Свойства и классификация перекачиваемых жидкостей

Плотность р — одна из основных физических характеристик, численно равная массе единицы объема жидкости, выражается в кг/м³.

Давление р — величина, характеризующая интенсивность сил, действующих на единицу площади жидкости, выражается в паскалях (Па).

Вязкость (внутреннее трение) - свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению одной ее части относительно другой.

Количественно вязкость характеризуется значением величины, на­зываемой коэффициентом динамической вязкости г) — силой внут­реннего трения между соседними слоями жидкости, действующей на единицу площади слоя жидкости, выражается в Па*с.

Величину v = η/p называют кинематической вязкостью жидкости, измеряют ее в м²/с.

Водородный показатель рН жидкости — величина, характеризую­щая концентрацию ионов водорода в растворе. Численно равна от­рицательному десятичному логарифму концентрации ионов водоро­да рН = -lg [H]. При температуре 25°С в нейтральной среде рН = 7, в кислых средах рН<7, в щелочных рН>7.

Коэффициент растворимости газа в жидкости - безразмерная величина, характеризующая количество газа, растворяющегося в еди­нице массы или объема жидкости, при повышении давления на 9,8-10⁴ Па.

Газосодержание — величина, характеризующая содержание газо­вой фазы в жидкости, измеряется в объемных (массовых) долях.

Нефть по химическому составу представляет собой в основном смесь углеводородов и в зависимости от содержания отдельных компонентов подразделяется на легкую (плотность менее 900 кг/м³) и тяжелую (плотность свыше 900 кг/м³), причем, плотность нефти задана при +20 °С и атмосферном давлении.

В зависимости от содержания серы нефти делятся на малосер­нистые (серы до 0,5%); сернистые (серы от 0,51 до 2%) и высокосернистые (серы свыше 2 %), по содержанию парафина (твер­дых углеводородов)—на малопарафиновые (парафина менее 1,5%), парафиновые (от 1,5 до 6%) и высокопарафиновые (более 6 %).

Кроме нефтяного газа, парафина, серы в извлекаемой из продуктивного пласта нефти может также присутствовать пластовая вода, причем в процессе разработки месторождений содержание во­ди в добываемой продукции возрастает и может (на поздних эта­пах) достигнуть 90 % и более. В результате взаимного перемещения и диспергирования воды и нефти при движении их в скважине и по нефтесборным трубопроводам образуются эмульсии — смеси двух взаимно нерастворимых жидкостей, одна из которых диспер­гирована в другой в виде мелких капелек (глобул). Образование эмульсий нежелательно для работы насосов, так как их вязкость существенно выше, чем вязкость чистой нефти.

Пластовая вода, совместно с нефтью представляющая продук­цию нефтяных скважин, обычно содержит определенное количество растворенных минеральных солей и по степени минерализации под­разделяется на следующие группы: А - пресная (минерализация менее 1 г/л); Б - солоноватая (1—10 г/л); В - соленая (10— 50 г/л); Г - рассол (более 50 г/л).

Кроме минеральных солей (натрия, калия и магния) в пластовой воде могут содержаться также окислы железа, алюминия, крем­ния, взвешенных частиц, йод, бром, растворенные газы (углеводородные газы, углекислый газ, азот, сероводород и др.). Эти воды подразделены на два основных типа: а) щелочные или гидрокарбонатно-натриевые; б) хлоридно-кальциевые (жесткие).

Характерная особенность щелочных вод — высокий водородный показатель (рН>8) и незначительное количество ионов кальция. Основные компоненты таких вод — ионы Na; Cl; SO₄; НСОз и СОз.

В хлоридно-кальциевых водах содержится большое количество ионов натрия и хлора и незначительное ионов кальция и магния. В этих водах в отдельных случаях могут содержаться ионы железа. Водородный показатель для таких вод обычно составляет 4—6.