МАРК РЕГНЕРУС ДОСЛІДЖЕННЯ: Наскільки відрізняються діти, які виросли в одностатевих союзах
РЕЗОЛЮЦІЯ: Громадського обговорення навчальної програми статевого виховання ЧОМУ ФОНД ОЛЕНИ ПІНЧУК І МОЗ УКРАЇНИ ПРОПАГУЮТЬ "СЕКСУАЛЬНІ УРОКИ" ЕКЗИСТЕНЦІЙНО-ПСИХОЛОГІЧНІ ОСНОВИ ПОРУШЕННЯ СТАТЕВОЇ ІДЕНТИЧНОСТІ ПІДЛІТКІВ Батьківський, громадянський рух в Україні закликає МОН зупинити тотальну сексуалізацію дітей і підлітків Відкрите звернення Міністру освіти й науки України - Гриневич Лілії Михайлівні Представництво українського жіноцтва в ООН: низький рівень культури спілкування в соціальних мережах Гендерна антидискримінаційна експертиза може зробити нас моральними рабами ЛІВИЙ МАРКСИЗМ У НОВИХ ПІДРУЧНИКАХ ДЛЯ ШКОЛЯРІВ ВІДКРИТА ЗАЯВА на підтримку позиції Ганни Турчинової та права кожної людини на свободу думки, світогляду та вираження поглядів Контакти
Тлумачний словник |
|
||||||||||
Коефіцієнт об’ємного стиснення нафтиФізичні властивості пластових флюїдів Фізичні властивості нафти − густина, коефіцієнт об’ємного стиснення, реологічні властивості та ін. Густина нафти − один із головних показників її товарної якості. Густина нафти визначається її складом і при стандартних умовах (температурі 20 °С і атмосферному тиску) перебуває у межах 760−1000 кг/м3. Рідко зустрічаються нафти з густиною, що виходить за ці межі. Густину нафти в лабораторних умовах вимірюють за допомогою нафтоденсиметрів і пікнометрів при стандартних умовах. Вимірювання густини пікнометрами є точнішим. Через те, що нафта містить розчинені гази в пластових умовах, її густина менша, ніж на поверхні. . (4.1) b змінюється в межах (4¸70)×10-10 Па-1. Стисливість нафти в значній мірі залежить від температури, тиску і кількості розчиненого газу. Реологічні властивості нафти характеризують залежність між деформаціями і напруженнями зсуву при її течії. Найуживанішими реологічними моделями, що описують течію нафт, є моделі Ньютона ; (4.2) Освальда ; (4.3) Шведова − Бінгама , (4.4) де t − напруження зсуву; − градієнт швидкості зсуву; t0, h − динамічне напруження зсуву і в’язкість рідини; k, n − міра консистенції і показник нелінійності рідини. Рідина Освальда з показником нелінійності n <1 називається псевдопластичною, а із n>1 − дилатантною. Механічні моделі та графіки реологічних моделей Ньютона і Шведова- Бінгама показані на рис. 4.1, а графік реологічної моделі Оствальда − на рис. 4.2. Нафти у реологічному відношенні в більшості випадків описуються рівнянням Ньютона. Наявність у складі нафти твердих парафінів, асфальти стих та інших речовин надає їм в’язкопластичних і в’яхзкопружних властивостей. Залежно від складу реологічні властивості нафти змінюються в широких межах (наприклад, в’язкість від 0,001 Па·с до 0,15 Па·с і більше). На реологічні властивості нафти суттєво впливають тиск і особливо температура. З підвищенням температури реологічні властивості нафти зменшуються. Реологічні властивості нафти вимірюють віскозиметрами ротаційного або капілярного типів. Реологічні властивості нафт у пластових умовах визначають на спеціальних віскозиметрах або установках, які моделюють пластові температури і тиски. Теплофізичні властивості нафти: питома теплоємність с=1884¸2763 Дж/(кг·К); Коефіцієнт теплопровідності l=0,01¸1,16 Вт/(м·К); коефіцієнт температуропровідності а=(0,12¸0,55)×10-4 м2/с; коефіцієнт теплового температурного розширення bт=(0,58¸1,27)×10-3 1/К. Із підвищенням температури коефіцієнт температурного розширення зростає. Для нафти з більшою густиною коефіцієнт bт менший. Нафта є діелектриком, тобто не проводить електричний струм. Фізичні властивості нафти можуть змінюватися як з глибиною покладу, так і по його площі. Фізичні властивості природного газу залежать від його хімічного складу і умов залягання (температура, тиск). Зв’язок між густиною газу і його молярною масою m, тиском р та температурою Т визначається рівнянням стану реального газу , (4.5) де R − універсальна газова стала (R= 8,3144 Дж/(моль·К); − коефіцієнт надстисливості газу. Молярна маса природного