Доцент кафедри розробки та експлуатації нафтових і газових родовищ Ю. В. Марчук ЗМІСТ Стор

Скачати 1.01 Mb.

Назва	Доцент кафедри розробки та експлуатації нафтових і газових родовищ Ю. В. Марчук ЗМІСТ Стор
Сторінка	5/7
Дата	18.04.2013
Розмір	1.01 Mb.
Тип	Документи

bibl.com.ua > Фізика > Документи

1 2 3 4 5 6 7

5.8 Список літератури
5.8.1 Петров А.И. Глубинные приборы для исследования скважин. – М.: Недра, 1980. – 224 с.

5.8.2 Требин Ф.А. Добыча природного газа.  М.: Недра, 1976.  368 с.

5.8.3 Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин./ Под ред. Г.А.Зотова, З.С.Алиева.  М : Недра, 1980. – 301 с.

ЛАБОРАТОРНА РОБОТА № 6
ВИВЧЕННЯ УСТАНОВок та приладів

ДЛЯ ДОСЛІДЖЕННЯ ВЛАСТИВОСТЕЙ

ПЛАСТОВИХ НАФТ

6.1 Мета роботи:
вивчити установку АСМ-300М для дослідження нафт в пластових умовах, ознайомитись з установкою УДПН-2 для дослідження пластових нафт, а також з глибинними авто-номними приладами для оперативного вимірювання окремих параметрів пластової нафти (експансиметром, сатуриметром, пікнометром, тріометром).

6.2 Теоретична частина

6.2.1 Установки для дослідження проб пластових

нафт
Для визначення параметрів пластових нафт розроблено і створено багато лабораторних установок і комплексів при-ладів. Однією з таких установок є установка АСМ-300М.

Установка АСМ-300М призначена для проведення досліджень з визначення в’язкості пластової нафти, залежності “тиск-об’єм” газонафтових сумішей при різних температурах (Р, V, T  відношення) і дослідження процесів розгазування проб нафт при різних температурах. За даними цих дослідів можна визначити тиск насичення нафти газом, коефіцієнт стисливості, об’ємний коефіцієнт і усадку нафти, коефіцієнт розчинності газу в нафті при пластовому тиску і температурі. Схема установки АСМ-300М показана на рис. 6.1.

Установка складається з: вимірювального преса 1, віскозиметра високого тиску 3, підсилювача 2, вакуум-пастки 5, вакуумного насоса 6, пробовідбірника 7, термостата 10, напір-ного бачка 11, рідинного насоса 13, проміжної ємності 14. Для вимірювання тиску і вакууму установка обладнана мано-метрами 9 і 12 та вакуумметром 4.

1 – вимірювальний прес; 2 – підсилювач (до віскозиметра ВВТУ); 3 – віскозиметр ВВТУ; 4 – вакуумметр; 5 – вакуум-пастка; 6 – вакуум-насос; 7 – пробовідбірник; 8 – качалка для розгойдування пробо-відбірника; 9 – манометр; 10 – термостат; 11 – напір-ний бачок; 12 – манометр; 13 – насос рідинний;

14 – проміжна ємність

Рисунок 6.1 – Схема установки АСМ - 300М для дослідження

глибинних проб нафти
Для керування та автоматичного регулювання до-сліджуваних процесів апаратура облаштована блоком авто-матики та регулювання, тобто комплексом пускорегулювальної апаратури, до складу якої входять реле, магнітні пускачі, варіатор, запобіжники. Блок керування розташований на спеціальному щиті та являє собою панель, на якій змонтовані пристрої (кнопки керування, вимикачі та ін.) і сигнальна апаратура. проба в пресі перемішується мішалкою з електромагнітним приводом. Напруга подається на статор приводу мішалки через варіатор (автотрансформатор ЛАТР).

