Физико-химические свойства нефти, газа, воды и их смесей
2 Физико-химические свойства нефти, газа, воды и их смесейСпособы выражения составов смесей и связь между нимиСостав смеси характеризуется числом компонентов смеси и их соотношением. Соотношения определяются долями: массовой, объемной, молярной. Сумма долей всех компонентов смеси равна 1.Массовая и молярная долиМассовая доля i-го компонента в смеси:i (1.1)mi - масса i-го компонента в смесиr- число компонентов в раствореМолярная доля i-го компонента в смеси равна:i (1.2)ni - число молей i-го компонента в смесиni=mi/Mi (1.3)Из 1.2 с учетом 1.1 и 1.3 следует: (1.4) (1.5)Массовая и объемная долиОбъемная доля для смесей, подчиняющихся правилу аддитивности, определяется следующим образом: (1.6)Vi - 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 составаДля 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)Nij Nis, - молярная доля i-го компонента в j-растворе и в смеси, получаемой в результате смешивания r растворов(газов, нефтей); Vj - объем j-раствора при нормальных (стандартных) условиях; nj - 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: 1.16Qнj - дебет сепарированной нефти j-скважины; Гj - 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: 1.17Ni молярная доля i-го компонента в смеси первоначального состава Niуд - молярная доля части i-го компонента, удаляемого из смеси: полностьюNi =Niуд, частично - Niуд Niгазосодержание нефти и ее объемный коэффициентГазосодержание нефти определяют как отношение объема газа, выделяющегося из пластовой нефти в результате ее однократного разгазирования при температуре 20оС и атмосферном давлении к объему сепарированной нефти:Г0=Vг/Vн (1.18)Vг - объем газа однократного разгазирования при температуре 20оС и атмосферном давлении (м3), Vн - объем сепарированной нефти, остающейся после однократного разгазирования при температуре 20оС и атмосферном давлении (м3)Массовую долю растворенного в нефти газа можно определить по формуле 1.19: (1.19)mн, mг - массы сепарированной нефти и газа (кг), н - плотность сепарированной нефти в стандартных условиях (кг/м3), г - плотность газа однократного разгазирования при температуре 20оС и атмосферном давлении (кг/м3)Молярная доля растворенного в нефти газа определяется по формуле: 1.21Мнг - молярная масса нефти с растворенным в ней газом, Мг - 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) Мн - 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 (20оС, 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 водСостав:Анионы: ОН-, СL-, SO42-, CO32-, HCO3- Катионы H+, K+, Na+, NH4+, Mg2+, Ca2+, Fe2+ и др.Микроэлементы Br-, J- и др.Коллоидные частицы SiO2, Fe2O3, Al2O3Растворенные газы : СО2, H2S, CH4, H2, N2 и др.Минерализация водыПод 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 0,0010,1Минерализованные - М 0,1- 5Рассолы - М 535Понятие об эквивалентной массе и эквиваленте ионовЭквивалентом 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 (nи) в данной реакции:Э=Ми/nиЧтобы 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:qэi= (1.26)где qэi - концентрация i-тых ионов в растворе (мг-экв/кг), qi - массовая доля i-тых ионов в растворе, mi - масса i-тых ионов в растворе (кг), mв - масса воды в растворе (кг), k- число разновидностей ионов растворенных в воде веществ, qi103 - 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:Ai=; Kj=; (1.27)Где Ai, Kj - процент-эквивалентная доля i-аниона и j-катиона соответственно, rAi, rKj - 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 водыЖесткостью 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 Жо и содержанием в ней ионов НСО нефтепромысловые сточные воды можно разделить на две группы:Жо- жесткиеЖо- щелочные водыДля вод первой группы различают жесткость общую Жо, карбонатную Жк и некарбонатную Жнк, кальциевую ЖСа и магниевую ЖMg.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:Жо= Жк+ Жнк= ЖСа+ ЖMgПоказатель содержания водородных ионовВажной 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 СН+, СОН- - концентрация ионов водорода и гидроксида в воде соответственно, моль/л; СН2О - концентрация молекул воды, моль/л. Концентрация воды постоянна и равна 55,56 моль/л. поэтому из (1.28) следует Кв=55,56К= СН++ СОН-, 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 СН++ СОН-=( СН+)2. Так как при температуре 22оС Кв=10-14, то СН+=10-7моль/л. отрицательное значение логарифма концентрации водородных ионов обозначается рН. рН=-lg СН+ (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 водПлотность воды пластовой (минерализованной) в зависимости от солесодержания может быть рассчитана по формуле: где - плотность дистиллированной воды при 20оС, кг/м3, S - концентрация соли в растворе, кг/м3.В диапазоне температур 0-45оС 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 20оС 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 20оС, кг/м3 (); - параметр, определяемый по формуле: (1.33)при (1.34)где А() - функция, значение которой зависит от температуры и плотности:при 0t20оC (1.35)при 20t30оC (1.36)при t30оC (1.37)корреляционные связи физико-химических свойств нефтиВлияние температуры на плотность сепарированной нефтиПлотность 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 давленииДля 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 Го можно рассчитать по формуле:
Страницы: 1, 2
|