Физико-химические свойства нефти, газа, воды и их смесей

Физико-химические свойства нефти, газа, воды и их смесей Способы выражения составов смесей и связь между ними

Состав смеси характеризуется числом компонентов смеси и их соотношением. Соотношения определяются долями: массовой, объемной, молярной. Сумма долей всех компонентов смеси равна 1.

  Массовая и молярная доли

Массовая доля i-го компонента в смеси:

_i(1.1)

m_i – масса i-го компонента в смеси

r- число компонентов в растворе

Молярная доля i-го компонента в смеси равна:

_i(1.2)

n_i – число молей i-го компонента в смеси

n_i=m_i/M_i(1.3)

Из 1.2 с учетом 1.1 и 1.3 следует:

 (1.4)

 (1.5)

  Массовая и объемная доли

Объемная доля для смесей, подчиняющихся правилу аддитивности, определяется следующим образом:

 (1.6)

V_i – объем i-го компонента перед смешением при заданных температуре и давлении смеси.

Так как  (- плотность i-го компонента при заданной температуре и давлении)

 (1.8)

 (1.9)

Объемная и молярная доли

 (1.10)

Для газообразных продуктов в первом приближении можно принять, что в диапазоне давлений, мало отличающихся от атмосферного, отношение молярной массы газа к его плотности практически постоянно, т.е. const, следовательно, для смеси газов

 (1.13)

Перемешивание газонефтяных смесей различного состава

Для расчета составов смесей, получающихся в результате перемешивания r смесей пользуются следующими формулами:

Для смесей газов в нормальных (стандартных) условиях

 (1.14)

Для смесей нефтей

 (1.15)

N_ij N_is, – молярная доля i-го компонента в j-растворе и в смеси, получаемой в результате смешивания r растворов(газов, нефтей); V_j – объем j-раствора при нормальных (стандартных) условиях; n_j – число молей j-нефти.

Уравнение 1.15 является общим и справедливо для смесей веществ в любых агрегатных состояниях. Например, при перемешивании пластовых нефтей различных скважин, работающих в единый сборный коллектор, состав получающегося нефтяного газа может быть рассчитан по формуле 1.16:

 1.16

Q_нj – дебет сепарированной нефти j-скважины; Г_j – газосодержание пластовой нефти j-скважины (объем газа приведен к нормальным или стандартным условиям).

При удалении из смеси отдельных компонентов полностью или частично, молярные доли оставшихся компонентов можно рассчитать по уравнению 1.17:

 1.17

N_i молярная доля i-го компонента в смеси первоначального состава N_iуд – молярная доля части i-го компонента, удаляемого из смеси: полностью

N_i =N_iуд, частично - N_iуд N_i

газосодержание нефти и ее объемный коэффициент

Газосодержание нефти определяют как отношение объема газа, выделяющегося из пластовой нефти в результате ее однократного разгазирования при температуре 20^оС и атмосферном давлении к объему сепарированной нефти:

Г₀=V_г/V_н (1.18)

V_г – объем газа однократного разгазирования при температуре 20^оС и атмосферном давлении (м³), V_н – объем сепарированной нефти, остающейся после однократного разгазирования при температуре 20^оС и атмосферном давлении (м³)

Массовую долю растворенного в нефти газа можно определить по формуле 1.19:

 (1.19)

m_н, m_г – массы сепарированной нефти и газа (кг), _н – плотность сепарированной нефти в стандартных условиях (кг/м³), _г – плотность газа однократного разгазирования при температуре 20^оС и атмосферном давлении (кг/м³)

Молярная доля растворенного в нефти газа определяется по формуле:

 1.21

М_нг – молярная масса нефти с растворенным в ней газом, М_г – молярная масса газа (кг/кмоль). Если неизвестна молярная масса нефти с растворенным в ней газом, то молярную долю растворенного в нефти газа можно рассчитать по уравнению 1.22:

 (1.22)

М_н – молярная масса дегазированной нефти.