Основним елементом установки є вимірювальний прес 1 (див. рис. 6.1), що являє собою товстостінний циліндр, в якому рухається плунжер. З його допомогою змінюють об’єм до-сліджуваної проби нафти або нафтогазової суміші. Проба нафти переводиться в прес із пробовідбірника 7 або спеціаль-ного контейнера за допомогою приладів блока переведення проби, що складається з рідинного насоса 13, проміжної ємності 14 та напірного бачка 11. До заповнення пластовою нафтою прес ставиться в крайнє верхнє положення і циркуляційна система (прес, мішалка і маніфольди) тривалий час вакуумується через відповідні вентилі за допомогою вакуумного блока. Він складається з вакуум-насоса 6, вакуум-пастки 5 і вакуумметра 4. Одночасно циркуляційна система термостатується при пластовій температурі. Рідинний насос 13 нагнітає трансформаторне мастило із бачка 11 у верхню частину проміжної ємності, заповненої соленою водою, яка через вентиль нижньої перевідної головки потрапляє у пробовідбірник. Солена вода витісняє пробу нафти через вентиль верхньої перевідної головки в трубопровід та через маніфольд у прес. При цьому верхній клапан пробовідбірника відкривають за допомогою спеціального штока і утримують у відкритому положенні. Пробовідбірник розміщують в термостатичному кожусі (бані), що дозволяє термостатувати його при пластовій температурі. При переведенні проби нафти плунжер преса висувають електро-двигуном через черв’ячний редуктор або ручним приводом з такою самою швидкістю, з якою насос виштовхує нафту із пробовідбірника.. При цьому тиск в системі не повинен по-нижуватись нижче значення пластового тиску. Переведення проби нафти проводиться при неперервно працюючій мішалці. Аналогічним способом пробу нафти можна витіснити у віскозиметр високого тиску 3.

Якщо проба нафти доставлена в контейнері, то його по-міщають у блок для переведення проби замість пробовідбірника.

Після закінчення переведення проби нафти із пробо-відбірника в прес вентилі закривають та протягом деякого часу за допомогою мішалки здійснюють циркуляцію нафти з одночасним термостатуванням системи при пластовій температурі до встановлення термічної рівноваги, наявність якої визначають по стабілізації стрілки манометра. При цьому тиск в системі встановлюється рівним пластовому тиску.

Об’єм газу, що виділився з нафти при різних тисках, ви-мірюється спеціальною бюреткою, куди газ видавлюється з преса через маніфольд при ході плунжера вверх.. Всі трубопроводи і при-лади перед проведенням дослідів звільняються від повітря з до-помогою вакуум-насоса 6.

Технічна характеристика установки АСМ-300М:

- корисний об’єм вимірювального преса 200 см³ ;

- максимальний тиск 30 МПа;

- максимальна робоча температура 100 °С.

Об’єм газонафтової суміші, що знаходиться всередині преса, вимірюють по лінійній нерухомій шкалі з точністю до 1 см³ та по обертальному лімбу з точністю до 0,02 см³_.

Для дослідження властивостей нафт використовується також установка УДПН-2, що за будовою і принципом дії є аналогічною апаратурі АСМ-300М. Від розглянутої вище АСМ-300М установка УДПН-2 відрізняється наявністю мікроскопа і камери для вивчення умов кристалізації парафіну. З допомогою установки УДПН-2 можна визначати ті ж самі пара-метри пластової нафти, що й апаратурою АСМ-300М, а також температуру початку кристалізації парафіну.

Принципова робоча схема установки УДПН-2 наведена на рис. 6.2.

Крім установок АСМ-300М і УДПН-2, створена удосконалена апаратура для дослідження властивостей нафт в пластових умовах при тисках до 60 МПа і температурі 130-150 °С.

6.2.2 Глибинні прилади для дослідження пластових нафт
Крім розглянутих вище установок, створено комплекс глибинних автономних приладів для оперативного вимірювання окремих параметрів пластової нафти. Ці прилади дозволяють із задовільною для практичних цілей точністю в промислових умовах вимірювати основні параметри пластової нафти: густину, об’ємний коефіцієнт, тиск насичення, коефіцієнт об’ємної пружності. До комплексу глибинних приладів входять такі прилади: експансиметр, сатуриметр, пікнометр, тріометр Дані прилади використовують для оперативного отримання інформації про властивості пластової нафти.

