Densité des gaz

Les gaz, contrairement aux liquides, se caractérisent par une faible densité. Densité normale d'un gaz est la masse d'un litre de celui-ci à 0°C et à une pression de 1 kgf/cm2. La masse d'une molécule de n'importe quel gaz est proportionnelle à sa densité.

La densité du gaz c varie proportionnellement à la pression et se mesure par le rapport de la masse de gaz m au volume V qu'il occupe :

Pour des raisons pratiques, il est pratique de caractériser différents gaz par leur densité par rapport à l’air dans les mêmes conditions de pression et de température. Puisque les molécules de différents gaz ont masse différente, leurs densités à la même pression sont proportionnelles à leurs masses molaires.

Densité des gaz et rapport de leur densité à la densité de l'air :

Lois fondamentales sur le gaz

Une caractéristique des gaz est qu'ils n'ont pas leur propre volume ni leur propre forme, mais prennent forme et occupent le volume du récipient dans lequel ils sont placés. Les gaz remplissent uniformément le volume du récipient, essayant de se dilater et d'occuper autant de volume que possible. Tous les gaz sont hautement compressibles. Les molécules des gaz réels ont du volume et des forces attirance mutuelle, bien que ces valeurs soient très insignifiantes. Dans les calculs de gaz réels, ils utilisent généralement lois sur le gaz Pour gaz parfaits. Les gaz parfaits sont des gaz conventionnels dont les molécules n'ont pas de volume et n'interagissent pas les unes avec les autres en raison de l'absence de forces d'attraction, et lors des collisions entre elles, aucune autre force n'agit à l'exception des forces impact élastique. Ces gaz suivent strictement les lois de Boyle - Mariotte, Gay-Lussac, etc.

Plus la température est élevée et la pression basse, plus le comportement des gaz réels correspond à celui des gaz parfaits. À basse pression, tous les gaz peuvent être considérés comme idéaux. À des pressions d'environ 100 kg/cm2, les écarts des gaz réels par rapport aux lois des gaz parfaits ne dépassent pas 5 %. Étant donné que les écarts des gaz réels par rapport aux lois dérivées des gaz parfaits sont généralement négligeables, les lois des gaz parfaits peuvent être librement utilisées pour résoudre de nombreux problèmes pratiques.

Loi de Boyle - Mariotte

Les mesures du volume de gaz sous l'influence de la pression externe ont montré qu'entre le volume V et la pression P il y a connexion simple, exprimée par la loi de Boyle-Mariotte : la pression d'une masse (ou quantité) de gaz donnée à température constante inversement proportionnel au volume de gaz :

P1 : P2 = V1 : V2,

où P1 est la pression du gaz au volume V1 ; P2 - pression du gaz au volume V2.

Il s'ensuit que :

P1 * V1 = P2* V2 ou P * V= const (à t = const).

Ce postulat est formulé comme suit : le produit de la pression d'une masse de gaz donnée et de son volume est constant si la température ne change pas (c'est-à-dire lors d'un processus isotherme).

Si, par exemple, nous prenons 8 litres de gaz sous pression P = 0,5 kgf/cm2 et modifions la pression à température constante et constante, alors les données suivantes seront obtenues : à 1 kgf/cm2, le gaz occupera un volume de 4 litres, à 2 kgf/cm2 - 2 litres , à 4 kgf/cm2 - 1l ; à 8 kgf/cm2 - 0,5 l.

Ainsi, à température constante, toute augmentation de pression entraîne une diminution du volume de gaz, et une diminution du volume de gaz entraîne une augmentation de pression.

La relation entre le volume de gaz et la pression à température constante est largement utilisée pour divers calculs dans la pratique de la plongée.

Lois de Gay-Lussac et de Charles

La loi de Gay-Lussac exprime la dépendance du volume et de la pression d'un gaz à la température : à pression constante, le volume d'une masse de gaz donnée est directement proportionnel à sa température absolue :

où T1 et T2 sont la température en Kelvin (K), qui est égale à la température en °C + 273,15 ; ceux. 0°C ? 273 K ; 100 °C - -373 K et 0оК = -273,15 оС.

Par conséquent, toute augmentation de température entraîne une augmentation de volume, ou, en d'autres termes, la variation du volume d'une masse de gaz donnée V est directement proportionnelle à la variation de température t du gaz à pression constante(c'est-à-dire pendant un processus isobare). Cette position s'exprime par la formule :

où V1 est le volume de gaz à une température donnée ; V0 est le volume initial de gaz à 0°C ; b - coefficient de dilatation volumétrique du gaz.

Lors du chauffage de divers gaz à même numéro degrés, l’augmentation relative de volume est la même pour tous les gaz. Le coefficient b est un incrément de volume constant pour tous les gaz, égal à 1/273 ou 0,00367 oC-1. Ce coefficient expansion volumétrique gaz montre de quelle fraction du volume occupé à 0°C le volume du gaz augmente s'il est chauffé de 1°C à pression constante.

