1. Общие сведения [1-9].

1.1. Состав и классификация флюидов углеводородных месторождений.

Пластовые флюиды углеводородных месторождений, добытые на поверхность, представляют собой сложную смесь органических и неорганических веществ, воды, а также меха­нических примесей.

К органическим веществам относят углеводороды и гетерорганические соединения.

На долю углерода приходится от 82 до 87 % мас.; водорода от 12 до 13 % мас.; а на до­лю reтepoaтомов от 1 до 5 % мас.

Углеводороды, в основном, представлены тремя гомологическими рядами: парафино­вые, нафтеновые и ароматические соединения.

Содержание парафиновых углеводородов колеблется от 20 до 50 % мас. Они характе­ризуются, по сравнению с другими гомологическими рядами, наименьшей плотностью в жид­ком состоянии и наименьшей температурой кипения при том же числе атомов углерода в моле­куле.

Содержание нафтеновых углеводородов изменяется от 30 до 50 % мас., а в отдельных случаях может достигать и 80 % мас. Они характеризуются промежуточными значениями плотности.

Содержание ароматических углеводородов находится в пределах от 15 до 20 % мас., хотя иногда достигает 35 % мас. Они xapaктеризуются наивысшей плотностью и температурой кипения.

Углеводороды принято подразделять по arpeгaтнoмy состоянию при стандаpтных условиях на газообразные, жидкие и твёрдые.

На долю газообразных приходится от нескольких десятых долей до 3 % мас.

Доля твёрдых веществ может достигать 5-6 и даже 8 % мас.

Более детальное деление углеводородов по агрегатному состоянию приведено в табл.l.

Таблица 1.

Характеристика агрегатного состояния при стандартных условиях природных смесей углеводородов в зависимости от соотношения в них углерода и водорода.

	Атомное соотношение	Массовое соотношение
Агрегатное состояние	Н:С	С:Н
Газообразное	4-2,5	3 - 4,8
Жидкое	2,5 -1,6	4,8 -7,5
Вязкотекучее	1,6-1,2	7,5 -10
Эластичное	1,2 -0,7	10-17
Твёрдое (уголь, кокс)	0,7 - 0,2	17 - 60

Гетероциклические соединения, в основном, представлены кислородными, сернистыми и азотистыми образованиями.

К кислородным соединениям относят нафтеновые кислоты и асфальтосмолистые вещества.

К сернистым соединениям относят мepкaптaны, сульфиды, дисульфиды, тиофены, тио­фаны, а также полициклические сернистые соединения разнообразной структуры.

Азотистые соединения представлены, в основном, гомологами пиридина, гидропири­дина и гидрохинона.

Доля асфальтосмолиcтых веществ может достигать 10 - 20 % мас.

Всю смесь органических веществ принято подразделять на низкомолекулярные (НМС) и высокомолекулярные соединения (ВМС). К ВМС относят соединения с молекулярной массой более 1000.

К неорганическим веществам, В основном, относят гелий, азот, сероводород, COS, CS₂, углекислый газ и минеральные соли. Последние могут присутствовать как в растворенном со­стоянии (водные растворы и соли нафтеновых кислот), так и в виде твёрдого коллоидного ве­щества. Наиболее распространены следующие типы солей: NaC1, СаСО_з, МgСО_з, CaS04. MgS0₄. Гораздо реже встречаются соли Ва, Fe, Аl, Sr и различные силикаты.

Содержание воды колеблется от О до 99,99 % мас., а её состав, в основном, определяет­ся растворёнными солями.

К механическим примесям относят частицы коллектора и продукты коррозии.

Кроме перечисленных компонентов добытые пластовые флюиды содержат металлоор­ганические соединения и реагенты, применяемые при нефтедобыче.

Мировая доля легкиx нефтей с плотностью до 870 кг/м^з (ст.усл.) колеблется в районе 60

% мас.

Мировая доля средних нефтей с плотностью от 871 до 910 кг/м^з (ст.усл.) составляет ве­личину порядка 31 % мас.

Наконец, мировая доля тяжелых нефтей с плотностью свыше 910 кr/м^з (ст.усл.) достигает 9 %мас.

Начало кипения нефтей обычно превышает 28 ОС.

