть - вода ( ); нефть - газ ( ); вода - газ ( ); нефть - порода ( ), вода - порода ( ), газ - порода ( .
Величина поверхностного натяжения разных тел на границе раздела различных соприкасающихся фаз не одинакова и является для них физической характеристикой.
Приборы для определения поверхностного натяжения основываются на измерении усилия, необходимого для разрыва поверхности межфазного раздела по периметру определенной длины.

Наибольшее распространение получил метод отрыва (взвешивания) капель, отрыва кольца, отрыва пластины. В настоящей работе предлагается определение поверхностного натяжения методом отрыва капель на сталагмометре.


5.2. Цель лабораторной работы


Целью лабораторной работы является: изучение, тарировка прибора и определение поверхностного натяжения на границе раздела нефть - вода с использованием сталагмометра.


5.3. Описание лабораторной установки


Лабораторная установка по определению коэффициента поверхностного натяжения на границе раздела фаз жидкость-жидкость представлена на рисунке 5.1. Главным элементом установки является прибор сталагмометр. Основной частью прибора является микрометр 1, обеспечивающий фиксированное перемещение поршня 3 в цилиндрическом корпусе медицинского шприца 4. Шток поршня 3 соединен с пружиной 2, благодаря чему исключается его самопроизвольное перемещение. Микрометр со шприцом укреплены с помощью скобы 14 и втулки 13, которая может свободно передвигаться по стойке штатива 11 и фиксироваться на любой ее высоте винтом 12. На наконечник шприца надета игла 10, которая плотно входит в капилляр 9.

Обработка линий консистентности и реологических кривых с целью определения реологических и фильтрационных параметров аномально-вязких нефтей производится в следующей последовательности:



  1. с использованием сведений об объемном расходе и размерах ка­пилляра, приведенных в табл. 9.1, по формуле (9.1) рассчитывается скорость сдвига;

  2. по формуле (9.3) вычисляется коэффициент вязкости нефти;

  3. эти сведения записываются в табл. 9.2;

Таблица 9.2
Результаты расчетов вязкости нефти

,
смі/с

V,
с⁻№

φ,
Па

µ, мПа*с

θ, Па

фm, Па

µm,
мПа*с

µо,
мПа*с

























  1. строится линия консистентности, и определяются реологические параметры нефти: предельное динамическое напряжение сдвига и напряжение сдвига предельного разрушения структуры;

  2. вязкость нефти с предельно разрушенной структурой и с практически неразрушенной структурой определяется по данным, приведенным в табл. 9.2, как среднее значение коэффициента вязкости нефти, вычисленное по точкам, лежащим соответственно на верхней и нижней ньютоновской области линий консистентности (см. рисунок 9.2). Сведения о реологических параметрах аномально-вязкой нефти заносятся в табл. 9.2;

  3. по данным об объемном расходе (табл. 9.3) и площади поперечного сечения породы (табл. 9.5) по формуле (9.4) рассчитывается скорость фильтрации нефти;

-скорость фильтрации: , (9.4)

где Vф - скорость фильтрации, см/с;


F - площадь поперечного сечения образца породы, см2;
-градиент давления: (9.5)
где gradР - градиент давления, Па/см;
∆Р - перепад давления на концах образца, Па;
L - длина образца, см;
- подвижность нефти: , (9.6)
где - коэффициент подвижности нефти,
По зависимости скорости фильтрации от градиента давления определяются следующие фильтрационные параметры аномально-вязкой неф­ти: градиент динамического давления сдвига "Н", градиент давления предельного разрушения структуры ”Нm", коэффициент подвижности нефти с практически неразрушенной структурой ( )0 и коэффициент подвижности нефти с предельно разрушенной структурой ( )m (см. рисунок 9.3).