Молярную массу пластовой нефти можно определить из 1.21 и 1.22

 (1.23)

Поскольку молярный объем газа в стандартных условиях (20^оС, 0,1МПа) можно принять равным 24,05м³/кмоль, из 1.22 следует

 (1.24)

Для определения молярной массы пластовой нефти из 1.23 следует

 (1.25)

физико-химические свойства пластовых вод

 

Состав:

Анионы: ОН^-, СL^-, SO₄^2-, CO₃^2-, HCO₃^-

Катионы H⁺, K⁺, Na⁺, NH₄⁺, Mg²⁺, Ca²⁺, Fe²⁺ и др.

Микроэлементы Br^-, J^- и др.

Коллоидные частицы SiO₂, Fe₂O₃, Al₂O₃

Растворенные газы : СО₂, H₂S, CH₄, H₂, N₂ и др.

Минерализация воды

Под минерализацией воды (М) понимают общее содержание растворенных в ней солей. По В.И. Вернадскому природные воды в зависимости от массового содержания (%) в них растворенных веществ делят на:

Пресные – М 0,0010,1

Минерализованные – М 0,1- 5

Рассолы – М 535

Понятие об эквивалентной массе и эквиваленте ионов

Эквивалентом ионов вещества (Э), диссоциированного в воде, называется их молекулярная масса или часть ее, соответствующая единице валентности. Или иначе, эквивалентом иона называется отношение молекулярной массы иона к его валентности в данной химической реакции. Для определения Э нужно молекулярную массу иона, подсчитываемую как сумма атомных масс элементов, его составляющих, разделить на валентность иона (n_и) в данной реакции:

Э=М_и/n_и

Чтобы выразить содержание ионов вещества в растворе в миллиграмм-эквивалентах на килограмм (мг-экв/кг), нужно количество миллиграммов ионов вещества в килограмме раствора разделить на его эквивалент:

q_эi= (1.26)

где q_эi– концентрация i-тых ионов в растворе (мг-экв/кг), q_i – массовая доля i-тых ионов в растворе, m_i – масса i-тых ионов в растворе (кг), m_в - масса воды в растворе (кг), k- число разновидностей ионов растворенных в воде веществ, q_i10³ – содержание i-тых ионов в растворе (мг/кг). Значения эквивалентов попутных вод нефтяных месторождений приведены ниже.

Ион	Na+	K+	Mg2+	Ca2+	Fe2+	Fe3+	H+	NH4+
Эквивал.	23,00	39,10	12,15	20,04	27,93	18,62	1,01	18,04
Ион	СL-	HCO3-	CO32	SO42-	Br-	J-	HS-	Нафтен-ионы
Эквивал.	35,45	61,02	30,01	48,03	79,90	126,90	33,07	150-200

Процент-эквивалентная форма представления солевого состава воды получается следующим образом:

A_i=; K_j=; (1.27)

Где A_i, K_j – процент-эквивалентная доля i-аниона и j-катиона соответственно, r_Ai, r_Kj – число миллиграмм-эквивалентов в литре раствора i-аниона и j-катиона соответственно (мг-экв/л), - сумма миллиграмм-эквивалентов всех катионов и анаионов в литре раствора (мг-экв/л).

Жесткость воды

Жесткостью воды называется суммарное количество содержащихся в воде катионов кальция и магния, выраженное в молях на килограмм (литр) раствора.

В зависимости от соотношения между общей жесткостью воды Ж_о и содержанием в ней ионов НСО нефтепромысловые сточные воды можно разделить на две группы:

Ж_о- жесткие

Ж_о- щелочные воды

Для вод первой группы различают жесткость общую Ж_о, карбонатную Ж_к и некарбонатную Ж_нк, кальциевую Ж_Са и магниевую Ж_Mg.

Для вод второй группы понятие карбонатной и некарбонатной жесткости теряет смысл, поэтому они характеризуются только общей кальциевой и магниевой жесткостью.

Между различными жесткостями существует связь:

Ж_о= Ж_к+ Ж_нк= Ж_Са+ Ж_Mg

Показатель содержания водородных ионов

Важной характеристикой химическиго состава пластовой и сточной вод является содержание в ней водородных ионов. Часть молекул воды находится в диссоциированном состоянии:

Н₂О=Н⁺+ОН^-

Состояние равновесия при данной температуре характеризуется константой:

К= (1.28)

Где С_Н+, С_ОН- - концентрация ионов водорода и гидроксида в воде соответственно, моль/л; С_Н2О – концентрация молекул воды, моль/л.