I – пробовідбірник; II – напірний промивний бачок; III – верхній циркуляційний маніфольд; IV – сепаратор; V – газова бюретка; VI – камера; VII – мікроскоп; VIII – вакуум-пастка; IX– вакуум-насос; X – шафа керування; XI – прес; XII – нижній циркуляційний маніфольд; XIII – циркуляційний електро-магнітний насос; XIV – віскозиметр високого тиску; XV – масляний бачок; XVI – рідинний регулювальний насос; XVII – проміжна ємність; 1-18 – вентилі

Рисунок 6.2 – Принципова робоча схема установки УДПН-2

6.2.2.1 Глибинний експансиметр

Прилад призначений для оперативного вимірювання коефіцієнта стисливості (об’ємної пружності) пластової нафти або води в умовах промислу. Принцип його дії базується на принципі сполучених посудин, згідно з яким зміна тиску в одній посудині спричинює відповідну зміну тиску в суміжній посудині. Прилад являє собою трубу відносно невеликого діаметра, в якій розміщені основні блоки приладу: 1) п’єзопривід, що керує роботою приладу; 2) приймач проби; 3) вимірювальний блок, що являє собою пристрій, який змінює тиск відібраної проби і реєструє зміну об’єму проби. Експансиметр обладнаний годинниковим механізмом. На бланку приладу записується діаграма. По довжині сліду запису розраховують коефіцієнт об’ємної пружності.

Технічна характеристика глибинного експансиметра :

робочий тиск, МПа до 30;

робоча температура, °С до 100 ;

об’єм камери, см³ ~ 50 ;

довжина, мм 1700;

діаметр, мм 38;

маса, кг 10.

6.2.2.2 Глибинний сатуриметр
Прилад призначений для оперативного вимірювання величини тиску насичення пластової нафти в промислових умовах. Він виконаний у вигляді труби, що об’єднує в один блок пробовідбірну камеру і реєструючий манометр. На заданій глибині в пробовідбірну камеру поступає проба нафти і герметично відсікається в ній. Спеціальний пристрій здійснює розширення нафти в пробовідбірній камері. При цьому фіксується відповідний тиск.

Прилад складається з трьох блоків: блока керування приладом (п’єзопривід); блока відбору проби і вимірювального блока (вимірювальний манометричний пристрій з безперервним записом показів).

Технічна характеристика глибинного сатуриметра:

робочий тиск, МПа до 30;

робоча температура, °С до 100 ;

об’єм камери, см³ ~ 50 ;

довжина, мм 1900;

діаметр, мм 40;

маса, кг 12.

6.2.2.3 Глибинний пікнометр
Прилад призначений для оперативного вимірювання прямим методом густини пластової нафти і води. Корпус пікнометра виконаний із сталевої труби відносно невеликого діаметра, що дозволяє спускати його в 63-мм насосно-компресорні труби. Всередині корпусу розміщені всі робочі вузли приладу.

Прилад дозволяє отримувати дані про густину пластової нафти в польових умовах безпосередньо біля свердловини без транспортування проб у лабораторію і не вимагає додаткової апаратури високого тиску. Принцип його дії полягає в тому, що пробу пластової рідини забирають на заданій глибині свердловини в спеціальну пікнометричну капсулу відомого об’єму, яку після вилучення приладу із свердловини зважують на важільних вагах. При цьому немає необхідності в лабораторній імітації пластових умов: свердловина сама забезпечує заповнення камери пробою нафти при пластових тиску і температурі.

Глибинний пікнометр складається із капсули, двох поршнів, штока п’єзоприводу, тяги, гідравлічного опору, поршня п’єзо-приводу і спеціальної розрядної камери.

Основним вузлом глибинного пікнометра є пікнометрична капсула, що обладнана системою поршнів, які забезпечують доступ відібраної проби пластової нафти в порожнину капсули і її герметизацію. Взаємодія системи поршнів регулюється п’єзо-приводом – гідравлічним силовим реле часу.

Характерною особливістю пікнометричної капсули є відсутність в ній постійно фіксованого об’єму. Перед заповненням капсули пробою об’єм її дорівнює нулю (в цей час обидва поршні щільно притиснуті торцями один до одного). Під дією п’єзо-приводу поршні починають повільно розходитися, об’єм капсули зростає, і капсула заповнюється пробою. Коли поршні будуть в крайніх положеннях, весь об’єм капсули буде заповнений пробою. Таке заповнення виключає небезпеку розгазовування проби і забезпечує її достовірність.

Після витримки певного часу прилад піднімають на поверхню, капсулу з поршнем і пробою нафти вилучають із приладу, ретельно обмивають, витирають і зважують.