La relation entre pression et température suit le même schéma, à savoir : la variation de pression d'une masse de gaz donnée est directement proportionnelle à la température à volume constant (c'est-à-dire dans un processus isochore : de Mots grecs"izos" - égal et "horema" - capacité), qui s'exprime par la formule :

Pt = P0 (1 + bt),

où Рt est la pression du gaz à une température donnée ; Р0 -- pression initiale du gaz à 0° C ; b - coefficient de dilatation volumétrique du gaz.

Cette dépendance a été établie par J. Charles 25 ans avant la publication de J. L. Gay-Lussac et est souvent appelée loi de Charles. La dépendance du volume sur la température à pression constante a également été établie pour la première fois par Charles.

À mesure que la température d'un gaz diminue, sa pression diminue et à une température de -273,15 °C, la pression de tout gaz est nulle. Cette température est appelée zéro absolu température. Dans ce cas, le mouvement thermique chaotique des molécules s'arrête et la quantité d'énergie thermique devient égal à zéro. Les dépendances données, exprimant les lois de Charles et Gay-Lussac, permettent de résoudre d'importantes problèmes pratiques lors de la préparation et de la planification de plongées sous-marines, comme par exemple la détermination de la pression de l'air dans les bouteilles lorsque la température change, l'évolution correspondante des réserves d'air et du temps passé à une profondeur donnée, etc.

Équation d'état gaz parfait

Si la relation entre le volume, la pression et la température est liée et exprimée dans une seule équation, on obtient alors l'équation d'état d'un gaz parfait, qui combine les lois de Boyle-Mariotte et de Gay-Lussac. Cette équation a été dérivée pour la première fois par B.P. Clayperon en transformant les équations proposées par ses prédécesseurs. L'équation de Clayperon est que le produit de la pression d'un gaz d'une masse donnée et de son volume divisé par la température absolue est une valeur constante qui ne dépend pas de l'état dans lequel se trouve le gaz. Une façon d’écrire cette équation est la suivante :

Dans ce cas, la constante du gaz r dépendra de la nature du gaz. Si la masse de gaz est une mole (molécule gramme), alors la constante du gaz R est universelle et ne dépend pas de la nature du gaz. Pour une masse de gaz égale à 1 mole, l'équation prend la forme suivante :

La valeur exacte de R est 8,314510 J mol -1 K-1

Si nous prenons non pas 1 mole, mais n'importe quelle quantité de gaz ayant une masse m, alors l'état d'un gaz parfait peut être exprimé par l'équation de Mendeleev-Claiperon, pratique pour les calculs, sous la forme sous laquelle elle a été écrite pour la première fois par D.I. Mendeleïev en 1874 :

où m est la masse de gaz, g ; M est la masse molaire.

L'équation d'état des gaz parfaits peut être utilisée pour les calculs dans la pratique de la plongée.

Exemple. Déterminer le volume occupé par 2,3 kg d'hydrogène à une température de + 10 °C et une pression de 125 kgf/cm2

où 2300 est la masse de gaz, g ; 0,082 - constante de gaz ; 283 - température T (273+10) ; 2 est la masse molaire de l'hydrogène M. De l'équation il résulte que la pression exercée par le gaz sur les parois du récipient est égale à :

Cette pression disparaît soit à m > 0 (quand le gaz disparaît presque) soit à V> ? (lorsque le gaz se dilate sans limite), ou à T > 0 (lorsque les molécules de gaz ne bougent pas).

Équation de Van der Waals

Même M. V. Lomonossov a souligné que la loi de Boyle-Mariotte ne peut pas être vraie pour très peu de temps. grandes quantités pression, lorsque les distances entre les molécules sont comparables à leurs propres tailles. Par la suite, il a été pleinement confirmé que les écarts par rapport au comportement des gaz parfaits seront significatifs à des températures très élevées. hautes pressions et très basses températures. Dans ce cas, l'équation des gaz parfaits donnera des résultats incorrects sans tenir compte des forces d'interaction entre les molécules de gaz et le volume qu'elles occupent. C'est pourquoi, en 1873, Jan Diederik van der Waals proposa d'apporter deux corrections à cette équation : pour la pression et pour le volume.

La loi d'Avogadro

Avogadro a émis l'hypothèse selon laquelle, dans les mêmes conditions de température et de pression, tous les gaz parfaits, quelle que soit leur nature chimique contenir par unité de volume nombre égal molécules. Il s'ensuit que la masse volumes égaux les gaz sont proportionnels à leur poids moléculaire.

Sur la base de la loi d'Avogadro, connaissant les volumes des gaz étudiés, vous pouvez déterminer leur masse et, à l'inverse, par la masse du gaz vous pouvez déterminer son volume.

Lois de la dynamique des gaz

La loi de Dalton. La pression d'un mélange de gaz est égale à la somme des pressions partielles (partielles) des gaz individuels composant le mélange, c'est-à-dire les pressions que chaque gaz produirait séparément s'il était pris à la même température dans le volume de le mélange.

La pression partielle du gaz Pr est proportionnelle au pourcentage C du gaz donné et à la pression absolue Pac du mélange gazeux et est déterminée par la formule :

Pr = Pa6с С/100,

où Pr est la pression partielle du gaz dans le mélange, en kg/cm2 ; C est la teneur volumétrique en gaz du mélange, %.

