РАСЧЕТ СОСТАВА И СВОЙСТВ НЕФТЯНОГО ГАЗА
СПОСОБЫВЫРАЖЕНИЯ СОСТАВА СМЕСЕЙ И СВЯЗЬ МЕЖДУ НИМИ
ПЕРЕМЕШИВАНИЕ ГАЗОВ
КОРРЕЛЯЦИОННЫЕ СВЯЗИ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ НЕФТИ
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ И ТЕХНИЧЕСКИХ ВОД
РАСЧЕТЫРАЗГАЗИРОВАНИЯ НЕФТЕЙ
НЕФТЯНЫЕ ЭМУЛЬСИИ
6.РАСЧЕТ СЕПАРАТОРОВ НА ПРОПУСКНУЮ СПОСОБНОСТЬ
6.1. РАСЧЕТ ВЕРТИКАЛЬНОГО ГРАВИТАЦИОННОГО СЕПАРАТОРА
6.2. РАСЧЕТ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО ГРАВИТАЦИОННОГО СЕПАРАТОРА ПО ГАЗУ
7.ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫТРУБОПРОВОДОВ
7.1. ПРОСТЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ
7.2. СЛОЖНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ
7.3. НЕИЗОТЕРМИЧЕСКОЕ ТЕЧЕНИЕ ЖИДКОСТИ
7.4. ГАЗОПРОВОДЫ
8. ОТСТОЙНИКИ
9. ОЦЕНКА ПОТЕРЬ НЕФТИ ПРИ ХРАНЕНИИ ЕЕ В РЕЗЕРВУАРАХ
10. ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ ТРАНСПОРТЕ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН
10.1.ВНУТРЕННЯЯ КОРРОЗИЯ ТРУБОПРОВОДОВ
10.2.ПАРАФИНЫ
10.3. ГИДРАТЫ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
……………………………………………………………………………………………………………………………..
- РАСЧЕТ СОСТАВА И СВОЙСТВ НЕФТЯНОГО ГАЗА
СПОСОБЫВЫРАЖЕНИЯ СОСТАВА СМЕСЕЙ И СВЯЗЬ МЕЖДУ НИМИ
Массовая доля — масса i-го компонента, отнесенная к общей массе системы:
. (1.1)
Молярная (мольная) доля – число молей i-го компонента, отнесенное к общему числу молей в системе:
. (1.2)
Моль – количество вещества в граммах, численно равное его молекулярной массе.
Число молей равно массе вещества 
, деленной на молекулярную массу 
:
. (1.3)
Тогда:
. (1.4)
 |
Объемная доля – отношение объема i-го компонента в системе к общему объему системы:
. (1.5)
 |
Тогда:
. (1.6)
По закону Авогадро при одинаковых давлении и температуре 1 моль любого газа занимает одинаковый объем:
при Н.У. — 273 К и 0.101 МПа — 22.414 л,
при С.У. — 293 К и 0.101 МПа — 24.055 л,
отсюда для газовых смесей
(1.7)
объемный состав является и молярным составом.
Средняя молекулярная масса газовой смеси может быть вычислена по составу:
, (1.8)
где 
или 
в долях единицы и
, (1.9)
где или в процентах.
Тогда весовая доля компонента:
. (1.10)
Кроме того:
. (1.11)
Плотность газовой смеси, как аддитивное свойство, можно рассчитать по составу газа и плотности каждого компонента:
, (1.12)
где 
или 
в долях единицы; 
— плотность компонента.
Плотность компонентов газа можно взять из справочников или рассчитать через молярный объем — объем 1 моля газа:
· при нормальных условиях (Н.У.): 
(1.13)
· при стандартных условиях (С.У.): 
(1.14)
· при условиях отличных от НУ или СУ, например в условиях сепаратора, трубопровода и т.д., плотность может быть определена из уравнения состояния реальных газов с учетом коэффициента сверхсжимаемости 
: 
, (1.15)
где Ро,То – давление и температура при нормальных условиях, 0.1013 МПа и 273 К, соответственно, Р, Т — давление и температура при рабочих условиях, — коэффициент сверхсжимаемости.
