Исследование физико-химических свойств нефти, различных жидкостей и особенностей использования трубопроводов

Для применения (1.16) необходимо знание экспериментальных значений вязкости нефти при двух температурах, подставляя которые в (1.16), можно определить коэффициенты, зависящие от состава нефти. Используя два экспериментальных значения вязкости нефти при температуре 20 и 50°С, температурную зависимость динамической вязкости нефти можно описать:

lgμt = (lgμ20) * (lgμ50 / lgμ20) ^(t-20)/30 ,              (1.17)

где μ20, μ50, μt — относительные динамические вязкости нефти при атмосферном давлении и температурах 20, 50, и t °С соответственно, численно равные соответствующим значениям динамикой вязкости сепарированной нефти, выраженной в миллипаскалях в секунду.

Если известно только одно экспериментальное значение вязкости нефти при какой-либо температуре t_o, то ее значение при другой температуре определяется по формуле:

μ_t = (1/C)*(C*μ_t0)^φ                   (1.18)

где 

φ = 1/(1+a*(t-t₀)*lg(C*μ_t0))                                                                                     (1.19)

μ_t , μ_t0 -  динамическая вязкость нефти при температуре t и t₀ соответственно, мПа*с;

  С — эмпирический коэффициент:

для  μ>1000 мПа·с С=10 1/мПа·с; а = 2.52*I0^-3  1/°С;                          (1.20)

для 10=<μ =<1000 мПа·с С=100 1/мПа·с; а=1.44*10^-3 1/°С;                (1.21)

для μ< 10 мПа·c C=1000 1/МПа·с; а = 1.76*10^-3 1/°С                                           (1.22)

При отсутствии экспериментальных  данных для ориентировочных оценок вязкости нефти при 20°С и атмосферном  давлении, можно воспользоваться  следующими формулами:

для 845<ρ_н<924 кг/м³, μ_н = ((0.658* ρ_н ²)/(10³ * 886 - ρ_н ²))²;               (1.23)

для 780< ρ_н <845 кг/м³, μ_н = ((0.456* ρ_н ²)/(10³ * 833 - ρ_н ²))²,                        (1.24)

где μ_н, ρ_н — вязкость и плотность сепарированной нефти при 20°С и атмосферном давлении, мПа·с и кг/м , соответственно.

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

μ_s= А*μ_t ^B,                     (1.25)

где μ_s — вязкость нефти, насыщенной газом, при температуре t и давлении насыщения, мПа·с; μ_t — вязкость сепарированной нефти при температуре t, мПа·с;

А, В — эмпирические коэффициенты, определяемые по формулам

А = ехр((12.4 * 10 ^-3 * Г_о - 8.576) * 10 ^-3 * Г_о)               (1.26)

В = ехр((8.02 * 10^{- 3} * Г_о - 4.631) * 10 ^-3 * Г_о)                          (1.27)

Теплоёмкость нефти

C_p = l07.325*(496.8 - t)/(ρ_н)^(1/2)                 (1.28)

где ρ_н — плотность нефти, кг/м³; t — температура, °С.

 

Задача 1.1

Найти плотности сепарированных нефтей двух месторождений при заданной температуре, если известны их плотности  при 20°С. Дать заключение о влиянии температуры на плотность нефти.

Дано: ³; = 924 кг/м³; t = 68°С.

Найти: (68) = ?; (68) = ?.

Решение:

1. Для первой нефти.

Найдем коэффициент  термического расширения нефти пользуясь формулой (1.2) для диапазона 780=< =<860 кг/м³:

В ячейку Е9 вводим формулу  =ЕСЛИ(И(780<=A9;A9<=860);10^(-3)*(2,638*(1,169-A9*10^(-3)));ЕСЛИ(И(860<A9;A9<=960);(10^(-3)*(1,975*(1,272-A9*10^(-3))))))

.

Найдем плотность сепарированной нефти  в зависимости от температуры с учётом коэффициента термического расширения нефти по формуле (1.1):

В ячейку Е12 вводим формулу  =A9/(1+E9*(C9-20))

кг/м³.