Illustrer cette loi peut être fait en comparant un mélange de gaz dans un volume fermé avec un ensemble de poids de différents poids placés sur une balance. Évidemment, chacun des poids exercera une pression sur la balance indépendamment de la présence d'autres poids dessus.

Retiré équations différentielles(1.2, 1.4) contiennent des paramètres qui caractérisent un liquide ou un gaz : densité r , viscosité m , ainsi que les paramètres du milieu poreux - coefficients de porosité m et perméabilité k . Pour des calculs ultérieurs, il est nécessaire de connaître la dépendance de ces coefficients à la pression.

Densité des gouttelettes de liquide. Avec une filtration constante d'une gouttelette de liquide, sa densité peut être considérée comme indépendante de la pression, c'est-à-dire que le liquide peut être considéré comme incompressible : r = const .

Dans les processus instables, il est nécessaire de prendre en compte la compressibilité du liquide, caractérisée taux de compression volumétrique du liquide b . Ce coefficient est généralement considéré comme constant :

Ayant intégré la dernière égalité de valeurs initiales pression p0 et la densité r 0 à valeurs actuelles, on obtient :

Dans ce cas on obtient dépendance linéaire densité versus pression.

Densité des gaz. Les liquides compressibles (gaz) présentant de faibles changements de pression et de température peuvent également être caractérisés par les coefficients de compression volumétrique et de dilatation thermique. Mais avec des changements importants de pression et de température, ces coefficients changent en dans de larges limites, par conséquent, la dépendance de la densité d'un gaz parfait avec la pression et la température est basée sur Équations d'état de Clayperon – Mendeleev:

Où R' = R/Mm– constante du gaz, en fonction de la composition du gaz.

Les constantes des gaz pour l'air et le méthane sont respectivement égales, R΄ air = 287 J/kg K˚ ; R΄ méthane = 520 J/kg K˚.

La dernière équation s’écrit parfois ainsi :

(1.50)

D'après la dernière équation, il est clair que la densité d'un gaz dépend de la pression et de la température, donc si la densité du gaz est connue, il est alors nécessaire d'indiquer la pression, la température et la composition du gaz, ce qui n'est pas pratique. Par conséquent, les concepts de conditions physiques normales et standards sont introduits.

Conditions normales correspondent à une température t = 0°C et une pression p à = 0,1013°MPa. Densité de l'air à conditions normaleségal à ρ v.n.us = 1,29 kg/m 3.

Conditions standards correspondent à une température t = 20°C et une pression p à = 0,1013°MPa. La densité de l'air dans des conditions standard est égale à ρ w.st.us = 1,22 kg/m 3.

Par conséquent, à partir de la densité connue dans des conditions données, il est possible de calculer la densité du gaz à d'autres valeurs de pression et de température :

En excluant la température du réservoir, nous obtenons l'équation d'état des gaz parfaits, que nous utiliserons à l'avenir :

Où z – coefficient caractérisant le degré d’écart de l’état du vrai gaz de la loi des gaz parfaits (coefficient de supercompressibilité) et dépendant pour un gaz donné de la pression et de la température z = z(p,T) . Valeurs du coefficient de supercompressibilité z sont déterminés selon les graphiques de D. Brown.

Viscosité de l'huile. Les expériences montrent que les coefficients de viscosité du pétrole (à des pressions supérieures à la pression de saturation) et du gaz augmentent avec l'augmentation de la pression. Avec des changements de pression importants (jusqu'à 100 MPa), la dépendance de la viscosité des pétroles et des gaz naturels des réservoirs à la pression peut être supposée être exponentielle :

(1.56)

Pour de petits changements de pression, cette dépendance est linéaire.

Ici m 0 – viscosité à pression fixe p0 ; βm – coefficient déterminé expérimentalement et dépendant de la composition du pétrole ou du gaz.

Porosité du réservoir. Pour savoir comment le coefficient de porosité dépend de la pression, considérons la question des contraintes agissant dans un milieu poreux rempli de liquide. À mesure que la pression dans le liquide diminue, la force exercée sur le squelette du milieu poreux augmente, donc la porosité diminue.

En raison de la faible déformation de la phase solide, on pense généralement que le changement de porosité dépend linéairement du changement de pression. La loi de compressibilité des roches s’écrit comme suit, introduisant coefficient d'élasticité volumétrique de la formation b c:

Où m 0 – coefficient de porosité à pression p0 .

Expériences en laboratoire pour différentes roches granulaires et les études de terrain montrent que le coefficient d'élasticité volumétrique de la formation est de (0,3 - 2) 10 -10 Pa -1.

Avec des changements significatifs de pression, le changement de porosité est décrit par l'équation :

et pour les grands – exponentiel :

(1.61)

Dans les formations fracturées, la perméabilité change en fonction de la pression plus intensément que dans les formations poreuses, donc dans les formations fracturées, en tenant compte de la dépendance k(p) plus nécessaire que dans les granulaires.