· относительная плотность газа представляет собой отношение массы газа к массе такого же объема воздуха: 
, (1.16)
где 1.293 и 1.205 плотность воздуха, кг/м3, при НУ и СУ, соответственно.
ТИПОВАЯ ЗАДАЧА 1.1.1
Дан объемный состав нефтяного газа (vi, %); CH4 — 61.5%, C2H6 — 15.4%, C3H8 — 12.1%, ∑ C4H10 — 6.8%, ∑ C5H12 — 4.4%.
Найти: весовой состав (gi %), молекулярную массу смеси (Мсм), абсолютную и относительную (при Н.У. и С.У.)) плотности смесей.
Дано:
vi % Mi (кг/кмоль)
CH4 = 61.3 16
C2H6 = 15.4 30
C3H8 = 12.1 44
C4H10 = 6.8 58
C5H12 = 4.4 72
Найти: gi, Mсм, ρабс, ρотн.
Решение:
Gi = mi / ∑ mi = vi * Mi / ∑ (vi * Mi)
Мср = 100 / ∑ gi / Mi, ρабс = Мср / 22.41, ρотн = ρабс / 1.293
gCH4=61.3 * 16 / (61.3 * 16 + 15.4830 + 12.1 * 44 + 6.8858 + 4.4 * 72) = 0.365
gC2H6 =154 * 30 / 2686.4 =0.172;
gC3H8 = 12.1844 / 2686.4 = 0.198
gC4H10 =6.8 * 58 / 2686.4 = 0.147;
gC5H12 = 4.4 * 72 / 2686.4 = 0.118
Мсм = 100 / (36.6 / 16 + 17.2 / 30 + 19.8 / 44 + 14.7 / 58 + 11.8 / 72) = 26.874 (кг/кмоль)
ρабс = 26.874 / 22.41 = 1.119 кг/м3, ρотн = 1.119 / 1.293 = 0.927
Таблица 1.1
ЗАДАНИЯ ДЛЯ САМОСТОЯТЕЛЬНОЙ РАБОТЫК ЗАДАЧЕ 1.1.1.
| Номер варианта | Состав газа, % об. | ||||||
| СН4 | С2Н6 | С3Н8 | С4Н10 | C5H12 | СО2 | N2 | |
| 76.02 | 7.46 | 6.32 | 3.35 | 3.31 | 3.28 | 0.26 | |
| 91.00 | 3.00 | 2.30 | 1.30 | 1.80 | 0.50 | 0.10 | |
| 56.52 | 10.11 | 8.59 | 4.47 | 2.21 | 1.53 | 16.57 | |
| 71.50 | 5.89 | 1.40 | 0.49 | 0.02 | 0.30 | 20.40 | |
| 58.60 | 14.70 | 7.60 | 5.80 | 5.50 | 3.80 | 4.00 | |
| 18.00 | 15.90 | 18.20 | 9.90 | 3.90 | 3.60 | 0.50 | |
| 78.30 | 4.60 | 6.80 | 5.00 | 4.50 | 0.80 | - | |
| 68.90 | 5.80 | 7.10 | 3.00 | 1.00 | 1.30 | 12.90 | |
| 61.10 | 14.10 | 10.10 | 6.10 | 3.20 | 2.30 | 3.10 | |
| 91.42 | 1.67 | 0.96 | 2.09 | 2.68 | 0.58 | 0.60 |
ЗАДАЧА 1.1.2
В смеси содержится известная масса нефтей трех горизонтов. Для каждой нефти известна плотность и молекулярная масса. Рассчитать массовую, объемную и молярную доли каждой нефти в смеси, и молярную массу смеси.