Температура застывания изменяется от +30 ОС до - 60 Ос.

Теплоёмкость нефтей колеблется в интервале от 1,7 до 2, 1 кДж/кг ОС, а теплота сгора­ния достигает 43,7 - 46,2 МДж/кг.

Диэлектрическая проницаемость незначительна (2 - 2,5 Ом·1. см-1), а вот вяз­кость изменяется в широком диапазоне от (1,2 до 55)* 10-4 м²/с при 50⁰ С.

Температура вспышки колеблется от-35 оС (и даже ниже) до +120 ОС.

Условия размещения пластовых флюидов в природных системах изменяются в широких пределах:

по тeмпepaтype от 15 - 18 оС до 150 - 300 оС

по давлению от 2 - 3 МПа до 60 - 120 МПа.

Техногенные условия по давлению изменяются до атмосферного (и даже ниже),. а по

тeмпepaтype до условий окружающей среды (вплоть до - 60 оС).

1.2. Параметры углеводородных смесей.

1.2.1. Способы выражения составов смесей и связь между ними.

Различaют массовый, объёмный и мольный состав смесей.

Массовая доля (хi) компонента определяется отношением его массы (mi) в смеси к мас­се всей смеси (m): (1)

Объёмная доля (уi) компонента определяется отношением его объёма (Vi.) в смеси к объёму всей смеси (V):

(2)

Мольная доля (zi) компонента определяется отношением числа его молей (Ni) в смеси к общему числу молей смеси (N):

(3)

Разумеется:

(4)

Тогда:

(5)

(6)

(7)

где: Мi - молярная масса i - го компонента; – плотностьi - го компонента.

Уравнение (7) справедливо только для газа, давление которого слабо отличается от ат­мосферного.

При объединении газовых смесей, находящихся в условиях близких к стандартным или

нормальным, итоговая мольная доля компонента определяется уравнением (8):

(8)

где: z ij - мольная доля i - го компонента в j - ой смеси

V_j- oбъем j - ой смеси.

При объединении жидких смесей итоговая мольная концентрация компонента опреде­ляется по универсальному уравнению (9), спpаведливомy для любого агрегатного состояния:

(9)

где: nj - число молей j - ой жидкости.

При удалении из смеси части i - го комлонента, его оставшаяся концентрация может бьrrь определена по уравнению (10):

(10)

где: - количество удалённых молей i - го компонента.

1.2.2. Газосодержание смесей.

Газосодержание смеси (Го) определяется отношением объёма газа (Vг), выделяющегося из неё при однократном разгазировании в стандартных условиях, к объёму оставшейся жидкости (Vж):

(11)

Тогда:

Массовая доля ранее растворённого газа () может бьгть определена как:

(12)

где: - масса разгазированной жидкости;

- масса выделившегося газа;

- плотность газа в стандартных условиях;

- плотность жидкости в стандартных условиях.

Мольная доля ранее растворённого газа ()может быть определена по уравнению (1З):

(13)

где: - молярная масса газа;- молярная масса жидкости с растворенным газом.

Причём:

(14)

где: . - молярная масса жидкости.

из сопоставления уравнений (13) и (14) следует, что:

(15)

1.2.3. Плотность смесей.

Различают абсолютную и относительную плотность смесей.

Под абсолютной плотностью (р) понимают отношение массы смеси к занимаемому ей

объему в стандартных или нормальных условиях:

(16)

Под относитeльной плотностью понимают отношение абсолютной плотности к

плотности эталона., взятых при определённых условиях:

(17)

Для жидкостей эталоном является дистилированная вода, взятая при 1 атм и темпера­туре 4 оС,

либо 15,6 оС.

Для газов эталоном является воздух, взятый при cтaндapтных, либо нормальных условиях..

Для жидкостей наибольшее распространение получили: и

(18)

(19)

Для газов наибольшее распространение получила

(20)

Между относительными плотностями для жидкостей существует следующее соотношение:

(21)

где: β - температурная поправка, определяемая опытным путём.

Для нефтей значения поправки β приведены в табл.2.

Таблица 2.

