19. Физические свойства нефти: плотность, вязкость, объемный коэффициент.

Плотность. На промысле первичная характеристика нефти определяется по ее плотности (от 760 до 980 кг/м³). Наиболее ценные из них легкие, с плотностью до 880 кг/м³ (содержат больше бензиновых, масляных фракций).

Вязкость. Нефти обладают самой различной вязкостью (внутреннее трение), в несколько раз превышающей вязкость воды. С повышением температуры вязкость любой жидкости (в том числе и нефти) резко уменьшается. Например, при повышении температуры многих бакинских нефтей от 10 до 30° С уменьшается их вязкость в 2 раза. Вязкость нефти в нефтяных пластах всегда меньше, чем на поверхности. С точки зрения добычи нефти это весьма благоприятный фактор, так как чем меньше ее вязкость, тем меньше расход энергии на добычу и перекачку каждой тонны нефти. Во время перекачки вязких нефтей и мазутов их обычно подогревают.

Физические свойства нефти в пластовых условиях (живой) значительно отличаются от свойств дегазированной нефти. Это объясняется влиянием на пластовую нефть температуры, давления и растворенного газа.

В условиях пластового давления в нефти всегда растворено определенное количество газа, достигающее иногда 300-400 м³ на 1 м³ нефти. Растворенный газ резко снижает плотность и вязкость нефти и увеличивает ее сжимаемость и объем.

Отношение объема нефти в пластовых условиях к объему этой же нефти после ее дегазации, т. е. при "нормальных" условиях, носит название объемного коэффициента нефти:

b = V_пл /V_нор

Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем в пластовых условиях занимает 1 м³ дегазированной нефти. Этот коэффициент всегда больше единицы. У некоторых нефтей он равен 3.

Знание физических характеристик нефти в пластовых условиях необходимо при подсчете запасов нефти и газа, составлении технологических схем разработки нефтяных месторождений, выборе техники и технологии для извлечения нефти из пласта.

Различают нефти:

· с незначительной вязкостью (<1мПа*с),

· маловязкие (1 - 5мПа*с),

· повышенной вязкостью (5 - 25 мПа*с)

· высоковязкие (> 25мПа*с)

20. Классификация фонтанной арматуры по гост 13846-84. Основные узлы и обозначение.

Фонтанная арматура - система механизмов и устройств, предназначенных для: герметизации устья насосных и фонтанных скважин и их взаимной изоляции перекрытия и перенаправления получаемой продукции в манифольд удержания на весу колонн НКТ обеспечения непрерывности работы скважины проведения различных технологических операций и др. Арматура фонтанная - одно из важнейших устройств в нефтегазовой области. Устройства и механизмы фонтанной арматуры монтируются на устье фонтанирующей скважины. Изготовление фонтанной арматуры регламентируется ГОСТ 13846-84. Согласно ГОСТ 13846-84, возможна разработка и установка фонтанной арматуры по восьми ключевым схемам: манометрической вентильной буферный фланец под манометр запорное устройство тройниковой дроссельной переводник трубной головки ответный фланец трубноголовчатой крестовина елки Тип выбранной схемы прямо зависит от условий эксплуатации. Фонтанную арматуру принято классифицировать по следующим признакам: рабочее давление (размах от 7 до 105 МПа) схема исполнения (указанные восемь) число труб, опускаемых в скважину (один либо два ряда труб) конструкция запорных устройств (краны, задвижки) ширина проходного сечения по стволу и боковым отводам (размах от 50 до 100 мм) В самом общем виде фонтанную арматуру можно представить следующим образом: 1 - колонная головка 2 - трубная головка 3 - фонтанная ёлка 4 - регулируемый штуцер 5 - пневмоуправляемая задвижка. Колонная головка используется для подвески обсадных колонн, герметизации пространства между трубами и контроля давления в трубах Трубная головка применятся для герметизации и подвески лифтовых колонн, это особенно эффективно при концентрическом или параллельном спуске колонн в скважину Фонтанная ёлка должна распределять и регулировать продукцию, выходящую из скважины. В устройство фонтанной ёлки входят: запорные регулирующие устройства (различные штуцеры) фитинги (катушки, тройники и тп.) Фонтанная арматура соединяется с трубопроводами через манифольд. Между собой компоненты фонтанной арматуры взаимодействуют посредством фланцев или хомутов.

Полный шифр фонтанной арматуры (ГОСТ 13846-84) условно представляется в виде:

АФХ₁Х₂Х₃ – Х₄ x Х₅Х₆Х_7,

где А - арматура;

Ф - фонтанная;

Х₁ - конструктивное исполнение: с фланцевыми соединениями - без обозначения (наиболее распространенное); подвеска подъемной колонны на резьбе переводника трубной головки - К;

подвеска колонны на муфте в трубной головке - без обозначения; для эксплуатации скважин УЭЦН - Э,

Х₂ - номер схемы арматуры; при двухрядной концентричной подвески к номеру схемы добавляется буква «а»;

Х₃ - способ управления задвижками: вручную - без обозначения; дистанционно и автоматически - В; автоматически - А;

Х₄ - условный проход в мм по ГОСТ 13846. В том случае, когда условные проходы ствола елки и ее боковых труб отличаются, цифровое обозначение указывают через дробь;

Х₅ - рабочее давление в МПа;

Х₆ - климатическое исполнение по ГОСТ 15150: для умеренной климатической зоны - без обозначения; для умеренной и холодной климатических зон - ХЛ;

Х₇ - исполнение по коррозионностойкости: для обычных сред - без обозначения; для сред, содержащих:

до 6% СО₂ – К₁;

до 6% Н₂S и СО₂ – К₂;

до 25% Н₂S и СО₂ – К₄.

Для изготовления элементов фонтанной арматуры применяются, стали марок 45, 40ХЛ, 40ХНЛ и другие легированные стали.