Концентрация воды постоянна и равна 55,56 моль/л. поэтому из (1.28) следует

Кв=55,56К= С_Н++ С_ОН-, где Кв – ионное произведение воды (табл. 2).

Таблица 2 Ионное произведение воды

tоС	Кв 10-14	tоС	Кв 10-14	tоС	Кв 10-14	tоС	Кв 10-14
0	0,112	25	1,01	60	9,61	150	234
5	0,186	30	1,47	70	21,0	165	315
10	0,293	35	2,09	80	35,0	200	485
15	0,452	40	2,92	90	53,0	250	550
18	0,570	45	4,02	100	59,0	306	304
20	0,680	50	5,47	122	120

При нейтральной реакции концентрации ионов водорода и гидроксида равны, следовательно С_Н++ С_ОН-=( С_Н+)². Так как при температуре 22оС Кв=10^-14, то С_Н+=10^-7моль/л. отрицательное значение логарифма концентрации водородных ионов обозначается рН.

рН=-lg С_Н+ (1.29)

Следовательно, реакции водных растворов при 22оС с помощью этого показателя будут характеризоваться следующим образом:

рН=7 – нейтральная; рН 7 – щелочная; рН 7 – кислая.

Физические свойства пластовых и сточных вод

Плотность воды пластовой (минерализованной) в зависимости от солесодержания может быть рассчитана по формуле:

где - плотность дистиллированной воды при 20^оС, кг/м³, S – концентрация соли в растворе, кг/м³.

В диапазоне температур 0-45^оС плотность водных растворов солей нефтяных месторождений изменяется мало, поэтому в первом приближении влияние температуры может быть учтено следующим образом:

 (1.30)

где  и  плотность минерализованной воды при температуре t и 20^оС соответственно, кг/м³.

Вязкость минерализованной воды может быть рассчитана следующим образом:

при  

 (1.31)

 (1.32)

где  -вязкость минерализованной воды при температуре t , мПа*с; - вязкость дистиллированной воды при температуре t;  - разность между плотностью минерализованной и дистиллированной вод при 20^оС, кг/м³ (); - параметр, определяемый по формуле:

 (1.33)

при

 (1.34)

где А() – функция, значение которой зависит от температуры и плотности:

при 0t20^оC

 (1.35)

при 20t30^оC

 (1.36)

при t30^оC

 (1.37)

корреляционные связи физико-химических свойств нефти Влияние температуры на плотность сепарированной нефти

Плотность сепарированной нефти в зависимости от температуры можно рассчитать исходя из определения коэффициента термического расширения нефти

 (1.38)

где ,  плотность сепарированной нефти при 20оС и температуре t соответственно, кг/м³,  - коэффициент термического расширения нефти, зависимостью которого от температуры в диапазоне 10 – 120оС можно пренебречь и рассчитывать его по формулам:

 (1.39)

Влияние содержания газа на изменение объема нефти при постоянных температуре и давлении

Для растворения в нефти газа необходимо повысить давление и привести систему в равновесие. Увеличение давления уменьшает объем нефти, растворение же в ней газа увеличивает его. Эти два процесса противоположного изменения объема нефти можно учесть раздельно введением двух различных коэффициентов: сжимаемости нефти и «набухания» ее.

Таким образом, объем нефти при растворении в ней газа при постоянных давлении и температуре газонасыщенностью Г_о можно рассчитать по формуле:

 (1.40)

где V- объем сепарированной нефти при постоянных давлении и температуре в системе, м³; Г₀ – отношение объема газа, растворенного в нефти к объему этой нефти, приведенные к стандартным условиям; - коэффициент изменения объема нефти из-за изменения ее насыщенности газом.

 (1.41)

где - плотности нефти и газа, растворяемого в нефти, при 20^оС и 0,1 МПа, кг/м³.