Температуpные поправки β для нефтей

P_4_20 нефти	β	P_4_20 нефти	β
0,7000 - 0,7099	0,000897	0,8500- 0,8599	0,000699
0,7100-0,7199	0,000884	0,8600 - 0,8699	0,000686
0,7200 - 0,7299	0,000870	0,8700 - 0,8799	0,000673
0,7300 - 0,7399	0,000857	0,8800 - 0,8899	0,000660
0,7400 - 0,7499	0,000844	0,8900 - 0,8999	0,000647
0,7500 - 0,7599	0,000831	0,9000 - 0.9099	0.000633
0,7600 - 0,7699	0,000818	0,9100-0,9199	0,000620
0,7700 - 0,7799	0,000805	0,9200 - 0,9299	0,000607
0,7800 - 0.7899	0.000792	0,9300 - 0,9399	0,000594
0,7900 - 0,7999	0,000772	0,9400 - 0,9499	0,000581
0,8000 - 0.8099	0,000765	0,9500 - 0,9599	0,000567
0,8100 - 0,8199	0,000752	0,9600 - 0,9699	0,000554
0,8200 - 0,8299	0,000738	0,9700 - 0,9799	0,000541
0.8300 - 0,8399	0,000725	0.9800 - 0,9899	0.000522
08400 - 0,8499	0000712	0,9900 - 0,9999	0,000515

Относительная плотность узких нефтяных фракций (10 - 20 градусных) может бьrrь рассчитана

по формуле: (22)

где: tср.об. - средняя температура, при которой испаряется 50 % объёма фракции;

α и n - эмпирические коэффициенты.

Для парафинистых нефтей : α =0,736 n =0,13

для сернистых нефтей: α = 0,722 n = 0,159

Пересчёт относительных плотностей жидкостей на другую температуру в интервале 0 - ­150 оС можно осуществлять по уравнению Д. И. Менделеева:

(23)

При более высоких темпеpaтypaх и давлениях до 15 атм используют номограммы (рис. 1 и 2). При более высоких давлениях берётся поправка, определяемая по рис.3.

Рнс. 1. Зависимость плотность - температура для жндких нефтяных фракцнй при посто­янном давлении (область низких плотностей).

Пересчет абсолютной плотности жидкостей на другую температуру в интервале 10 - ­120 оС можно осуществить по уравнению:

(24)

Рис.2. Зависимость плотность - тeмnepaтypa для жидких нефтяных фракций при посто­янном давлении (область высоких давлений).

Причём, температурную поправку β в этом случае рекомендуется находить по уравнению:

(25)

Абсолютная плотность жидких смесей может быть найдена как:

(26)

Относительная плотность жидких смесей может быть определена по уравнению:

(27)g

Рис.3. Поправка на давление к плотности жидких нефтяных фракций.

При нормальных условиях относительную плотность газа можно найти как:

(28)

При нормальных условиях абсолютную плотность газа можно определить по уравнению:

(29)

При произвольных давлениях и темперaтypах абсолютную плотность газа можно опре­делить по уравнению:

(30)

Где: Р - давление газа.

При растворении в навеске нефти газа. первоначальный объём, занимаемый ей (Vн), увеличивается. а. значит, плотность гaзoнасыщенной нефти понижается:

(31)

где:

V нг - объём гaзoнасыщенной нефти;

λнг - коэффициент изменения объёма нефти из - за изменения её газонасыщенности.

(32)

или:

(33)

где:

ρгк - кажущаяся плотность газа, растворённого в нефти.

При этом. нефть, с растворённым в ней газом. при постоянном давлении и температуре, рассматривают как раствор. подчиняющийся правилу аддитивности:

(34)

где: - плотность нефти в условиях газонасыщения.

В результате, объёмный коэффициент нефти (b) можно рассчитать по формуле:

где: P - общее давление в системе, МПа; t - температура. оС.

Для нефтей в пластовых условиях:

(36)

Таким образом:

(37)

Разумеется. формулы (35) - (37) справедливы до тех пор. пока Р<= Рнас

где: Рнас - давление насыщения.

Влияние тeмпepaтypы на давление насыщения можно оценить по эмпирической формуле:

(38)

где:

(39)

где:

ZСH4 и ZN2 - берутся в стандартных условиях.

1.2.4. Молекулярная масса нефти.