1 . Микрометр


2. Пружина
3. Поршень
4. Шприц
5. Слой нефти
6. Капля нефти
7. Прозрачная емкость
8. Вода
9. Капилляр
10. Игла
11.Стойка штатива
12. Винт
13. Втулка
14. Скоба
Рисунок 5.1 – Установка для определения коэффициента поверхностного натяжения на границе жидкость-жидкость

При вращении микровинта 1, пружина 2, сжимаясь, давит на шток поршня 3, который, перемещаясь в корпусе шприца, заполненного исследуемой жидкостью, выдавливает ее из кончика капилляра 9 в виде капли 6 в другую жидкость 8. При достижении критического объема капли отрываются, всплывают и образуют слой 5.


5.4. Порядок проведения лабораторной работы


При определении величины межфазного натяжения двух соприкасающихся жидкостей на сталагмометре необходимо произвести тарировку прибора, т.е. установить постоянную капилляра К. Для этого шприц заполняется октаном и закрепляется с помощью скобы 14 на штативе. В стаканчик 7 до метки наливается дистиллированная вода и в нее помещается загнутый капилляр, который с помощью медицинской иглы 10 надевается на шприц 4. При выполнении работы следует бережно обращаться с капилляром и медицинским шприцом. Поверхность капилляра должна быть обезжирена хромовой смесью (концентрированная серная кислота + двухромовокислый калий). Пользуясь хромовой смесью, избегать попадания ее на кожу и одежду (при ожогах хромовой смесью необходимо пострадавшее место обильно промыть проточной водой, а затем раствором питьевой соды). Записывается число делений лимба микровинта 1 и включается в сеть электродвигатель, который приводит во вращение микровинт, сообщающий поршню шприца поступательное движение. К прибору подведен электрический ток. Для предотвращения поражения электрическим током при нарушении изоляции проводов прибор должен
, (9.3)
где: µ - коэффициент динамической вязкости нефти, мПа*с.

Рисунок 9.2 – Зависимость скорости от напряжения сдвига

В дальнейшем по этим данным строится зависимость скорости от напряжения сдвига (линия консистентности). Она позволяет определить следующие реологические параметры аномально-вязкой нефти: предельное динамическое напряжение сдвига - θ, напряжение предельного разрушения структуры – φm, вязкость нефти с предельно разрушенной структурой - µm и с практически неразрушенной структурой – µо (см. рисунок 9.2).


При фильтрации нефти через образец пористой среды по исходным данным вычисляются:
3) после включения установки следует находиться со стороны передней панели установки и следить за исправной ее работой по приборам;
4) нельзя оставлять установку, включенную в сеть, без присмотра;
5) категорически запрещается прием пищи и курение в помещении, где находится установка.

9.3. Порядок проведения лабораторной работы и обработка результатов измерений


Для определения реологических параметров нефти производится обработка зависимости перепада давления на концах капилляра от объемного расхода нефти. С этой целью рассчитывают следующие данные:
, (9.1)
где V - скорость сдвига нефти через капилляр, с⁻1;
–объемный расход нефти через капилляр, см3/с;
r - радиус капилляра, см.
, (9.2)
где ∆Р - перепад давления на концах капилляра, Па;
L - длина капилляра, см;
τ - напряжение сдвига, Па.
быть заземлен. Поршень начинает медленно перемещаться, вытесняя октан из капилляра и образуя при этом на кончике капилляра каплю, которая при достижении критического объема отрывается и всплывает на поверхность воды. В момент отрыва капли необходимо отключить электродвигатель от электросети и записать число делений лимба микрометра. Определяется объем выдавленной капли в делениях лимба микрометра. Проводится 10 подобных замеров и берется среднее значение объема капли V. Затем определяется плотность октана пикнометрическим методом. Для этого на аналитических весах взвешивается пустой пикнометр, а затем с дистиллированной водой и октаном.
После определения постоянной капилляра шприц 4 заполняется нефтью и определяется объем выдавливаемой капли нефти в дистиллированную воду и водный раствор ПАВ. По известным значениям постоянной капилляра К, объему выдавленной капли V, плотности воды, раствора ПАВ и нефти ( ) рассчитывается значение поверхностного натяжения на границе нефть - дистиллированная вода, нефть - водный раствор ПАВ.