Таблица 1.2
ЗАДАНИЯ ДЛЯ САМОСТОЯТЕЛЬНОЙ РАБОТЫК ЗАДАЧЕ 1.1.2.
| № варианта | Нефть 1 | Нефть 2 | Нефть 3 | ||||||
| Масса, т | Плотность, кг/м3 | Молярная масса, г/моль | Масса, т | Плотность, кг/м3 | Молярная масса, г/моль | Масса, т | Плотность, кг/м3 | Молярная масса, г/моль | |
ПЕРЕМЕШИВАНИЕ ГАЗОВ
Для расчета составов смесей, получающихся в результате перемешивания r смесей различного состава, можно воспользоваться следующими уравнениями:
для смесей газов в нормальных (стандартных) условиях
, (1.17)
где Nij, Nis — молярная доля i-го компонента в j -м растворе и в смеси, получаемой в результате смешения растворов, соответственно; Vj — объем j –го раствора, приведенный к нормальным (стандартным) условиям,
Для смесей нефтей
, (1.18)
где nj — число молей j -й нефти, l — общее число перемешиваемых нефтей.
Уравнение (1.18) является общим и справедливо для смесей (растворов) веществ в любых агрегатных состояниях. Например, при перемешивании пластовых нефтей из скважин, эксплуатирующих различные горизонты и работающих в единый коллектор, состав получающегося попутного газа может быть рассчитан по уравнению
, (1.19)
где Онj — дебит сепарированной нефти j -й скважины; Гj —газосодержание пластовой нефти j -й скважины (объем газа приведен к нормальным или стандартным условиям).
Необходимо отметить, что при расчете составов любых смесей (растворов) предполагают, что образующие смеси (растворы) однородны по составу, а химические реакции превращения отдельных компонентов в смеси отсутствуют.
При удалении из смеси отдельных компонентов полностью или частично, молярные доли оставшихся компонентов нефти можно рассчитать следующим образом:
, (1.20)
где Ni — молярная доля i-го компонента в смеси первоначального состава, Niуд — молярная доля части i-го компонента, удаляемого из смеси, Niуд < Ni.
Если компонент удаляется полностью, Niуд = Ni,
ТИПОВАЯ ЗАДАЧА 1.2.1
Определить молярную долю метана в нефтяном газе, образующемся в результате смешивания 80 м3 газа I горизонта и 20 м3 газа II горизонта. Молярный состав газов, %, I горизонт: сероводород 20, двуокись углерода 20, азот 40, метан 10, этан 5, бутан 5; II горизонт: метан 80, этан, пропан, бутан 5, пентан 5.
Дано:
Iг Iiг
Объем 80 м3 20 м3
H2S 20% —
CO2 20% —
N2 40% —
Метан 10% 80%
Этан 5% 5%
Пропан — 5%
Бутан 5% 5%
Пентан — 5%
Найти: NCH4 СМ =?
Решение:
NCH4 СМ = (0.1*80+0.8*20) / (80+20) = 0.24
ТИПОВАЯ ЗАДАЧА 1.2.2
Смесь газов двух горизонтов (см. задачу 1.2.1) очищается от неуглеводородных компонентов. Определить состав смеси после их удаления.
Дано:
Iг IIг
Объем 80 м3 20 м3
H2S 20% —
CO2 20% —
N2 40% —
Метан 10% 80%
Этан 5% 5%
Пропан — 5%
Бутан 5% 5%
Пентан — 5%
Найти: NCH4 СМ =?
Решение:
NСH4 ОСТ = (0.1 * 80 + 0.8 * 20) / (20 + 80 (1 - (0.2 + 0.2 + 0.4))) = 0.666
Аналогичный расчет провести по остальным компонентам смеси.
ТИПОВАЯ ЗАДАЧА 1.2.3
Пластовые нефти трех горизонтов — башкирского, визейского и пашийского по единому сборному коллектору попадают на установку подготовки нефти.