Після вилучення першої капсули прилад заряджають другою капсулою (в комплекті приладу є три змінні капсули) і знову опускають у свердловину. Під час другого спуско-підйому зважують другу капсулу і визначають густину нафти. Співпадання результатів при двох визначеннях вказує на достовірність проведених вимірювань.

Довжина пікнометра дозволяє спуск в свердловину двох, а в ряді випадків і трьох приладів, що дає можливість за один спуско-підйом отримати паралельні значення густини.

Технічна характеристика глибинного пікнометра:

робочий тиск, МПа до 30;

робоча температура, °С до 100 ;

об’єм капсули, см³ ~ 50 ;

число капсул 3;

довжина, мм 945;

діаметр, мм 38;

маса, кг 8.

6.2.2.4 Глибинний тріометр
Прилад призначений для одночасного (за один спуско-підйом) вимірювання трьох параметрів пластової нафти: густини, газовмісту і об’ємного коефіцієнта.

Конструкція тріометра є подібною до конструкції глибинного пікнометра. Основна відмінність полягає у конструкції капсули, яка обладнана спеціальним голчастим штуцером для вилучення пластової нафти. Схема капсули тріометра показана на рис. 6.3.

Принцип дії тріометра є аналогічним принципу дії пікнометра. На заданій глибині п’єзопривід приводить в дію систему поршнів капсули таким чином, що герметично ізольований і чітко визначений об’єм пластової нафти при пластовому тиску і температурі відсікається в капсулі тріометра. Після підйому тріометра із свердловини капсулу виймають, зважують, а нафту, що знаходиться в ній, розгазовують. При цьому вимірюють об’єм виділеного газу і нафти. На основі цих даних визначають густину, газовміст і об’ємний коефіцієнт пластової нафти. Випускання і розгазовування нафти, що міститься в капсулі тріометра, проводять з допомогою газового балона, спеціального ручного преса або ручного масляного насоса. При цьому необхідне допоміжне обладнання: сепаратор, газова бюретка і напірний стакан.

Рис. 6.3 – Капсула тріометра

Технічна характеристика глибинного тріометра :

робочий тиск, МПа до 30;

робоча температура, °С до 100 ;

об’єм капсули, см³ ~ 50 ;

число капсул 3;

довжина, мм 950;

діаметр, мм 38;

маса, кг 8.
6.3 Обладнання і прилади
Установка АСМ-300М, контейнери, пробовідбірник, навчальні плакати.

6.4 Самостійна робота
Необхідно вивчити теоретичні положення до роботи, підготувати звіт зі схемою установки АСМ-300М, а також підготувати відповіді на контрольні запитання.

6.5 Порядок проведення роботи
6.5.1 Ознайомитись із призначенням установки АСМ-300М.

6.5.2 Вивчити будову установки АСМ-300М по плакату (аудиторне заняття) і по приладах (екскурсійне заняття).

6.5.3 Ознайомитись з будовою установки УДПН-2.

6.5.4 Вивчити послідовність підготовки установки АСМ-300М до проведення дослідів.

6.5.5 Ознайомитись з будовою і принципом дії глибинних приладів для дослідження пластових нафт.

6.6 Оформлення звіту
У звіті розкрити мету роботи, викласти теоретичні положення по роботі, навести опис і схеми установок. Зробити висновки.

6.7 Контрольні запитання
6.7.1 Призначення установки АСМ-300М.

6.7.2 Які характеристики нафти можна визначити на установці АСМ-300М?

6.7.3 Навести означення і визначення тиску насичення, об’ємного коефіцієнта нафти, коефіцієнта стисливості, в’язкості, густини, газовмісту.

6.7.4 Описати послідовність операцій з переведення проби нафти з пробовідбірника у вимірювальний прес.

6.7.5 Послідовність підготовки установки АСМ-300М до проведення дослідів.

6.8 Список літератури
6.8.1 Гиматудинов Ш.K. Физика нефтяного и газового пласта.  М.: Недра, 1971. – 309 с.

6.8.2 Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта.  М.: Недра, 1982. – 311 с.

6.8.3 Справочная книга по добыче нефти. Под ред. Ш.К.Гиматудинова. – М.: Недра, 1974. – 703 с.