Молекулярная масса нефти после её однократного разгазирования до стандартных ус­ловий может быть найдена по уравнению Менделеева - Клайперона:

(40)

где:

μн - динамическая вязкость нефти в мПа·с.

Неплохие результаты даёт также формула Крего:

(41)

Можно воспользоваться и зависимостью Войнова:

(42)

где: t – среднемолекулярная тeмпepaтypa кипения фракции;

а, b и с – эмпирические коэффициенты.

Например, для парафиновых углеводородов: а=60; b=0,3; с=0,001

Формула Войнова для фракций, выкипающих до 350 оС, была уточнена Эйгенсоном:

Мн = (7* К - 21,5)+ (0,76 - 0,04· К). t + (0,0003* К - 0,00245). t² (43)

где: К - характеристический фактор (см. ниже).

Для более тяжелых фракций можно воспользоваться рис.4.

Среднюю молекулярную массу смеси можно определить по формуле:

(44)

Рис4. Номограмма для определения молекулярной массы нефтяных фракций в зависимости от

вязкости

или:

(45)

Молекулярную массу газонасыщенной нефти можно рассчитать по формулам:

,если

(46)

, если

где: μнг - вязкость динамическая гaзoнасыщенной нефти.

Неплохие результаты дает и двухпараметрическая формула:

(47)

или:

(48)

1.2.5. Давление насыщенных паров.

Давление насыщенных паров (ДНП) - это давление, производимое паровой фазой, ко­торая находится в равновесии с жидкостью при определённой тeмпepaтype.

ДНП индивидуального вещества зависит только от температypы. А вот для нефти, ДНП зависит не только от темпepaтypы, но и от состава паровой и жидкой фаз и их соотношения.

Определить ДНП можно по номограммам (рис.5 и 6).

Рис 5. Номограмма (график Кокса) для определения ДНП углеводородов и воды при

различных темпepaтypax..

Для узких нефтяных фракций можно воспользоваться формулой Ашворта:

(49)

где:

(50)

Готовые значения функции f(Т) можно взять из табл.З.

Табл.3

Значения функции f(Т)

Температура,	f(Т)	Температура,	f(T)	Температура,	f(T)	Температypа,	f(T)
оС		оС		оС		оС
-40	12,122	100	5,595	240	3,144	380	1.952
-30	11,363	110	5,343	250	3,031	390	1,891
-20	10,699	120	5,107	260	2,924	400	1,832
-10	10,031	130	4,885	270	2,821	410	1,776
О	9,448	140	4,677	280	2,724	420	1,721
10	8,914	150	4,480	290	2,630	430	1,668
20	8.421	160	4,297	300	2,542	440	1,618
30	7,967	170	4,124	310	2,456	450	1,569
40	7,548	180	3,959	320	2,375	460	1,521
50	7,160	190	3,804	330	2;197	470	1,476
60	6,800	200	3,658	340	2,222	480	1,432
70	6,660	210	3,519	350	2,150	490	1,339
80	6,]55	220	3,387	360	2,082	500	1,348
90	5,866	230	3,263	370	2,005	-	-

Рис.б. Номограмма для определения температуры кипения нефтепродуктов в зависимости от

давления.

1.2.6. Вязкоcть углеводородных смесей.

Для однофазных ньютоновских жидкостей различают динамическую (μ), кинематиче­скую (ν) и

условную вязкость (оВУ) .

Динамическая вязкость представляет собой коэффициент пропорциональноcти в вязкостном законе Ньютона:

(51)

где:

τ - касательное напряжение сдвига;

- градиент скорости жидкости по радиусу.

Кинематическая вязкость представляет собой отношение динамической вязкости к плотности жидкости:

(52)

Под условной вязкостью понимают отношение длительности истечения 200 мл испытуемой жидкости из стандартного вискозиметра при некой температуре к длительности истече­ния того же количества дистиллированной воды при 20 оС.

Условная вязкость может быть пересчитана в кинематическую с помощью табл.4.

Для перевода больших значений вязкости (выше 16 оВУ) рекомендуется пользоваться формулой:

(53)

Для однофазных ньютоновских жидкостей все три рассмотренные вязкости являются функцией только температуры и давления.