Les équations d'état du liquide ou du gaz saturant la formation et du milieu poreux ferment le système d'équations différentielles.

En règle générale, à mesure que la température diminue, la densité augmente, bien qu'il existe des substances dont la densité se comporte différemment, par exemple l'eau, le bronze et la fonte. Ainsi, la densité de l’eau a une valeur maximale à 4 °C et diminue à mesure que la température augmente et diminue par rapport à ce nombre.

Lorsque l'état d'agrégation change, la densité d'une substance change brusquement : la densité augmente lors du passage de l'état gazeux à l'état liquide et lorsque le liquide se solidifie. Certes, l’eau fait exception à cette règle ; sa densité diminue à mesure qu’elle se solidifie.

Le rapport de P. de deux substances dans certaines conditions physiques standards est appelé P. relatif : pour liquide et solides elle est généralement déterminée par rapport au P. de l'eau distillée à 4 °C, pour les gaz - par rapport au P. de l'air sec ou de l'hydrogène dans des conditions normales.

L'unité SI de P. est kg/m 3 , dans le système d'unités CGS g/cm 3 . En pratique, des unités P non systémiques sont également utilisées : g/l, t/m 3 etc.

Des densimètres, des pycnomètres, des densimètres et des pesées hydrostatiques sont utilisés pour mesurer la densité des substances (voir balances Mora). . Dr. les méthodes de détermination de la densité sont basées sur le lien entre la densité et les paramètres de l'état d'une substance ou avec la dépendance des processus se produisant dans une substance à l'égard de sa densité. gaz parfait peut être calculé paréquation d'état r = pm/RT, où p est la pression du gaz, m est sa poids moléculaire (masse molaire), R - constante de gaz , T - température absolue, ou déterminé, par exemple, par la vitesse de propagation des ultrasons (ici b est adiabatique compressibilité gaz).

La gamme des valeurs P des corps et milieux naturels est exceptionnellement large. Ainsi, la densité du milieu interstellaire ne dépasse pas 10 -21 kg/m 3 , le P. moyen du Soleil est de 1410 kg/m 3 , Terre - 5520 kg/m 3 , métaux P. les plus élevés - 22 500 kg/m 3 (osmium), Substances P. noyaux atomiques - 10 17 kg/m 3 , enfin, la densité des étoiles à neutrons peut apparemment atteindre 10 20 kg/m 3 .

Manomètre est un appareil de mesure mécanique, structurellement constitué d'un cadran en acier ou en plastique avec un ressort en forme de tube, conçu pour mesurer la pression de substances liquides et gazeuses.

Dans les manomètres mécaniques, la pression mesurée à l'aide d'un élément de détection est convertie en mouvement mécanique, provoquant une déviation mécanique des flèches ou d'autres parties des mécanismes de comptage, enregistrant les résultats de mesure, ainsi que des dispositifs de signalisation et de stabilisation de la pression dans le systèmes de l'objet contrôlé. Les ressorts tubulaires, les membranes harmoniques (soufflet) et plates et autres mécanismes de mesure sont utilisés comme éléments sensibles des manomètres mécaniques, dans lesquels des déformations élastiques ou l'élasticité de ressorts spéciaux sont provoquées sous l'influence de la pression.

Selon la précision, tous les manomètres mécaniques sont divisés en : technique, de contrôle et standard. Les manomètres techniques ont des classes de précision 1,5 ; 2,5 ; 4 ; contrôle 0,5 ; 1,0 ; exemplaire 0,16 ; 0,45.

Les ressorts tubulaires de jauge sont des tubes creux de section ovale ou autre, courbés selon un arc de cercle, selon une ligne hélicoïdale ou spirale et comportant une ou plusieurs spires. La conception habituelle, la plus souvent utilisée dans la pratique, utilise des ressorts à un tour. Fondé sur des principes et schéma fonctionnel Un manomètre avec un ressort tubulaire à un tour est illustré à la Fig. 2.

Figure 2. Manomètre mécanique et ses caractéristiques

L'extrémité du ressort de pression 5 est soudée au raccord 1. La deuxième extrémité soudée K est reliée articulée par une tige 3 au levier du secteur d'engrenage 4. Les dents du secteur sont en prise avec l'engrenage mené 6, qui est monté sur l'axe 7 des flèches 9. Pour éliminer les oscillations de la flèche dues aux écarts entre les dents Le rouage utilise un ressort spiral 2 dont les extrémités sont reliées au boîtier et à l'axe 7. Il y a une échelle fixe sous la flèche.

Sous l'influence de la différence de pression à l'intérieur et à l'extérieur, le ressort tubulaire change la forme de sa section transversale, de sorte que son extrémité étanche K se déplace proportionnellement à la différence de pression de fonctionnement.