Определить состав получающегося нефтяного газа, если в сборный коллектор поступает (м3/сут): 101 нефти башкирского,145 - визейского,204 – пашийского горизонтов, соответственно. Газосодержание пластовых нефтей этих горизонтов соответственно составляет, м3/м3; 33.0 - башкирского, 39.2 -визейского и 37.6 - пашийского. Объем газа приведен к стандартным условиям (см. таблицу).
Дано:
Горизонт CH4,% C2H6,% C3H8,% C4H10,% C5H12,% CO2,% N2,%
Башкирский 24.6 20.6 19.5 10.3 5.1 1.0 18.9
Визейский 41.8 14.9 15.5 7,8 3.8 0.3 15.9
Пашийский 34.5 14.1 18.2 8.2 2.8 0.2 22.0
РАСЧЕТ 35.0 15.7 17.5 8.5 3.6 0.4 19.3
Решение:
, 
VCH4s = (24.6 * 101 * 33.0 + 41.8 * 145 * 39.2 + 34.5 * 204 * 37.6) / (101 * 33.0 + 145 * 39.2 + 204 * 37.6) = 35%
Аналогичные расчеты выполняются для других компонентов. Результаты представляются в виде таблицы.
ЗАДАНИЯ ДЛЯ САМОСТОЯТЕЛЬНОЙ РАБОТЫПО ТЕМЕ 1.2
ЗАДАЧА 1.2.1
Рассчитать состав нефтяного газа, образующегося в результате смешения заданных объемов двух газов известного состава. Объемы газов определены в стандартных условиях.
ЗАДАЧА 1.2.2
В результате подготовки нефтяной газ освобождается от неуглеводородных компонентов. Рассчитать его состав после удаления неуглеводородных компонентов, принимая исходный состав смеси по результатам решения задачи 1.2.1.
ЗАДАЧА 1.2.3
Пластовые нефти трех горизонтов по сборному коллектору поступают на УПН.
Определить состав получающегося нефтяного газа, если известен суточный расход каждой нефти, ее газосодержание и состав попутных газов.
Состав попутных газов нефтей 1-го и 2-го горизонтов принять по задаче 1.2.1.
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ К РАСЧЕТНОМУ ЗАДАНИЮ
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ К ЗАДАЧЕ 1.2.1
Таблица 1.3
| N варианта | N горизонта | Состав газа, % об. | Объем, м3 | |||||||
| С1 | С2 | С3 | С4 | С5+в | СО2 | N2 | H2S | V | ||
| 65.00 | 6.00 | 3.10 | 1.20 | 2,3 | 22.40 | - | - | |||
| 70.50 | 6.00 | 3.00 | 2.20 | 2,3 | 16.00 | - | - | |||
| 56.14 | 16,12 | 10,52 | 5.79 | 2,81 | 0.63 | 6.43 | 1,5 | |||
| 15,07 | 24.73 | 23.00 | 10.00 | 1.60 | 20,1 | 0.8 | ||||
| 72.86 | 10,81 | 6.48 | 3.13 | 3,07 | 0.40 | 3.25 | - | |||
| 70.20 | 2.91 | 1.09 | 1.09 | 1,34 | 0.61 | 22.76 | - | |||
| 41.20 | 15.00 | 15.80 | 6.90 | 0.10 | 17.00 | - | ||||
| 89.04 | 1.18 | 1.66 | 1.39 | 2,62 | 4.11 | - | - | |||
| 70.72 | 0.97 | 0.46 | 0.34 | 0,6 | 26.91 | - | - | |||
| 75.87 | 4.22 | 3.36 | 1.24 | 0,65 | 14.66 | - | - | |||
| 84.78 | 3.09 | 2.07 | 1.34 | 1,8 | 6.75 | 0.17 | - | |||
| 80.41 | 5.52 | 4.59 | 2.45 | 2,87 | 4.16 | - | - | |||
| 59.92 | 14.96 | 10,13 | 5.36 | 2,04 | 1.00 | 5.32 | 1,27 | |||