5.5. Обработка результатов измерений


Плотность октана рассчитывается по формуле
, (5.2)
где – плотность октана, г/см3;
– масса пустого пикнометра, г;
– масса пикнометра с октаном, г;
– объем октана, см3


Постоянная капилляра К определяется по формул

(5.3)
где К – постоянная капилляра, мН/(м*кг);
50,98 – значение поверхностного натяжения на границе октан дистиллированная вода, мН/м;
V – объем всплывшей капли в делениях шкалы;
– плотность воды, кг/м3; – плотность октана, кг/м3.
Поверхностное натяжение на границе нефть - дистиллированная вода, нефть - раствор ПАВ рассчитывается по формуле:


, (5.4)

где – поверхностное натяжение, мН/м;


К – постоянная капилляра, мН/(м*кг);
V – объем всплывшей капли в делениях шкалы;
, , – плотность воды, раствора ПАВ и нефти соответственно, кг/м3 ( = 1000 кг/м3, = 1010 кг/м3, =870 кг/м3).
По полученным значениям коэффициентов поверхностного натяжения ( , ) по формуле Лапласа вычислить значения капиллярных давлений по исходным данным табл. 5.l. Результаты сопоставить и сделать выводы.
Затем объемный расход меняется переключением редуктора и измеряется соответствующий этому расходу перепад давления. Измерения проводят при 10-15 режимах течения жидкости в капилляре либо в пористой среде.
Ниже приводятся основные технические характеристики установки конструкции УНИ:
Максимальное давление, МПа……………… ……………15
Температура нагрева исследуемой жидкости, °С……………………………………………….…………..от 15 до 80
Объемная скорость жидкости в капилляре и в пористой среде, см3/с……………………………………....от 7,22*10⁻8 до 0,333
Перепад давления на концах капилляра или пористой среды, кПа…………………………………..………….от 0,1 до 2*104
Точность измерения перепадов давления, кПа:
до 30 ……………………………………………………...0,05
от 30 до 1000 …………………………………………….0,80
от 1000 до 20000 ………………………………………...6,00
При ознакомлении с устройством действующей установки следует строго соблюдать следующие правила безопасности:

  1. необходимо убедиться в том, что электродвигатели установки, вакуумного насоса и термостата заземлены. Следует тщательно ознакомиться с устройством установки;

  2. перед включением установки в работу следует убедиться в правильности положений вентилей на всех узлах установки, а также в отсутствии посторонних предметов на вращающихся деталях;

Условные обозначения: М - масло; В - водный раствор хлористого кальция, Н - исследуемая нефть.



Рисунок 9.1 – Принципиальная схема установки для изучения реологических свойств и фильтрации аномально-вязких пластовых нефтей
Таблица 5.1
Таблица исходных данных



Наименование параметра



Значение параметра
варианты заданий

1

2

3

4

5

1. Краевой угол избирательного смачивания , град.
а) вода – порода
б) раствор ПАВ – порода

53
19

57
13

48
17

65
9

42
11

2. Радиус капилляра пористой среды r, мм

0,5;
0,1

0,15;
0,06

0,2;
0,03

0,3;
0,009

0,1;
0,05




    1. Вопросы для самоподготовки




  1. Какие в пласте существуют виды поверхности раздела?

  2. Чем объяснить наличие свободной поверхностной энергии на границе двух несмешивающихся фаз?

  3. Дайте определение коэффициенту поверхностного натяжения. Его размерность.

  4. Какие факторы влияют на коэффициент поверхностного натяжения?

  5. Перечислить методы определения величины поверхностного натяжения на границе раздела жидкость – жидкость, жидкость – газ.

  6. Назначение, устройство и принцип работы сталагмометра?





Достарыңызбен бөлісу:
1   ...   7   8   9   10   11   12   13   14   15




©engime.org 2024
әкімшілігінің қараңыз

    Басты бет