Le schéma fonctionnel d'un manomètre mécanique (Fig. 2, b) est constitué de trois maillons linéaires I, II, III dont les caractéristiques statiques sont présentées par des graphiques, et, où se situe le mouvement de l'extrémité libre du ressort tubulaire , est l'initiale angle central ressort tubulaire. En raison de la linéarité de tous les maillons, la caractéristique statique globale du manomètre est linéaire et l'échelle est uniforme. La valeur d'entrée du lien I est la pression mesurée et la valeur de sortie est le mouvement de l'extrémité libre (soudée) du ressort de jauge5. La tige 3 avec le levier de secteur de vitesse 4 forme le deuxième maillon. La valeur d'entrée du lien II est , et la valeur de sortie est la déviation angulaire de l'extrémité du ressort manométrique. La valeur d'entrée du lien III (le lien III est un secteur d'engrenage engrené avec l'engrenage mené 6) est l'écart angulaire, et la sortie est l'écart angulaire de l'aiguille 9 par rapport au repère zéro de l'échelle 8.

Les manomètres mécaniques sont utilisés pour les mesures dans la région du vide faible. Dans les manomètres à déformation, l'élément élastique associé à l'indicateur se plie sous l'influence de la différence entre la pression mesurée et la pression de référence (atmosphère ou vide poussé). Dans les manomètres industriels à soufflet de la série BC-7, la pression mesurée provoque un mouvement du soufflet, qui est transmis à l'enregistreur. Ces appareils ont une échelle linéaire jusqu'à 760 torr et une précision de 1,6 %.

Propriétés physicochimiques du pétrole et paramètres le caractérisant : densité, viscosité, compressibilité, coefficient volumétrique. Leur dépendance à la température et à la pression

Propriétés physiques Les huiles de réservoir sont très différentes des propriétés des huiles dégazées en surface, qui sont déterminées par l'influence de la température, de la pression et des gaz dissous. Les modifications des propriétés physiques des huiles de formation associées aux conditions thermodynamiques de leur présence dans les formations sont prises en compte lors du calcul des réserves de pétrole et de gaz pétrolier, lors de la conception, du développement et de l'exploitation des gisements pétroliers.

Densité le pétrole dégazé varie considérablement - de 600 à 1 000 kg/m 3 ou plus et dépend principalement de la composition en hydrocarbures et de la teneur en substances asphaltiques-résineuses.

La densité du pétrole dans les conditions du réservoir dépend de la quantité de gaz dissous, de la température et de la pression. Avec une pression croissante, la densité augmente légèrement et avec une augmentation des deux autres facteurs, elle diminue. L'influence de ces derniers facteurs est plus grande. La densité des huiles saturées d'azote ou de dioxyde de carbone augmente légèrement avec l'augmentation de la pression.

L’influence de la quantité de gaz dissous et de la température est plus forte. Par conséquent, la densité du gaz au final est toujours moins de densité huile dégazée en surface. À mesure que la pression augmente, la densité du pétrole diminue considérablement, ce qui est dû à la saturation du pétrole en gaz. Une augmentation de la pression au-dessus de la pression de saturation du pétrole avec du gaz contribue à une légère augmentation de la densité du pétrole.

La densité des eaux de formation, outre la pression, la température et les gaz dissous, est fortement influencée par leur salinité. Lorsque la concentration de sels dans l'eau de formation est de 643 kg/m 3, sa densité atteint 1 450 kg/m 3.

Coefficient volumique. Lorsqu’un gaz se dissout dans un liquide, son volume augmente. Le rapport entre le volume de liquide contenant du gaz dissous dans des conditions de réservoir et le volume du même liquide à la surface après son dégazage est appelé coefficient volumétrique.

b = V PL / V POV

où VPL est le volume de pétrole dans les conditions du réservoir ; V POV est le volume de la même huile à pression atmosphérique et t=20°C après dégazage.

Puisque l'huile peut se dissoudre très grand nombre hydrocarbure gazeux (même 1000 m 3 ou plus dans 1 m 3 de pétrole), selon les conditions thermodynamiques, le coefficient volumétrique du pétrole peut atteindre 3,5 ou plus. Les coefficients volumétriques pour l'eau de formation sont de 0,99 à 1,06.

La diminution du volume de pétrole récupéré par rapport au volume de pétrole présent dans le réservoir, exprimée en pourcentage, est appelée « retrait ».

u=(b-1) / b *100%

Lorsque la pression diminue du réservoir initial p 0 jusqu'à la pression de saturation, le coefficient volumétrique change peu, car le pétrole contenant du gaz dissous se comporte dans cette région comme un liquide ordinaire faiblement compressible, se dilatant légèrement à mesure que la pression diminue. À mesure que la pression diminue, le gaz est progressivement libéré de l'huile et le rapport volumétrique diminue. Une augmentation de la température de l'huile aggrave la solubilité des gaz, ce qui entraîne une diminution du coefficient volumétrique

Viscosité. L'un des les caractéristiques les plus importantes l'huile est la viscosité. La viscosité du pétrole est prise en compte dans presque tous les calculs hydrodynamiques associés au levage du fluide dans les tubes, au rinçage des puits, au transport des produits de puits dans les canalisations sur le terrain et au traitement des zones de formation proches du puits de forage. diverses méthodes, ainsi que dans les calculs liés au mouvement du pétrole dans le réservoir.