6.8.4 Васильевский В.Н., Петров А.И. Техника и технология определения параметров скважин и пластов. – М.: Недра, 1989. – 270 с.

6.8.5 Физика нефтяного пласта. Под ред. И.М.Муравьёва.  М.: Гостоптехиздат, 1963. – 274 с.

6.8.6 Технология и техника добычи нефти. Учебно-исследовательские работы №№ 1–7. Методические указания. / Бойко В.С., Лысяная Э.В. – Ивано-Франковск, 1986. – 50 с.

ЛАБОРАТОРНА РОБОТА № 7
ВИЗНАЧЕННЯ ТИСКУ НАСИЧЕННЯ НАФТИ ГАЗОМ І КОЕФІЦІЄНТА СТИСЛИВОСТІ НАФТИ НА УСТАНОВЦІ АСМ-3ОО М

7.1 Мета роботи:

На установці АСМ-300М зняти залежність “тиск-об’єм” нафти, за якою визначають тиск насичення і коефіцієнт стисливості нафти.

7.2 Теоретична частина

7.2.1 Визначення тиску насичення нафти газом
Тиском насичення пластової нафти називають максимальний тиск, при якому газ починає виділятися з нафти при ізотермічному її розширенні в умовах термодинамічної рівноваги. Тиск насичення залежить від співвідношення об’ємів нафти і розчиненого в ній газу, від їхнього складу і пластової температури. В природних умовах тиск насичення може відповідати пластовому чи бути меншим від нього. В першому випадку нафта буде повністю насичена газом, в другому – недонасичена. Тиск насичення визначається на установці АСМ-300М по пробах нафти, відібраних з вибою свердловини. Відібрану пробу переводять (див. лабораторну роботу №6) у циліндр вимірювального преса і знімають залежність “тиск-об’єм” нафти. Дослід проводиться шляхом розширення проби нафти, що знаходиться в порожнині преса. Тиск знижують східцями до виділення певної кількості газу з нафти. З моменту початку виділення газу темп падіння тиску сповільнюється. Тиск насичення визначають за графіком залежності приросту об’єму системи від тиску. Початку виділення газу з нафти відповідає точка зламу кривої. Для проведення роботи використовується рекомбінована проба моделі пластової нафти, яку готують з гасу і природного газу. Для зняття залежності “тиск-об’єм” нафти необхідно знати порядок керування установкою. Керування установкою здійснюється за допомогою кнопкових ключів, розміщених на стенді по обидва боки від преса. Ліворуч від преса знаходяться кнопки його вмикання "На стиск" і "Розширення". Вмикання циркуляційного електромагнітного насоса (ЦЕН) проводиться кнопкою з надписом “Циркуляція”. При натисканні на кнопку “Злив” у насосі відкриваються обидва клапани, і рідина може вільно протікати через насос. в нижній шафі установки розміщені вузли керування – понижуючий трансформатор, реле для пуску: двигунів преса, вакуумного насоса, термостата і вмикання всієї установки, а також генератор імпульсів циркуляційного насоса.

7.2.2 Визначення коефіцієнта стисливості нафти
Однією з характеристик нафти, як і всіх рідин, є пружність, тобто здатність рідини (нафти) змінювати об’єм під дією зовнішнього тиску. Пружність рідин вимірюється коефіцієнтом стисливості (або об’ємної пружності).

Коефіцієнт стисливості нафти визначають розрахунковим шляхом за результатами досліду (див. розділ 7.5.2 даної роботи) для інтервалу зміни тиску від пластового до тиску насичення. Середній коефіцієнт стисливості визначають за формулою :

, (7.1)

де

, (7.2)

;

, (7.3)

– об’єм нафти при тиску, що передує тиску насичення;

– тиск, що передує тиску насичення.

З рівняння (7.1) випливає, що коефіцієнт стисливості характеризує відносну зміну одиниці об’єму нафти при зміні тиску на 1 МПа. Коефіцієнт стисливості залежить від складу пластової нафти, температури і абсолютного тиску. Значення коефіцієнта стисливості знаходяться в межах (4 ÷140)·10^-¹⁰ м²/Н.

7.3 Обладнання і прилади

Установка АСМ-300М.