2. Аналогично для второй нефти:

Найдем коэффициент  термического расширения нефти по формуле (1.3) для диапазона 860 < p_н =< 960 кг/м³:

В ячейку F9 вводим формулу =ЕСЛИ(И(780<=B9;B9<=860);10^(-3)*(2,638*(1,169-B9*10^(-3)));ЕСЛИ(И(860<B9;B9<=960);(10^(-3)*(1,975*(1,272-B9*10^(-3))))))

.

Найдем плотность сепарированной нефти  в зависимости от температуры с учётом коэффициента термического расширения нефти по формуле (1.1)

В ячейку F12 вводим формулу   =B9/(1+F9*(C9-20))

кг/м³.

ОТВЕТ:

1. Для нефти ρ=824кг/м³    ρ(68)=789.5 кг/м³
2. Для нефти ρ=924кг/м³    ρ(68)=894.5 кг/м³

 

Результаты решения задачи 1.1                                                                                     рис 1  

 

 Решение задачи 1.1 в режиме отображения формул                                             рис. 2

Вывод: плотность сепарированной нефти обратно пропорциональна  температуре, чем выше температура, тем плотность меньше. От правильного определения плотности нефти в резервуарах зависит точность ее учета.

 

 

Задача 1.2

Найти молярную массу сепарированной нефти, если известны её плотность и  вязкость при стандартных условиях.

Дано: ³; = 924 кг/м³; t = 68°С; t₀ = 20°С.

Найти:

Решение:

1. Для нефти с плотностью   824 кг/м³.

_{Определим молярную массу сепарированной нефти используя  формулу  (1.13).}

Ввиду отсутствия экспериментальных данных для ориентировочных оценок вязкости нефти при 20°С и атмосферном давлении, воспользуемся формулами (1.23) и (1.24).

_{Тогда для определения  неизвестной вязкости в ячейку Н16 вводим формулу}  

_{=ЕСЛИ(И(845<A17;A17<924);СТЕПЕНЬ((0,658*СТЕПЕНЬ(A17;2)/(СТЕПЕНЬ(10;3)*886-СТЕПЕНЬ(A17;2)));2);ЕСЛИ(И(780<A17;A17<845);СТЕПЕНЬ((0,456*СТЕПЕНЬ}

_{(A17;2)/(СТЕПЕНЬ(10;3)*833-СТЕПЕНЬ(A17;2)));2)))}

 мПа·с.

В ячейку E16 вводим формулу    =0,2*A17*СТЕПЕНЬ(H16;0,11)

   кг/кмоль.

Теперь определим молярную массу сепарированной нефти по формуле Крего (1.14), для чего находим относительную плотность нефти при температуре 15,5 С. Как рассчитано ранее в задаче 1.1, коэффициент термического расширения нефти плотностью 824 кг/м³ равен ,  тогда плотность нефти при 15,5 С рассчитывается по формуле (1.1).

В ячейку F16 вводим формулу     =A17/(1+E9*(C17-20))

кг/м³

_{Так как  относительная плотность  нефти по воде в 1000 раз меньше, то по формуле Крего (1.14):}

В ячейку G16 вводим формулу   =44,29*F16/1000/(1,03-F16/1000)

 кг/кмоль.

2. Аналогично для нефти с плотностью 850кг/м³. Определим молярную массу сепарированной нефти, используя формулу (1.13).

Ввиду отсутствия экспериментальных данных для ориентировочных оценок вязкости нефти при 20°С и атмосферном давлении, воспользуемся формулами (1.23) и (1.24).

_{Тогда для определения  неизвестной вязкости в ячейку Н17 вводим формулу}  

_{=ЕСЛИ(И(845<B17;B17<=924);СТЕПЕНЬ((0,658*СТЕПЕНЬ(B17;2)/(СТЕПЕНЬ(10;3)*886-СТЕПЕНЬ(B17;2)));2);ЕСЛИ(И(780<B17;B17<845);СТЕПЕНЬ((0,456*СТЕПЕНЬ(B17;2)/(СТЕПЕНЬ(10;3)*833-СТЕПЕНЬ(B17;2)));2)))}

 мПа·с.