La viscosité du pétrole de réservoir est très différente de la viscosité du pétrole de surface, car il contient du gaz dissous et se trouve dans des conditions hypertension artérielle et les températures. Avec une augmentation de la quantité de gaz dissous et de la température, la viscosité des huiles diminue.

Une augmentation de la pression en dessous de la pression de saturation entraîne une augmentation du facteur gazeux et, par conséquent, une diminution de la viscosité. Une augmentation de la pression au-dessus de la pression de saturation de l'huile de réservoir entraîne une augmentation de la viscosité.

Avec promotion poids moléculaire La viscosité de l'huile augmente. Affecte également la viscosité de l'huile grande influence la teneur en paraffines et en substances résineuses d'asphalte augmente généralement.

Compressibilité de l'huile. Le pétrole a une élasticité, c'est-à-dire la capacité de modifier son volume sous l'influence d'une pression externe. L'élasticité d'un liquide est mesurée par le coefficient de compressibilité, qui est défini comme le rapport entre la variation du volume du liquide et son volume d'origine lorsque la pression change :

β P =ΔV/(VΔP) , où

ΔV – changement du volume d'huile ; V – volume initial d'huile ; ΔP – changement de pression

Le coefficient de compressibilité du pétrole du réservoir dépend de la composition, de la teneur en gaz dissous, de la température et de la pression absolue.

Les huiles dégazées ont un coefficient de compressibilité relativement faible, de l'ordre de (4-7) * 10 -10 1/Pa, et les huiles légères contenant montant important gaz dissous - jusqu'à 140*10 -10 1/Pa. Comment température plus élevée, ceux coefficient plus élevé compressibilité.

Densité.

La densité fait généralement référence à la masse d'une substance contenue dans une unité de volume. En conséquence, la dimension de cette quantité est kg/m3 ou g/cm3.

ρ=m/V

La densité du pétrole dans les conditions du réservoir diminue en raison du gaz qui y est dissous et d'une augmentation de la température. Cependant, lorsque la pression diminue en dessous de la pression de saturation, la dépendance de la densité de l'huile n'est pas monotone, et lorsque la pression augmente au-dessus de la pression de saturation, l'huile est comprimée et la densité augmente légèrement.

Viscosité de l'huile.

La viscosité caractérise la force de friction (résistance interne) qui apparaît entre deux couches adjacentes à l'intérieur d'un liquide ou d'un gaz par unité de surface lorsqu'elles se déplacent mutuellement.

La viscosité de l'huile est déterminée expérimentalement sur un viscosimètre spécial VVD-U. Le principe de fonctionnement d'un viscosimètre repose sur la mesure du temps de chute d'une bille métallique dans le liquide testé.

La viscosité de l'huile est déterminée par la formule :

μ = t (ρ w – ρ f) k

t – moment de la chute de la balle, s

ρ w et ρ w - densité de la balle et du liquide, kg/m 3

k – constante du viscosimètre

Une augmentation de la température entraîne une diminution de la viscosité de l'huile (Fig. 2.a). Une augmentation de la pression en dessous de la pression de saturation entraîne une augmentation du facteur gazeux et, par conséquent, une diminution de la viscosité. Une augmentation de la pression au-dessus de la pression de saturation de l'huile du réservoir entraîne une augmentation de la viscosité (Fig. 2.b).

La valeur minimale de viscosité se produit lorsque la pression dans la formation devient égale à la pression de saturation de la formation.

Compressibilité de l'huile

Le pétrole a de l’élasticité. Propriétés élastiques les huiles sont évaluées par le coefficient de compressibilité de l'huile. La compressibilité de l'huile fait référence à la capacité d'un liquide à modifier son volume sous l'influence de la pression :

β n = (1)

β n – coefficient de compressibilité de l'huile, MPa -1-

V n – volume initial d'huile, m 3

∆V – mesure du volume d'huile sous l'influence de la mesure de pression ∆Р

Le coefficient de compressibilité caractérise la variation relative d'une unité de volume d'huile avec une variation de pression par unité. Cela dépend de la composition de l’huile du réservoir, de la température et de la pression absolue. Avec l'augmentation de la température, le coefficient de compressibilité augmente.

Coefficient volumique

Le coefficient volumétrique s'entend comme une valeur qui montre combien de fois le volume de pétrole dans les conditions du réservoir dépasse le volume du même pétrole après la libération du gaz à la surface.

in = V pl /V argent

c – coefficient volumétrique

Vpl etVdeg – volumes de réservoir et d'huile dégazée, m 3

Lorsque la pression diminue du réservoir initial p 0 jusqu'à la pression de saturation (segment ab), le coefficient volumétrique change peu, car le pétrole contenant du gaz dissous se comporte dans cette région comme un liquide ordinaire faiblement compressible, se dilatant légèrement à mesure que la pression diminue.

À mesure que la pression diminue, le gaz est progressivement libéré de l'huile et le rapport volumétrique diminue. Une augmentation de la température de l'huile aggrave la solubilité des gaz, ce qui entraîne une diminution du coefficient volumétrique.