| 39.49 | 14.46 | 13,09 | 6.96 | 3,33 | 0.52 | 21.37 | 0,78 | |||
| 72.04 | 4.29 | 8.19 | 5.12 | 4,21 | 0.74 | 5.41 | - | |||
| 63.87 | 6.41 | 8.47 | 7.10 | 5,03 | 1.48 | 7.64 | - | |||
| 59.80 | 8.60 | 12,2 | 8.60 | 1,6 | .60 | 8.60 | - | |||
| 26.90 | 14.22 | 32.60 | 18.30 | 2,93 | 1.20 | 3.85 | - | |||
| 74.32 | 6.98 | 8.65 | 4.78 | 3,1 | 1.22 | 0.95 | - | |||
| 69.89 | 10,25 | 8.99 | 4.47 | 4,34 | 1.68 | 0.38 | - |
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ К ЗАДАЧАМ 1.2.2, 1.2.3
Таблица 1.4
| N варианта | N горизонта | Состав газа, % об. | Q, м3/сут | Г, м3/м3 | ||||||||||
| С1 | С2 | С3 | С4 | С5+в | СО2 | N2 | ||||||||
| 41.00 | 19.50 | 18.30 | 6,4 | 2,8 | - | 12.00 | ||||||||
| 86.80 | 4.50 | 3.00 | 3,2 | 0.40 | 0.10 | |||||||||
| 85.10 | 5.00 | 1.00 | 1.00 | 2.80 | 5.00 | 0.10 | ||||||||
| 69.20 | 10.00 | 10.00 | 5.00 | 5.00 | 0.70 | 0.10 | ||||||||
| 53.00 | 9.00 | 11,2 | 10.00 | 5.80 | 1.00 | 10.00 | ||||||||
| 41.20 | 15.00 | 15.80 | 6.90 | 4.00 | 0.10 | 17.00 | ||||||||
| 38.50 | 21.00 | 20.00 | 8.00 | 3.50 | - | 9.00 | ||||||||
| 29.60 | 16.00 | 16.50 | 8.80 | 3.50 | 0.60 | 27.00 | ||||||||
| 53.60 | 14.90 | 12,7 | 7.70 | 2.60 | 4,8 | 3.70 | ||||||||
| 46.50 | 21.40 | 14.40 | 4.50 | 2.20 | - | 11.00 |
ПРИЛОЖЕНИЕ К РАЗДЕЛУ 1
ПЛОТНОСТЬ И МОЛЕКУЛЯРНАЯ МАССА ГАЗОВ
Таблица 1.5
| Газ | Плотность, кг/м3 при | Молекулярная масса, г/моль | Молярный объем при НУ, м3/кмоль | |
| 0о С | 20о С | |||
| Метан | 0,7172 | 0,6673 | 22,36 | |
| Этан | 1,3548 | 1,2507 | 22,16 | |
| Пропан | 2,0090 | 1,8342 | 21,82 | |
| Изобутан | 2,6803 | 2,4176 | 21,75 | |
| Н-бутан | 2,7010 | 2,4176 | 21,50 | |
| Изопентан | 3,4531 | 3,0013 | 20,87 | |
| Н-пентан | 3,4531 | 3,0013 | 20,87 | |
| Гексан | 3,7484 | 3,5848 | 22,42 | |
| Гептан | 4,4731 | 4,1680 | 22,42 | |
| Диоксид углерода | 1,9767 | 1,8307 | 22,26 | |
| Сероводород | 1,5358 | 1,4311 | 22,14 | |
| Оксид углерода | 1,2499 | 1,1652 | 22,41 | |
| Водород | 0,0898 | 0,0837 | 22,43 | |
| Азот | 1,2501 | 1,1654 | 22,40 | |
| Гелий | 0,1784 | 0,1664 | 22,42 | |
| Аргон | 1,7843 | 1,6618 | 22,39 |
- КОРРЕЛЯЦИОННЫЕ СВЯЗИ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ НЕФТИ
Плотность сепарированной нефти в зависимости от температуры можно рассчитать исходя из определения коэффициента термического расширения нефти
ρн(t) = ρн / (1 + αн (t – 20), (2.1)
где ρн, ρн(t) — плотность сепарированной нефти при 20 оС и при температуре t соответственно, кг/м3; αн — коэффициент термического расширения нефти, зависимостью которого от температуры в диапазоне от 10 до 120 оС можно пренебречь и рассчитать его по формулам