7.4 Самостійна робота
Необхідно вивчити теоретичні положення до роботи, порядок визначення тиску насичення і коефіцієнта стисли-вості на установці АСМ-300М, підготувати звіт з відповідними таблицями, а також відповіді на контрольні запитання.

7.5 Порядок проведення роботи і обробка даних
7.5.1 У процесі досліду з визначення Р_нас, повинні бути отримані дані, що заносяться в табл. 7.1. Дослід проводиться в наступному порядку:

7.5.1.1 Циркуляційну систему термостатують при пластовій температурі, ЦЕН увімкнений.

7.5.1.2 При пластовому (або початковому) тиску проби беруть відлік по шкалі преса і записують у графу 4 першого рядка табл. 7.1.

7.5.1.3 Ручним приводом преса повільно знижують тиск. Величина зниження тиску залежить від ступеня “перетискання” нафти і вибирається з таким розрахунком, щоб до тиску насичення можна було зробити не менше 4-5-ти вимірів. відліки беруться через 3 – 5 хв. після встановлення тиску. Таке східчасте зниження тиску продовжують доти, поки не почнеться виділення з нафти газу, що буде помітно по зміні (сповільненню) темпу падіння тиску. Після зміни інтенсивності падіння тиску потрібно зробити ще три-чотири етапи зниження тиску. Весь дослід проводиться при працюючому циркуляційному насосі.

У табл. 7.1 заносять наступні дані:

графа 1  порядковий номер ступені Р_пл або початкове 2,3,4...9;

графа 2  тиск Р_і (і – відповідає порядковому номеру ступені (досліду) ) визначають за показами манометра в умовних одиницях, °м;

графа 3  дійсний тиск, МПа;

графа 4  відліки по шкалі N_pi при відповідних тисках;

графа 5 – збільшення об’єму ∆N_pi системи.

∆N_pi отримують при відніманні відліку по шкалі преса при пластовому (або початковому) тиску від кожного наступного відліку:

∆N_pi = N_pi – N_{p пл} ; ∆N_{p 2} = N_{p 2} – N_{p пл} ; ∆N_{p 3}= N_{p 3}– N_{p пл}; ∆N_p _g = N_p _g – N_{p пл} .

Далі будують графік (рис. 7.1). Тиск насичення Р_нас визначається точкою А перегину прямої.

Рисунок 7.1  Залежність тиску Р від ∆N_pi
7.5.2 Коефіцієнт стисливості розраховують за формулою (7.1) з використанням даних, знятих при проведенні попереднього досліду.

7.6 Оформлення звіту
У звіті розкрити мету роботи, викласти теоретичні положення по роботі, описати порядок проведення дослідів і навести результати у вигляді таблиць і графіків. Сформулювати висновки.
Таблиця 7.1 – Результати дослідів

№№ п/п	Тиск		Відлік по шкалі вимірювального преса, м³	Збільшення об’єму системи, м³
	°м	МПа
1 2 3

7.7 Контрольні запитання
7.7.1 Що називається тиском насичення?

7.7.2 Навести формулу для визначення коефіцієнта стисли-вості нафти і пояснити фізичний зміст коефіцієнта стисливості.

7.7.3 Як визначити Р_нас і _Н на установці АСМ-300М?

7.8 Список літератури
7.8.1 Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта.  М.: Недра, 1982. – 311 с.

7.8.2 Гиматудинов Ш.K. Физика нефтяного и газового пласта. – М.: Недра, 1971. – 309 с.

7.8.3 Справочная книга по добыче нефти. Под ред. Ш.К.Гиматудинова. – М.: Недра, 1974. – 703 с.

7.8.4 Технология и техника добычи нефти. Учебно-исследовательские работы №№ 1–7. Методические указания. / Бойко В.С., Лысяная Э.В. – Ивано-Франковск, 1986. – 50 с.

ЛАБОРАТОРНА РОБОТА № 8
ВИЗНАЧЕННЯ В’ЯЗКОСТІ ПЛАСТОВОЇ НАФТИ

8.1 Мета роботи:
Визначити в’язкість нафти при різних температурах (при 60 ^ос, 30 °С, 15 °С) і побудувати графік залежності в’язкості від температури.