До 245 атм зависимость вязкости от давления прямолинейна (54), а затем постепенно переходит в степенную зависимость:

(54)

где: μ 0 - динамическая вязкость при атмосферном давлении; р- избытoчное давление в Па;

α - постоянная (= 0,001).

Зависимость вязкости углеводородной жидкости от температуры описывается целым рядом зависимостей:

Филонова:

(55)

где: v* - известная кинематическая вязкость при температуре t*.;

u - коэффициент крутизны вискограммы данной жидкости (берётся из справочника).

Табл.4

Таблица перевода единиц кинематической вязкости v (мм²/с) в условную (оВУ)

	v	оВУ	v	оВУ	v	оВУ	v	оВУ	v	оВУ	v	оВУ	v	оВУ	v	оВУ
	1,00	1,00	6,20	1,50	11,8	2,03	22,2	3,22	32,6	4,54	43,2	5,92	53,8	7,30	64,4	8,71
	1,10	1,01	6,30	1,51	12,0	2,05	22,4	3,24	32,8	4,56	43,4	5,95	54,0	7,33	64,6	8,74
	1,20	1,02	6,40	1,52	12,2	2,07	22,6	3,27	33,0	4,59	43,6	5,97	54,2	7,35	64,8	8,77
	1,30	1,03	6,50	1,53	12,4	2,09	22,8	3,29	33,2	4,61	43,8	6,00	54,4	7,38	65,0	8,80
	1,40	1,04	6,60	1,54	12,6	2,11	23,0	3,31	33,4	4,64	44,0	6,02	54,6	7,41	65,2	8,82
	1,50	1,05	6,70	1,55	12,8	2,13	23,2	3,34	33,6	4,66	44,2	6,05	54,8	7,44	65,4	8,86
	1,60	1,06	6,80	1,56	13,0	2,15	23,4	3,36	33,8	4,69	44,4	6,08	55,0	7,47	65,6	8,87
	1,70	1,07	6,90	1,56	13,2	2,17	23,6	3,39	34,0	4,72	44,6	6,10	55,2	7,49	65,8	8,90-
	1,80	1,08	7,00	1,57	13,4	2,19	23,8	3,41	34,2	4,74	44,8	6,13	55,4	7,52	66,0	8,93
	1,90	1,09	7,10	1,58	13,6	2,21	24,0	3,43	34,4	4,77	45,0	6,16	55,6	7,55	66,2	8,95
	2,00	1,10	7,20	1,59	13,8	2,24	24,2	3,46	34,6	4,79	45,2	6,18	55,8	7,57	66,4	8,98
	2,10	1,11	7,30	1,60	14,0	2,26	24,4	3,48	34,8	4,82	45,4	6,21	56,0	7,60	66,6	9,00
	2,20	1,12	7,40	1,61	14,2	2,28	24,6	3,51	35,0	4,85	45,6	6,23	56,2	7,62	66,8	9,03
	2,30	1,13	7,50	1,62	14,4	2,30	24,8	3,53	35,2	4,87	45,8	6,26	56,4	7,65	67,0	9,06
	2,40	1,14	7,60	1,63	14,6	2,33	25,0	3,56	35,4	4,90	46,0	6,28	56,6	7,68	67,2	9,08
	2,50	1,15	7,70	1,64	14,8	2,35	25,2	3,58	35,6	4,92	46,2	6,31	56,8	7,70	67,4	9,11
	2,60	1,16	7,80	1,65	15,0	2,37	25,4	3,61	35,8	4,95	46,4	6,34	51,0	7,73	67,6	9,14
	2,70	1,17	7,90	1,65	15,2	2,39	25,6	3,63	36,0	4,98	46,6	6,36	57,2	7,75	67,8	9,17
	2,80	1,18	8,00	1,67	15,4	2,42	25,8	3,66	36,2	5,00	46,8	6,39	57,4	7,78	68,0	9,20
	2,90	1,19	8,10	1,68	15,6	2,44	26,0	3,68	36,4	5,03	47,0	6,42	57,6	7,81	68,2	9,22
	3,00	1,20	8,20	1,69	15,8	2,46	26,2	3,70	36,6	5,05	47,2	6,44	57,8	7,83	68,4	9,25
	3,10	1,21	8,30	1,70	16,0	2,48	26,4	3,72	36,8	5,08	47,4	6,47	58,0	7,86	68,6	9,28