Уменьшение объема сепарированной нефти (V_p) из-за сжатия ее до определенного давления (p_пл) рассчитывают по формуле:

 (1.42)

где - коэффициент сжимаемости сепарированной нефти (можно принять равным 6,5*10^-4 Мпа^-1).

Увеличение объема нефти из-за ее нагревания до температуры t_пл рассчитывают по формуле:

 (1.43)

где - коэффициент термического расширения нефти

Кажущуюся плотность растворенного газа определяют по формуле

 (1.44)

Объемный коэффициент нефти можно рассчитать по формуле

 (1.45)

где p – давление в системе, МПа; t – температура, ^оС

для нефти в пластовых условиях объемный коэффициент в первом приближении можно рассчитать по формуле:

 (1.46)

Плотность нефти с растворенным в ней газом рассчитывают по формуле

 (1.47)

Молярная масса нефти

Молярная масса сепарированной нефти (кг/кмоль) в результате ее однократного разгазирования при 20^оС до атмосферного давления может быть рассчитана по формуле:

 (1.48)

где  - вязкость сепарированной нефти при стандартных условиях, мПа*с

Молярную массу пластовой нефти можно рассчитать по формулам, аналогичным (1.48):

, если мПа*с (1.49)

, если мПа*с (1.50)

или по двухпараметрической формуле

 (1.51)

При отсутствии данных по молярной массе сепарированной нефти и ее вязкости, а также плотности газонасыщенной нефти молярную массу пластовой нефти можно определить по формуле:

 (1.52)

Зависимость вязкости сепарированной нефти от температуры

Удовлетворительная связь между вязкостью сепарированной нефти и температурой описывается уравнением Вальтерра:

 (1.53)

где  - относительная кинематическая вязкость сепарированной нефти при температуре t, численно совпадающей с кинематической вязкостью нефти, выраженной в мм²/сек; а₁ а₂ – эмпирические коэффициенты, зависящие от состава нефти. Для применения формулы (1.53) необходимо знание экспериментальных значений вязкости нефти при двух температурах, подставляя которые в (1.53) можно определить коэффициенты а₁ и а₂.

Используя два экспериментальных значения вязкости нефти при двух температурах 20 и 50 ^оС, температурную зависимость динамической вязкости сепарированной нефти можно описать уравнением (1.54):

 (1.54)

где  - относительные динамические вязкости сепарированной нефти при атмосферном давлении и температурах 20, 50 и t ^оС соответственно, численно равные динамической вязкости сепарированной нефти, выраженной в мПа*с.

Если известно только одно экспериментальное значение вязкости нефти при какой-нибудь температуре t₀, то значение ее при другой температуре t можно определить по формуле (1.55):

 (1.55)

где ,  - динамическая вязкость нефти при температуре t и t₀, а и С – эмпирические коэффициенты: при 1000мПа*с С=10 1/мПа*с; а= 2,52*10^-3 1/^оС; при 101000мПа*с С=100 1/мПа*с; а= 1,44*10^-3 1/^оС; при  С=1000 1/мПа*с; а= 0,76*10^-3 1/^оС.

При отсутствии экспериментальных данных для ориентировочных оценок вязкости нефти при 20оС и атмосферном давлении можно пользоваться следующими формулами:

Если кг/м³,

то  (1.56)

Если кг/м³,

то  (1.57)

Где  - вязкость и плотность сепарированной нефти при 20 ^оС и атмосферном давлении, мПа*с и кг/м³ соответственно.

Вязкость газонасыщенной нефти

По формуле Чью и Коннели можно рассчитать вязкость газонасыщенной нефти при давлении насыщения:

 (1.58)

где  - вязкость нефти, насыщенной газом, при температуре t и давлении насыщения, мПа*с,  - вязкость сепарированной нефти при температуре t, мПа*с, А и В – эмперические коэффициенты, определяемые по формулам:

А= ехр

В= ехр

Теплоемкость нефти

Теплоемкость нефти может быть рассчитана по формуле:

гидравлический расчет трубопроводов, транспортирующих однофазные жидкости при постоянной температуре

Гидравлический расчет простых трубопроводов сводится к определению одного из следующих параметров: пропускной способности Q; необходимого начального давления (p_o) при заданном конечном (p_к); диаметра трубопровода.