8.2 Теоретична частина
Під в’язкістю нафти розуміють її здатність чинити опір переміщенню одних її частинок відносно інших. Сили тертя, які виникають між двома змішуваними шарами нафти при її русі, є пропорційними зміні швидкостей на одиницю довжини. Коефіцієнт пропорційності при цьому називається коефіцієнтом динамічної в’язкості. У системі СІ динамічна в’язкість вимірюється в Пас. Кінематична в’язкість являє собою відношення динамічної в’язкості рідини до її густини при тій самій температурі:

, м ²/с (8.1)

В’язкість пластової нафти майже завжди значно від-різняється від в’язкості сепарованої нафти внаслідок великої кількості розчиненого газу, а також підвищених значень пластової температури і тиску. В’язкість нафти зменшується з підвищенням кількості газу в ній, а також зі збільшенням температури. Підвищення тиску спричинює деяке збільшення в’язкості, що помітно лише при тисках, вищих від тиску насичення. Динамічна абсолютна в’язкість нафти визначається за формулою:

, мПас (8.2)

t – час кочення кульки, с;

– густина матеріалу кульки, кг/м³;

– густина рідини в умовах досліду, кг/м³; k – стала віскозиметра (визначається при калібруванні для різних кутів нахилу віскозиметра).

Стала віскозиметра залежить від розмірів кульки і трубки, а також кута нахилу віскозиметра.

8.3 Устаткування і прилади
Віскозиметр високого тиску (ВВТУ).

Схема віскозиметра високого тиску показана на рис.8.1.

Віскозиметр складається з корпуса 5, поміщеного в термостат 3, який має можливість повертатися в опорах, відносно горизонтальної осі. Всередині корпуса встановлена немагнітна калібрована трубка 4 з сталевою кулькою 2. Принцип вимірювання в’язкості пластової нафти з допомогою віскозиметра високого тиску полягає у вимірюванні часу кочення кульки всередині немагнітної каліброваної трубки, заповненої досліджуваною нафтою або пластовою водою. У верхньому положенні кулька утримується соленоїдною котушкою 1, що утворює з осердям 7 електромагніт. У нижній частині циліндра встановлені індуктивні котушки 6, з’єднані з підсилювачем і електричним секундоміром. При вмиканні секундоміра автоматично вимикається електромагніт, і кулька починає падати в досліджуваній рідині. Дійшовши до нижньої частини трубки, вона попадає в поле індуктивних котушок 8 і створює додаткову електрорушійну силу, під дією якої спрацьовують реле, що розривають електричне коло секундоміра. При повторному досліді кульку повертають у верхнє положення поворотом віскозиметра.

Для калібровки використовують рідини з відомою в’язкістю. віскозиметр високого тиску призначений для визначення в’язкості пластових нафт і вод від 0,5 мПас і більше при тиску до 50 МПа і температурі до 80 °С.

Схема обв’язки віскозиметра показана на рис. 8.2. До неї входять: віскозиметр I, підсилювач II, електросекундомір III, термостат IV, прес V, вентилі 1, 2, тумблер 3 для вмикання електромагніта, тумблер для секундоміра 4, перемикач 5 електромагніт-секундомір, ручка настроювання “Грубо” 6, ручка настроювання “Тонко” 7, тумблер 8.

1 – верхня соленоїдна котушка; 2 – сталева кулька; 3 – термостат; 4 – не-магнітна калібрована трубка; 5 – корпус; 6 – нижні індуктивні котушки; 7 – заліз-не осердя

Рисунок 8.1 – Схема віскозиметра високого тиску

Рисунок 8.2 – Схема обв’язки віскози-

метра високого тиску

8.4 Самостійна робота студента
Вивчити теоретичні положення, підготувати звіт і відповіді на контрольні запитання.

8.5 Порядок проведення роботи та обробка даних
8.5.1 Віскозиметр ретельно промивають і встановлюють в ньому калібровану трубку, підключають до термостата, температуру в якому доводять до 60 °С.

8.5.2 Під’єднують віскозиметр до штуцера вентиля 1 циркуляційної системи.

8.5.3 Встановлюють віскозиметр у таке положення, щоб соленоїд був внизу, і термостатують при пластовій температурі. При цьому в пресі V повинна бути встановлена фазова і термічна рівновага при пластовій температурі.