	3,20	1,21	8,40	1,71	16,2	2,51	26,6	3,76	37,0	5,11	47,6	6,49	58,2	7,88	68,8	9,31
	3,30	1,22	8,50	1,72	16,4	2,53	26,8	3,78	37,2	5,13	47,8	6,52	58,4	7,91	69,0	9,34
	3,40	1,23	8,60	1,73	16,6	2,55	27,0	3,81	37,4	5,16	48,0	6,55	58,6	7,94	69,2	9,36
	3,50	1,24	8,70	1,73	16,8	2,58	27,2	3,83	37,6	5,18	48,2	6,57	58,8	7,97	69,4	9,39
	3,60	1,25	8,80	1,74	17,0	2,60	27,4	3,86	37,8	5,21	48,4	6,60	59,0	8,00	69,6	9,42
	3,70	1,26	8,90	1,75	17,2	2,62	27,6	3,89	38,0	5,24	48,6	6,62	59,2	8,02	69,8	9,45
	3,80	1,27	9,00	1,76	17,4	2,66	27,8	3,92	38,2	5,26	48,8	6,65	59,4	8,05	70,0	9.49
	3,90	1,28	9,10	1,77	17,6	2,67	28,0	3,95	38,4	5,29	49,0	6,58	59,6	8,06	70,2	9,50
	4,00	1,29	9,20	1,78	17,8	2,69	28,2	3,97	38,6	5,31	49,2	6,70	59,8	8,10	70,4	9,53
	4,10	1,30	9,30	1,79	18,0	2,72	28,4	4,00	38,8	5,34	49,4	6,73	60,0	8,13	70,6	9,55
	4,20	1,31	9,40	1,80	18,2	2,74	28,6	4,02	39,0	5,37	49,6	6,76	60,2	8,15	70,8	9,58
	4,30	1,32	9,50	1,81	18,4	2,76	28,8	4,05	39,2	5,39	49,8	6,78	60,4	8,18	71,0	9,61
	4,40	1,33	9,60	1,82	18,6	2,79	29,0	4,07	39,4	5,42	50,0	6,81	60,6	8,21	71,2	9,63
	4,50	1,34	9,70	1,83	18,8	2,81	29,2	4,10	39,6	5,44	50,2	6,83	60,8	8,23	71,4	9,66
	4,60	1,35	9,80	1,84	19,0	2,83	29,4	4,12	39,8	5,47	50,4	6,86	61,0	8,25	71,6	9,69
	4,70	1,36	9,90	1,85	19,2	2,86	29,6	4,15	40,0	5,50	50,6	6,89	61,2	8,28	71,8	9,72
	4,80	1,37	10,0	1,86	19,4	2,88	29,8	4,17	40,2	5,52	50,8	6,91	61,4	8,31	72,0	9,75
	4,90	1,38	10,1	1,87	19,6	2,90	30,0	4,20	40,4	5,54	51,0	6,94	61,6	8,34	72,2	9,77
	5,00	1,39	10,2	1,88	19,8	2,92	30,2	4,22	40,6	5,57	51,2	6,96	61,8	8,37	72,4	9,80
	5,10	1,40	10,3	1,89	20,0	2,95	30,4	4,25	40,8	5,60	51,4	6,99	62,0	8,40	72,6	9,82
	5,20	1,41	10,4	1,90	20,2	2,97	30,6	4,27	41,0	5,63	51,6	7,02	62,2	8,42	72,8	9,85
	5,30	1,42	10,5	1,91	20,4	2,99	30,8	4,30	41,2	5,65	51,8	7,04	62,4	8,45	73,О	9,88
	5,40	1,42	10,6	1,92	20,6	3,02	31,0	4,33	41,4	5,68	52,0	7,07	62,5	8,48	73,2	9,90
	5,50	1,43	10,7	1,93	20,8	3,04	31,2	4,35	41,6	5,70	52,2	7,09	62,8	8,50	73,4	9,93
	5,60	1,44	10,8	1,94	21,0	3,07	31,4	4,38	41,8	5,73	52,4	7,12	63,0	8,53	73,6	9,95
	5.70	1,45	10,9	1,95	21,2	3,09	31,6	4,41	42,0	5,78	52,6	7,15	63,2	8,55	73,8	9,99
	5,80	1,46	11,0	1,96	21,4	3,12	31,8	4,43	42,2	5,78	52,8	7,17	63,4	8,58	74,0	10,0
	5.90	1,47	11,2	1,98	21,6	3,14	32,0	4,46	42,4	5,81	53,0	7,20	63,6	8,60	74,2	10,0
	6,00	1,48	11,4	2,00	21,8	3,17	32,2	4,47	42,6	5,ц	53,2	7,22	63,8	8,63	74,4	10,0
	6,10	1,49	1 ],6	2,01	22,0	3,19	32,4	4,51	42,8	5,86	53,4	7,25	64,0	8,66	74,6	10,0
I									43,0	5,89	536	728	642	868	748	10,1