газу знаходиться як для суміші газів: , (4.6) де m молярна маса і-го компонента газу; уі=n/Snі − молярна частка і-го компонента газу; nі − кількість молів і-го компонента газу в суміші. Коефіцієнт надстисливості газу визначається за допомогою емпіричних графіків Брауна - Катца в залежності від приведених тиску і температури. Розчинність газів сг у рідині, яка визначається відношенням об’єму газу Vго при нормальних умовах до об’єму рідини Vр при постійній температурі і незначних змінах тиску прямо пропорційна абсолютному тиску р газу над поверхнею (закон Генрі) , (4.7) де a − коефіцієнт розчинності. У загальному випадку коефіцієнт розчинності газу може суттєво змінюватися при збільшенні тиску, підвищенні температури та інших факторах, що сприяють процесу розчинення. За таких умов закон Генрі порушується. Розчинність газів у суспензіях, як правило, зменшується із підвищенням концентрації інших розчинених речовин. За даними Р.Г. Ахмадаєвої розчинність метану у воді при наявності NaCl зменшується в 2−3 рази. Досліди А.М. Левіна показали, що коефіцієнт розчинності вуглеводневих газів у глинистій суспензії дещо менший, ніж у воді. Це зумовлено меншою кількістю води в суспензії та її адсорбцією глинистими частинками. За даними Т.П. Софронової і Т.П. Жуче, коефіцієнт розчинності компонентів природних газів у нафті в залежності від тиску може збільшуватися і зменшуватися. Встановлено, що розчинність газів збільшується із підвищенням вмісту в нафті парафінових вуглеводнів і зменшується при високому вмісті вуглеводнів. Відзначається також, що на розчинність газів у нафті природа газів впливає в більшій мірі, ніж склад нафти. З підвищенням температури розчинність вуглеводневих газів у нафті зменшується. Коефіцієнт розчинності природних газів у нафті змінюється в широких межах і досягає (4¸5)×10-5 Па-1. Кількість розчиненого у нафті газу характеризують газовмістом нафти G, під яким розуміють виділений із одиниці об’єму пластової нафти об’єм газу при зниженні тиску і температури до стандартних умов (атмосферний тиск і температура 20°С), тобто , (4.8) де Vг − об’єм виділеного газу в стандартних умовах із об’єму нафти Vн у пластових умовах. Ступінь насиченості нафти газом характеризують тиском насичення, під яким розуміють максимальний тиск, при якому газ починає виділятись із нафти при її ізотермічному розширенні. В’язкість природних газів у значній мірі залежить від їх тиску і температури . В інженерних розрахунках в’язкість природного газу може бути прийнята рівною в’язкості метану за умови, що вміст важких вуглеводнів не перевищує 10 %. Фізичні властивості пластових вод суттєво залежать від виду води (вільна чи зв’язана), ступеня мінералізації, розчинності газу, умов залягання (тиск і температура) та інших факторів. Густина пластових вод залежить від ступеня мінералізації і може змінюватися від 1000 кг/м3 (прісна вода) до 1450 кг/м3 (при концентрації солей 643 кг/м3). У технічних розрахунках, якщо нема даних про мінералізацію, приймають густину води рівною 1100 кг/м3. В’язкість пластових вод із підвищенням концентрації розчинених солей збільшується. Зростання температури зменшує в’язкість пластових вод (наприклад, із зростанням температури від 5 °С до 80 °С в’язкість води зменшується більш ніж вчетверо). Збільшення тиску призводить до незначного підвищення в’язкості. Коефіцієнт об’ємного стиснення з підвищенням тиску зменшується, а температури − збільшується. Характер впливу тиску і температури на коефіцієнт теплового розширення аналогічний. Нижче подамо фізичні властивості чистої води при атмосферному тиску (0,102 МПа) і температурі +5 °С: − в’язкість h =0,0015 Па·с; − коефіцієнт об’ємного стиснення b =4,9·10-10 Па-1; − коефіцієнт теплового розширення bт =1,0·10-5 К-1; − поверхневий натяг s =7,84·10-2 Дж/м2; − швидкість поширення звуку а0 = 1425 м/с; − питома теплоємність с =4,2·103Дж/(кг·К); − коефіцієнт теплопровідності l =0,564 Дж/ (м·с·К); − коефіцієнт температуропровідності а =1,34·10-7 м2/с.
Читайте також:
|
|||||||||||
|