8.5.4 Повільно закривають вентиль 1 і, підтримуючи пресом у системі сталий тиск, заповнюють віскозиметр пробою нафти. Нафта, що заповнила віскозиметр, спочатку розгазовується. Виділений газ збирається у верхній частині віскозиметра. Віскозиметр повільно обертають то в один, то в другий бік, завдяки чому кулька хитається у ньому і перемішує нафту і газ, що сприяє розчиненню газу в нафті.

8.5.5 Підтримуючи за допомогою преса сталий тиск, випускають із віскозиметра газ, що зібрався в ньому, і додатково пропускають через віскозиметр 20 – 30 дм³ нафти з метою заміщення частково розгазованої нафти.

8.5.6 Віскозиметр встановлюють у положення – соленоїд внизу, приєднують підсилювач мережі.

8.5.7 Тумблер “Живлення” переводять у положення “Викл”. Перемикач “Електромагніт-секундомір” на підсилювачі ставлять у положення “Електромагніт”.

8.5.8 Настроюють віскозиметр. Повільним обертанням ручки настроювання “Грубо” на підсилювачі добиваються вмикання сигнальної лампочки з надписом “секундомір”. Обертанням ручки настроювання “Тонко” знаходять два положення, при яких відбувається вмикання цієї лампочки. Встановлюють покажчик ручки настроювання “Тонко” посередині між цими положеннями.

8.5.9.Віскозиметр повертають у робоче положення – соленоїд зверху (кулька, притягнута електромагнітом, знаходиться у верхньому кінці трубки).

8.5.10 Перемикач “Електромагніт – секундомір” встановлюють у положення “Секундомір”. При цьому електромагніт вмикається, кулька починає рухатися по трубці вниз, і одночасно вмикається секундомір.

8.5.11 При досягненні кулькою крайнього нижнього положення секундомір автоматично зупиняється, фіксуючи час кочення кульки. Час кочення кульки визначають кілька разів при різних кутах нахилу приладу.

Результати досліду заносять у табл. 8.1.

1 2 3 4 5 6 7

Схожі:

ДО ОФОРМЛЕННЯ ДИПЛОМНИХ ПРОЕКТІВ Буріння нафтових і газових свердловин”; 090314 “Експлуатація газонафтопроводів і газонафтосховищ”; 090312 “Експлуатація нафтових...	КОНСПЕКТ ЛЕКЦІЙ Кочкодан Я. М. кандидат технічних наук, доцент кафедри буріння нафтових і газових свердловин Івано-Франківського національного технічного...
МОДУЛЬНИЙ КУРС предмета «ОСНОВИ ОХОРОНИ ПРАЦІ» для студентів спеціальностей:... Даною методичною розробкою передбачається розбивка курсу «Основи охорони праці» на 4 самостійних модулі	ЛАБОРАТОРНИЙ ПРАКТИКУМ Кондрат Р. М., Кондрат О. Р. Технологія видобування газу. Розробка та експлуатація газових і газоконденсатних родовищ: Лабораторний...
Зміст Пахаренко В.І., кандидат філологічних наук, доцент кафедри української літератури та компаравістики Черкаського національного університету...	ПЛАНИ СЕМІНАРСЬКИХ ТА ПРАКТИЧНИХ ЗАНЯТЬ Розробник: доцент кафедри кримінального процесу і правосуддя, кандидат юридичних наук, доцент Карабут Л. В
Кафедра фінансів Гроші та кредит Рецензент: доцент кафедри міжнародних економічних відносин Одеського державного економічного університету к е н., доцент Сотніков...	Конституційне право України навчально методичні матеріали для студентів Наулік Наталія Степанівна, кандидат юридичних наук, доцент, доцент кафедри публічного права юридичного факультету Тернопільського...
Кафедра менеджменту організацій МЕТОДИЧНИЙ ПОСІБНИК Рецензенти – завідувач кафедри менеджменту зовнішньоекономічної діяльності, професор Школьний О. О. та доцент кафедри економіки Бурляй...	№1: Психологія вищої школи, її предмет, завдання та методи Лекцію підготувала Тищенко Олена Іванівна, кандидат педагогічних наук, доцент, доцент кафедри юридичної психології, судової медицини...

Додайте кнопку на своєму сайті:
Портал навчання