Определение пропускной способности

Поскольку коэффициент гидравлического сопротивления зависит от числа Рейнольдса, а, следовательно, и от неизвестного Q, задачи решают графоаналитичеким способом. Для этого вначале задаются несколькими произвольными значениями Q и определяют линейную скорость потока:

 (2.1)

Затем рассчитывают число Рейнольдса и определяют режим движения жидкости:

 (2.2)

В зависимости от него находят коэффициент гидравлического сопротивления:

При Re2000 ( ламинарный режим)

 (2.3)

При 2000Re4000 (критический режим)

 (2.4)

При Re>4000 (турбулентный режим) для расчета используют формулу Альтшуля:

 (2.5),

или частные формулы для трех областей турбулентного режима:

Зона гладкого трения 4000<Re<10D/k_э (k_э - эквивалентная шероховатость внутренней поверхности труб, мм)

 (2.6)

Зона смешанного трения 10D/k_э <Re<500D/k_э

Зона шероховатого трения Re>500D/k_э -  (2.5, а)

После этого рассчитывают полную потерю напора (давления) в трубопроводе по формуле:

;  (2.7)

и строят график зависимости  или  и по заданному Н илиР находят искомую пропускную способность.

Можно воспользоваться рекомендованными в специальной литературе значениями оптимальной скорости движения жидкости в трубопроводе в зависимости от вязкости (табл.1). В этом случае по известной или рассчитанной вязкости жидкости выбирают оптимальную линейную скорость течения. По известному диаметру рассчитывают пропускную способность и полученное значение проверяют путем расчета полной потери давления в трубопроводе при найденной пропускной способности. Если полная потеря давления выше заданной – задаются другой скоростью.

Таблица 1 – Рекомендуемые оптимальные скорости движения жидкости в трубопроводе в зависимости от вязкости

Кинематическая вязкость жидкости ( при температуре перекачки, см2/сек	Рекомендуемая скорость, м/сек
	Во всасывающем трубопроводе	В нагнетательном трубопроводе
0,01-0,06 0,06-0,12 0,12-0,28 0,28-0,72 0,72-1,46 1,46-4,38 4,38-9,77	1,5 1,4 1,3 12 1,1 1,0 0,8	2,5 2,2 2,0 1,5 1,2 1,1 1,0

Определение необходимого давления

При известном начальном или конечном напоре (давлении) найти напор (давление) в противоположном конце трубопровода можно, зная полную потерю напора (давления) в трубопроводе, т.е. потерю напора (давления) на трение, преодоление разности геодезических отметок начала и конца трубопровода, преодоление местных сопротивлений (сужений, поворотов, задвижек и т.п.). Расчет полной потери напора (давления) производят следующим образом. Вначале находят линейную скорость течения жидкости по формуле (2.1), затем по формуле (2.2) – Re, коэффициент гидравлического сопротивления (ф. 2.3-2.6) и Н (Р). Начальное давление рассчитывают по формуле:

Р_о=Р_к+Р

Пример решения задач

Условие задачи

Нефть в количестве 8000м3/сут перекачивается по трубопроводу диаметром 307мм, длиной 15км, разность отметок начала и конца трубопровода 5м, сумма коэффициентов местных сопротивлений 5, коэффициент эквивалентной шероховатости 0,2мм плотность нефти 0,83т/м3. Определить полную потерю напора в трубопроводе (Н).

Решение

1.  Находим линейную скорость потока в трубопроводе по ф.2.1:

= 4*(8000/86400)/(3,14*0,307²)=1,51м/сек

2.  Поскольку по условию задачи вязкость неизвестна, находим ее значение по значению плотности, используя формулы 1.56 или 1.57

==4,75мПа*с= 0,0048Па*с

3.  Находим число Рейнольдса по ф. 2.2:

=4*(8000/86400)*830/3,14*0,307*0,0048=80845

4.  Находим коэффициент гидравлического сопротивления по формуле Альтшуля (2.5), или используя частные формулы после определения зоны турбулентного течения

=0,11(0,2/307+68/80845)^0,25=0,022