(56)

где:

(57)

α и с - эмпирические коэффициенты

Причем, если μ>= 1000 мПа c, то:

с= 10 l/мПа'c, а α= 2,52 *10-3 1/оС

если 10<μ< 1000 мПа c, то:

с= 100 l/мПа c, а α= 1,44*10-3 1/оС

если μ<10 мПа с, то:

с = 1000 l/мПа с, а α = 0,76*10-3 1/оС

Если известны два значения вязкости при разных температyрах, то можно воспользо­ваться уравнением Вальтера:

lg (58)

где:

αl и α2 - эмпирические коэффициенты, которые надо предварительно найти, решив систему уравнений из двух равенств (58) с известными вязкостями и темпepaтypaми.

Неплохие результаты дает выражение:

(59)

При отсутствии экспериментaльных данных для ориентировочныx оценок вязкости нефти при 20 оС и атмосферном давлении можно воспользоваться следующими формулами:

Если 845 < Рн < 924 кг/м³:

(60)

Если 780 < Р_н < 845 кг/м.куб:

(61)

Характер зависимости вязкости углеводородных смесей от температуры принято ха­рактеризовать так называемым индексом вязкости (ИВ) и вязкостно-массовой константой (ВМК).

Чем выше ИВ или ниже ВМК, тем меньше вязкость нефти меняется с температурой.

ИВ удобно находить по номограмме, изображенной на рис.7.

Рис.7. Номограмма для определения индекса вязкости.

ВМК - удобно находить по формуле Пинкевича:

(62)

где- кинематическая вязкость при 100⁰С в мм²/с.

Вязкость не подчиняется правилу аддитивности, поэтому для определения вязкости углеводородных смесей приходится пользоваться номограммой, изображенной на рис.8.

Однофазные нeньютоновские жидкости характеризуются так называемой эффективной или кажущейся вязкостью (μ3 ), которая зависит не только от температуры и давления, но и от свойств самой жидкости.

Например, для вязко - пластичной жидкости:

(63)

где: μпл- пластичная вязкость.

Рис.8. Номограмма для определения вязкости углеводородных смесей.

Вязкость газонасыщенной нефти при давлении насыщения (μ_s) можно рассчитать по

формуле Чью и Коннели:

(64)

где:

μs - вязкость газонасыщенной нефти при температуре (t);

μt - вязкость разгазированной нефти при температуре (t);

А и В - эмпирические коэффициенты.

А= еxp[(12,4 *10-3*Го - 8,576 )*10-3*Го] (65)

B= ехр[(8,02 *10-3 *Го – 4,631)*10-3 *Го] (66)

Вязкость эмульсии, в основном, определяется вязкостью дисперсионной среды (μ_A•_c),

температурой, концентрацией дисперсной фазы (φ д.ф) и степенью ее дисперсности и не явля-

естся аддитивной величиной.

Существует множество формул для pacчeтa вязкости эмульсий, взятых при определенной температуре.

Например:

Формула Эйнштейна:

μэ = μ_д._с .(1 + 2,5· φд.ф.) (67)

Которая справедлива при φд.ф. <= 15 % об.;

Формула Броутона - Сквайрса:

(68)

гдс: к и с - константы, устанавливаемые опытным путём.