αн = 10-3 * (2.638(1.169-ρн * 10 - 3)),если 780 =< ρн =< 860 кг/м3 (2.2)
αн = 10-3 * (1.975(1.272-ρн * 10 - 3)),если 860 < ρн =< 960 кг/м3 (2.3)
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 температуре и давлении до газонасыщенности Го можно рассчитать по формуле
Vнг = V1н(1 + λнг * Го), (2.4)
где V1н — объем сепарированной нефти при постоянных давлении и температуре в системе, м3; Го — отношение объема газа, растворяемого в нефти, к объему этой нефти, приведенные к стандартным условиям; λнг — коэффициент изменения объема нефти из-за изменения ее насыщенности газом:
λнг = 10 -3 (4.3 + 0.858ρг + 5.2 (1-1.5 * Го * 10 -3) Го * 10 -3 - 3.54ρн * 10 -3), (2.5)
где ρн, ρг — плотности нефти и газа, растворяемого в нефти при 20 оС и 0.1МПа, кг/м3. Легко показать, что коэффициент λнг равен отношению
λнг = ρг / ρгк, (2.6)
где ρгк — кажущаяся плотность газа, растворенного в нефти, кг/м3.
При этом нефть с растворенным в ней газом при постоянных давлении и температуре рассматривают как раствор, подчиняющийся правилу аддитивности
Vнг = mн / ρ1н + mг / ρгк, (2.7)
где mн, mг — массы сепарированной нефти и газа, который должен быть растворен в ней, соответственно, кг; ρ1н — плотность сепарированной нефти при давлении и температуре в системе, кг/м3.
Объемный коэффициент нефти можно рассчитать по формуле
b = 1 + λнг * Го + α (t - 20) - 6.5 * 10 -4*Р, (2.8)
где Р — давление в системе, МПа; t — температура оС
Для нефтей в пластовых условиях объемный коэффициент в первом приближении можно определить по формуле
b = 1 + 3 * 10 -3 * Го (2.9)
Плотность нефти с растворенным в ней газом можно рассчитать по уравнению
ρнг = 1 / b * (ρн + ρг * Го). (2.10)
Влияние температуры на давление насыщения нефти газом может быть оценено по эмпирической формуле
pst = pst0 + (t - t0)/(9.157 - fш), (2.11)
где pst, psto — давления насыщения при температурах t и t0 соответственно, МПа;
fш = 0.7532*ρн / (Го(NCH4 - 0.8NА)), (2.12)
где NCH4, NА - молярные доли метана и азота, соответственно, в газе однократного разгазирования нефти при 20 оС до атмосферного давления.
Молярная масса сепарированной нефти (кг/кмоль) в результате ее однократного разгазирования при 20 оС до атмосферного давления может быть рассчитана по формуле:
Мн = 0.2*ρн*μн 0.11 , (2.13)
где μн — вязкость сепарированной нефти при стандартных условиях, мПа*с.
В определенном диапазоне плотности сепарированной нефти удовлетворительные результаты дает известная формула Крего
Мн = 44.29 * ρ1н / (1.03-ρ1н). (2.14)
где ρ1н — отношение плотности сепарированной нефти при 15.5 оС к плотности воды при той же температуре.