Résumé sur le sujet :

Densité de l'air

Plan:

Introduction

• 1 Relations au sein du modèle des gaz parfaits
  • 1.1 Température, pression et densité
  • 1.2 Effet de l'humidité de l'air
  • 1.3 Effet de l'altitude dans la troposphère
Remarques

Introduction

Densité de l'air- masse de gaz dans l'atmosphère terrestre par unité de volume ou densité spécifique l'air dans des conditions naturelles. Ampleur densité de l'air est fonction de la hauteur des mesures prises, de sa température et de son humidité. Habituellement, la valeur standard est considérée comme étant de 1,225 kg ⁄ m 3 , qui correspond à la densité de l'air sec à 15°C au niveau de la mer.

1. Relations au sein du modèle des gaz parfaits

1.1. Température, pression et densité

La densité de l'air sec peut être calculée à l'aide de l'équation de Clapeyron pour un gaz parfait à une température donnée.

Ici ρ et pression : - la densité de l'air, p - pression absolue, R. - constante de gaz spécifique pour l'air sec (287,058 J ⁄ (kg K)), T

• - température absolue en Kelvin. Ainsi, par substitution, on obtient : à atmosphère standard Union internationale
• Chimie théorique et appliquée (température 0°C, pression 100 kPa, humidité nulle) densité de l'air 1,2754 kg ⁄ m³ ;

à 20 °C, 101,325 kPa et air sec, la densité de l'atmosphère est de 1,2041 kg ⁄ m³. Le tableau ci-dessous présente différents paramètres de l'air calculés en fonction des valeurs correspondantes. formules élémentaires

, en fonction de la température (pression prise à 101,325 kPa)

1.2. Effet de l'humidité de l'air L'humidité fait référence à la présence de vapeur d'eau gazeuse dans l'air, dont la pression partielle ne dépasse pas la pression de vapeur saturée pour des conditions atmosphériques données. L'ajout de vapeur d'eau à l'air entraîne une diminution de sa densité, qui s'explique par la plus faible d'eau (18 g ⁄ mol) par rapport à la masse molaire d'air sec (29 g ⁄ mol). L'air humide peut être considéré comme un mélange de gaz parfaits dont la combinaison des densités de chacun permet d'obtenir la valeur requise pour leur mélange. Cette interprétation permet de déterminer la valeur de densité avec un niveau d'erreur inférieur à 0,2 % dans la plage de température de −10 °C à 50 °C et peut être exprimée comme suit :

où est la densité de l'air humide (kg ⁄ m³) ; - la densité de l'air, d- pression partielle d'air sec (Pa) ; - pression absolue, d- constante universelle des gaz pour l'air sec (287,058 J ⁄ (kg K)) ; - constante de gaz spécifique pour l'air sec (287,058 J ⁄ (kg K)),- température (K) ; - la densité de l'air, v- pression de vapeur d'eau (Pa) et - pression absolue, v- constante universelle pour la vapeur (461,495 J ⁄ (kg K)). La pression de vapeur d’eau peut être déterminée à partir de l’humidité relative :

Où - la densité de l'air, v- pression de vapeur d'eau ; φ - humidité relative Et - la densité de l'air, sat est la pression partielle de vapeur saturée, cette dernière peut être représentée par l'expression simplifiée suivante :

ce qui donne le résultat en millibars. Pression de l'air sec - la densité de l'air, d déterminé par une simple différence :

Où - la densité de l'air, désigne la pression absolue du système considéré.

1.3. Effet de l'altitude dans la troposphère

Dépendance de la pression, de la température et de la densité de l'air en fonction de l'altitude par rapport à l'atmosphère standard ( - la densité de l'air, 0 = 101325 Pa, T0=288,15 K, ρ 0 =1,225 kg/m³).

Pour calculer la densité de l'air à une certaine altitude dans la troposphère, les paramètres suivants peuvent être utilisés (les paramètres atmosphériques indiquent la valeur pour une atmosphère standard) :

• standard pression atmosphérique au niveau de la mer - - la densité de l'air, 0 = 101 325 Pa ;
• température standard au niveau de la mer - T0= 288,15K ;
• accélération chute libre au-dessus de la surface de la Terre - g= 9,80665 m ⁄ sec 2 (pour ces calculs, elle est considérée comme une valeur indépendante de la hauteur) ;
• taux de chute de température (anglais) russe. avec hauteur, dans la troposphère - L
• = 0,0065 K⁄m ; - pression absolue, constante universelle des gaz -
• = 8,31447 J ⁄ (Mol K); masse molaire d'air sec - M.

= 0,0289644 kg ⁄ Mol. Pour la troposphère (c'est-à-dire la région de diminution linéaire de la température - c'est la seule propriété de la troposphère utilisée ici), la température en altitude h

au-dessus du niveau de la mer peut être donné par la formule : Pour la troposphère (c'est-à-dire la région de diminution linéaire de la température - c'est la seule propriété de la troposphère utilisée ici), la température en altitude:

Pression en altitude

Ces trois formules (la dépendance de la température, de la pression et de la densité à l'altitude) sont utilisées pour construire les graphiques présentés à droite. Les graphiques sont normalisés : ils montrent le comportement général des paramètres. Les valeurs « zéro » pour des calculs corrects doivent être remplacées à chaque fois conformément aux lectures des instruments correspondants (thermomètre et baromètre) sur à l'heure actuelle au niveau de la mer.