Данная формула справедлива при φ д.ф.<=50 % об.

Неплохие результаты дает формула Монсона:

(69)

которая справедлива при φд.ф.<= 70 % об.

Для прямых и обратных водо-нефтяных эмульсий зависимость вязкости от концен­трации дисперсной фазы приведена на рис. 9.

РИС.9. Зависимость вязкости водо-нефтяных эмульсий от содержания дисперсной фазы

1,2 – обратная эмульсия; 3.4 –прямая эмульсия. 1,3 – эмульсия при температуре t1; 2,4 – эмульсия при температуре t2, причём t2 > t1, φин.об.(пр)-точка инверсии обратной или прямой эмульсии..

Для обратных и прямых эмульсий зависимость вязкости от температуры обратно пропорциональна.

Для обратных эмульсий вязкость в диапазоне концентраций дисперсной фазы от 0 до 40 % об. увеличивается - в 3 раза, а для прямых эмульсий - в 50 раз, но абсолютные значения вяз­кости для обратных эмульсий всегда существенно выше чем для прямых при одних и тех же значениях концентрации дисперсной фазы.

Для обратных эмульсий в районе концентраций дисперсной фазы порядка 74,6 % об.

происходит самопроизвольное превращение эмульсии в прямую. Данная точка получила назва­ние - точка инверсии фаз обратных эмульсий (φин.об.). Вязкость эмульсии, непрерывно нараставшая до этого, начинает стремительно убывать.

Для прямых эмульсий точка инверсии (φин.пр.) выражена менее отчетливо и находится

в более широком интервале концентрации дисперсной фазы; от φд.ф.= 0,35 до φд.ф.= 0,45.

После инверсии фаз вязкость эмульсии сначала резко нарастает, практически сравниваясь с вязкостью обратных эмульсий, а затем плавно убывает, превышая по абсолютным значeниям обратные эмульсии.

Разбавленные суспензии являются ньютоновскими жидкостями, их вязкость мало отли­чается от вязкости среды и линейно возрастает с ростом концентрации дисперсной фазы со­гласно закона Эйнштейна:

η=ηs·(1+2,5φ) (70)

где:

η -вязкость суспензии;

ηs- вязкость дисперсной среды;

φ - содержание дисперсной фазы (сферические частицы).

1..2.7. Критические параметры и приведенные константы.

Критическая температура вещества - это температура, выше которой вещество может находиться только в газообразном состоянии при любом давлении.

Критическое давление вещества - это давление насыщенных паров вещества при критической температуре.

Критический объём -- это удельный объем, занимаемый веществом при критической температуре и крити-ческом давлении.

Критические параметры индивидуальных веществ определяются экспериментально и приводятся в справочниках.

Критические параметры углеводородных смесей часто нaзывают псевдокритическими и определяют либо по графикам (Рис.10 - 14), либо по эмпирическим формулам (71 - 75).

Рис. 10. График для определения критической температуры газов.

Рис.11. График для определения критического давления газов.

Рис.12. График для определения критической температуры нефтяных фракций

Рис.l3. График для определения псевдокритических параметров нефтяных фракций с различным характеризующим фактором К.

Рис.14. График для определения критических температур и давлений нефтепродуктов

разной плотности

Т кр == 355,1 + 0,97 . а - 0,00049 . а^ 2 (71)

Р == К·( Т_кр /М)*10^5 (72)

где:

(73)

(74)

Для нафтеновых углеводородов К = 6; для ароматических К = 6,5 - 7,0; для парафино­вых К = 5,0 - 5,3; нефтепродукты прямой перегонки = 6,3 - 6,4; крекинг - керосинов К = 6,8­ - 7,0.

T.ср.мол - среднемолекулярная температура кипения (приближенно можно взять темпера­туру 50 % точки разгона).

и - температуры 70 и 10 % отгона по кривой разгонок.

tк_p == 1,05· t_сp + 160 (75)

где:

tсp - средняя температура кипения нефтяной фракции, оС.

Приведенной температурой (Тпр) называют отношение температуры вещества (Т) к его критической температуре:

(76)

Приведённым давлением (Рпр) называют отношение давления вещества (Р) к его критическому давлению:

(77)