При отсутствии данных по молярной массе сепарированной нефти и ее вязкости, а также плотности газонасыщенной нефти молярную массу пластовой нефти можно определить по формуле
Мнг = 44.3 * (ρн + ρг * Го) / (1030 - ρн + 1.845*Го) (2.15)
Удовлетворительная связь между вязкостью сепарированной нефти и температурой описываются известным уравнением Вальтера
lg(μн + 0.8) = а1 - а2*lg(1 + t / 273) (2.19)
где μн — относительная кинематическая вязкость сепарированной нефти при температуре t, численно совпадающей с кинематической вязкостью нефти, выраженной в квадратных миллиметрах на секунду; a1, a2 — эмпирические коэффициенты, зависящие от состава нефти.
Для применения (2.16) необходимо знание экспериментальных значений вязкости нефти при двух температурах, подставляя которые в (2.16), можно определить коэффициенты, зависящие от состава нефти.
Используя два экспериментальных значения вязкости нефти при температуре 20 и 50 оС, температурную зависимость динамической вязкости нефти можно описать
lgμt = (lgμ20) * (lgμ50 / lgμ20) (t-20)/30 (2.17)
где μ20, μ50, μt — относительные динамические вязкости нефти при атмосферном давлении и температурах 20, 50, и t оС соответственно, численно равные соответствующим значениям динамической вязкости сепарированной нефти, выраженной в миллипаскалях в секунду.
Если известно только одно экспериментальное значение вязкости нефти при какой-либо температуре t0, то значение ее при другой температуре можно определить по формуле
μt = (1 / С) * (С*μto)φ (2.18)
где
φ = 1 / (1 + а(t-t0) lg (C*μt0)); (2.19)
μt, μt0 — динамическая вязкость нефти при температуре t и t0 соответственно, мПа*с; а С — эмпирические коэффициенты.
Если μ >= 1000 мПа*с, то
С = 10 1/ мПа*с; а = 2.52 * 10-3 1/ оС; (2.20)
если 10 =< μ =< 1000 мПа*с, то
С = 100 1/мПа*с; а = 1.44 * 10-3 1/ оС (2.21)
если μ < 10 мПа*С, то
С = 1000 1/ МПа*с; а = 1.76 * 10-3 1/ оС (3.22)
При отсутствии экспериментальных данных для ориентировочных оценок вязкости нефти при 20 оС и атмосферном давлении можно воспользоваться следующими формулами:
если 845 < ρн < 924 кг/м3,
μн = ((0.658 * ρн 2) / (10 3 * 886 - ρн 2)) 2 (2.23)
если 780 < ρн < 845 кг/м3,
μн = ((0.456 * ρн 2) / (10 3 * 833 - ρн 2)) 2 (2.24)
где μн, ρн —- вязкость и плотность сепарированной нефти при 20 оС и атмосферном давлении, мПа*С и кг/м3,соответственно.
По формуле Чью и Каннели можно рассчитать вязкость газонасыщенной нефти при давлении насыщения
μs = А * μt B, (2.25)
где μs — вязкость нефти, насыщенной газом, при температуре t и давлении насыщения, мПа*с; μt — вязкость сепарированной нефти при температуре t, мПа*с; А, В — эмпирические коэффициенты, определяемые по формулам
A = exp((12.4 * 10 - 3 * Го - 8.576) * 10 - 3 * Гo) (2.26)
B = exp((8.02 * 10 - 3 * Го - 4.631) * 10 - 3 * Го) (2.27)
Теплоемкость нефти может быть рассчитана по формуле
Ср = 107.325(496.8 - t) / (ρн) (1 / 2) (2.28)
где ρн — плотность нефти, кг/м3; t — температура, оС
ТИПОВЫЕ ЗАДАЧИ
ТИПОВАЯ ЗАДАЧА 2.1
Найти плотность сепарированной нефти Сретенского месторождения тульского горизонта при температуре 68 оС, если плотность ее при 20 оС равна 849 кг/м3, и нефти кыновского горизонта того же месторождения при 73 оС, если плотность ее при 20 оС равна 893 кг/м3.