Les équations différentielles dérivées (1.2, 1.4) contiennent des paramètres qui caractérisent un liquide ou un gaz : densité r , viscosité m , ainsi que les paramètres du milieu poreux - coefficients de porosité m et perméabilité k . Pour des calculs ultérieurs, il est nécessaire de connaître la dépendance de ces coefficients à la pression.

Densité des gouttelettes de liquide. Avec une filtration constante d'une gouttelette de liquide, sa densité peut être considérée comme indépendante de la pression, c'est-à-dire que le liquide peut être considéré comme incompressible : r = const .

Dans les processus instables, il est nécessaire de prendre en compte la compressibilité du liquide, caractérisée taux de compression volumétrique du liquide b . Ce coefficient est généralement considéré comme constant :

Après avoir intégré la dernière égalité des valeurs de pression initiales p0 et la densité r 0 aux valeurs actuelles, on obtient :

Dans ce cas, nous obtenons une dépendance linéaire de la densité à la pression.

Densité des gaz. Les liquides compressibles (gaz) présentant de faibles changements de pression et de température peuvent également être caractérisés par les coefficients de compression volumétrique et de dilatation thermique. Mais avec de grands changements de pression et de température, ces coefficients changent dans de larges limites, de sorte que la dépendance de la densité d'un gaz parfait sur la pression et la température est basée sur Équations d'état de Clayperon – Mendeleev:

Où R' = R/Mm– constante du gaz, en fonction de la composition du gaz.

Les constantes des gaz pour l'air et le méthane sont respectivement égales, R΄ air = 287 J/kg K˚ ; R΄ méthane = 520 J/kg K˚.

La dernière équation s’écrit parfois ainsi :

(1.50)

D'après la dernière équation, il est clair que la densité d'un gaz dépend de la pression et de la température, donc si la densité du gaz est connue, il est alors nécessaire d'indiquer la pression, la température et la composition du gaz, ce qui n'est pas pratique. Par conséquent, les concepts de conditions physiques normales et standards sont introduits.

Conditions normales correspondent à une température t = 0°C et une pression p à = 0,1013°MPa. La densité de l'air dans des conditions normales est égale à ρ v.n.us = 1,29 kg/m 3.

Conditions standards correspondent à une température t = 20°C et une pression p à = 0,1013°MPa. La densité de l'air dans des conditions standard est égale à ρ w.st.us = 1,22 kg/m 3.

Par conséquent, à partir de la densité connue dans des conditions données, il est possible de calculer la densité du gaz à d'autres valeurs de pression et de température :

En excluant la température du réservoir, nous obtenons l'équation d'état des gaz parfaits, que nous utiliserons à l'avenir :

Où z – coefficient caractérisant le degré d'écart de l'état d'un gaz réel par rapport à la loi des gaz parfaits (coefficient de supercompressibilité) et dépendant pour un gaz donné de la pression et de la température z = z(p,T) . Valeurs du coefficient de supercompressibilité z sont déterminés selon les graphiques de D. Brown.

Viscosité de l'huile. Les expériences montrent que les coefficients de viscosité du pétrole (à des pressions supérieures à la pression de saturation) et du gaz augmentent avec l'augmentation de la pression. Avec des changements de pression importants (jusqu'à 100 MPa), la dépendance de la viscosité des pétroles et des gaz naturels des réservoirs à la pression peut être supposée être exponentielle :

(1.56)

Pour de petits changements de pression, cette dépendance est linéaire.

Ici m 0 – viscosité à pression fixe p0 ; βm – coefficient déterminé expérimentalement et dépendant de la composition du pétrole ou du gaz.

Porosité du réservoir. Pour savoir comment le coefficient de porosité dépend de la pression, considérons la question des contraintes agissant dans un milieu poreux rempli de liquide. À mesure que la pression dans le liquide diminue, la force exercée sur le squelette du milieu poreux augmente, donc la porosité diminue.

En raison de la faible déformation de la phase solide, on pense généralement que le changement de porosité dépend linéairement du changement de pression. La loi de compressibilité des roches s’écrit comme suit, introduisant coefficient d'élasticité volumétrique de la formation b c:

Où m 0 – coefficient de porosité à pression p0 .

Des expériences en laboratoire sur différentes roches granulaires et des études sur le terrain montrent que le coefficient d'élasticité volumétrique de la formation est de (0,3 - 2) 10 -10 Pa -1.

Avec des changements significatifs de pression, le changement de porosité est décrit par l'équation :

et pour les grands – exponentiel :

(1.61)

Dans les formations fracturées, la perméabilité change en fonction de la pression plus intensément que dans les formations poreuses, donc dans les formations fracturées, en tenant compte de la dépendance k(p) plus nécessaire que dans les granulaires.

Les équations d'état du liquide ou du gaz saturant la formation et du milieu poreux ferment le système d'équations différentielles.