Дано: ρн (Тг) = 849 кг/м3; ρн (Кг) = 893 кг/м3; t (Тг) = 68 оС; t (Кг) = 73 оС;
Найти: roн (Тг68) =?; roн (Кг73) =?;
Решение:
если 780 =< ρн =< 860 кг/м3;
αн =10 - 3 * 2.638(1.169 - ρн * 10 - 3);
αн=2.638(1.169 – 849 * 10 -3) * 10 - 3 = 0.8442 * 10 -3 1/ оС;
ρн(t) = ρн / (1 + αн * (t - 20);)
ρн(Тг68) = 849 / (1 + 0.8442 * 10 - 3 * (68 - 20)) = 816 кг/м3;
аналогично для кыновского горизонта:
αн=1.975 (1.272 – 893 * 10 - 3) * 10 - 3 = 0.7485 * 10 -3 1 /оС;
ρн(Тг73) = 893 / (1 + 0.7485 * 10 - 3 * (73 - 20)) = 859 кг/м3
ТИПОВАЯ ЗАДАЧА 2.2
Найти молярную массу сепарированной нефти Азевского месторождения, если ее плотность 893 кг/м3, вязкость 41.2 мПа*с при 20 оС и атмосферном давлении.
Дано: ρн = 893 кг/м3; μн = 41.2 мПа*с; t = 20 оС
Найти: Мн =?
Решение: Мн = 0.2*ρн*μн0.11; Мн = 0.2*893*41.2 0.11 = 269 кг/кмоль
Молярную массу сепарированной нефти определяют по формуле Крего, для этого находят относительную плотность нефти при температуре 15.5 оС. Как рассчитано раннее, коэффициент термического расширения нефти плотностью 893 кг/м3 равен 0.7485 * 10 - 3 1/ оС, тогда плотность нефти при 15.5 оС будет
ρн(15.5) = 893 / (1 + 0.7485 * 10 о * (15.5 - 20) = 896 кг/м3
Так как относительная плотность по воде в 1000 раз меньше, то по формуле Крего
Мн = 44.29 * 0.896 / (1.03 - 0.896) = 296 кг/кмоль
ТИПОВАЯ ЗАДАЧА 2.3
Определить вязкость сепарированной нефти Шагирского месторождения при 73 оС, если известна только ее плотность при 20 оС в поверхностных условиях, равная 919 кг/м3.
Дано: ρн = 919 кг/м3; to = 20 оС; t = 73 оС;
Найти: μt =?;
Решение:
μн = [0.658 * ρн 2 / (10 3 * 886 - ρн 2)] 2;
μн = [0.658 * 919 2 / (10 3 * 886 – 919 2)] 2 = 180мПа * с; μt = (C*μto) φ; где
φ = 1 / (1 + а(t - to) lg (C*μto));
Так как 10 < μн < 1000 мПа*с, то
С = 100 1 / мПа*с; а = 1.44 * 10 -3 1/оС
φ = 1 / (1 * 1.44 * 10 – 3(73 - 20)*lg(100 * 180)) = 0.7549
μ (73) = (100 * 180) 0.7549 / 100 = 93 мПа*с
ЗАДАНИЯ ДЛЯ САМОСТОЯТЕЛЬНОЙ РАБОТЫПО ТЕМЕ «КОРРЕЛЯЦИОННЫЕ СВЯЗИ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ
СВОЙСТВ НЕФТИ»
ЗАДАЧА 2.1
Найти плотности сепарированных нефтей двух месторождений при заданной температуре, если известны их плотности при 20 оС. Дать заключение о влиянии температуры на плотность нефти.
ЗАДАЧА 2.2
Найти молярную массу сепарированной нефти, если известны ее плотность и вязкость при стандартных условиях. (Использовать ф.3.5.13 и формулу Крего.)
ЗАДАЧА 2.3
Определить вязкость сепарированной нефти при заданной температуре, если известна только ее плотность при 20 оС в поверхностных условиях.