В ячейку Е17 вводим формулу   =0,2*B17*СТЕПЕНЬ(H17;0,11)

  кг/кмоль.

Как рассчитано ранее в задаче 1.1, коэффициент термического расширения нефти плотностью 924 кг/м³ равен , тогда плотность нефти при 15,5 ⁰С рассчитываем по формуле (1.1).

В ячейку F17 вводим формулу     =В17/(1+F9*(C17-20))

кг/м³

_{Так как  относительная плотность  нефти по воде в 1000 раз меньше, то по формуле Крего (1.14):}

В ячейку G17 вводим формулу   =44,29*F17/1000/(1,03-F17/1000)

 кг/кмоль.

 

ОТВЕТ:

1. Для нефти ρ=824 кг/м³    М_н = кг/кмоль   М_нкрего = кг/кмоль

2. Для нефти ρ=850кг/м³    М_н =кг/кмоль        М_нкрего = кг /кмоль

 

Результаты решения задачи 1.2  и  решение задачи 1.2 в режиме отображения  формул.   рис.3                                                                                                                                                                                           

 

Вывод: мы получили молярные массы двух нефтей разной плотности, у нефти с большей плотностью молярная масса больше.

 

Задача 1.3

Определить вязкость сепарированной нефти при заданной температуре, если известна только ее плотность  при 20^°С в поверхностных условиях.

Дано: ³; = 924 кг/м³; t = 68°С; t₀ = 20°С.

Найти: ?

Решение:

1. Для нефти с плотностью 824 кг/м³.

Как было рассчитано ранее  вязкость сепарированной нефти плотностью 824 кг/м³ при 20°С и атмосферном давлении равна мПа·с.

Используем формулы (1.18) и (1.19) для нахождения динамической вязкости нефти.

В ячейку G22 вводим

  _{=ЕСЛИ(I22>=1000;10;(ЕСЛИ(И(I22<=1000;I22>=10);100;ЕСЛИ(I22<10;1000)))).}

Так как , то

эмпирический коэффициент  С=1000 .

В ячейку H22 вводим

=ЕСЛИ(I22>=1000;2,52*10^(-3);ЕСЛИ(И(10<=I22;I22<=1000);1,44*10^(-3);ЕСЛИ(I22<10;1,76*10^(-3)))).

Так как , то

эмпирический коэффициент  .

В ячейку F22 вводим

=1/(1+H22*(C23-20)*LOG10(G22*I22))

.

Находим вязкость.

В ячейку Е22 вводим  =СТЕПЕНЬ(G22*I22;F22)/G22

мПа·с.

2. Аналогично для нефти с плотностью 924 кг/м³.

Как было рассчитано ранее  вязкость сепарированной нефти плотностью 924 кг/м³ при 20°С и атмосферном давлении равна мПа·с.

Используем формулы (1.18) и (1.19) для нахождения динамической вязкости нефти. В ячейку G23 вводим =ЕСЛИ(I23>=1000;10;(ЕСЛИ(И(I23<=1000;I23>=10);100;ЕСЛИ(I23<10;1000)))).

Так как , то

эмпирический коэффициент  С=100 .

В ячейку H23 вводим

=ЕСЛИ(I23>=1000;2,52*10^(-3);ЕСЛИ(И(10<=I23;I23<=1000);1,44*10^(-3);ЕСЛИ(I23<10;1,76*10^(-3)))).

Так как , то

эмпирический коэффициент  .

В ячейку F23 вводим

=1/(1+H23*(C23-20)*LOG10(G23*I23))

.

Находим вязкость.

В ячейку Е23 вводим  =СТЕПЕНЬ(G23*I23;F23)/G23

мПа·с.

ОТВЕТ:

1. Для нефти плотностью ρ=824 вязкость μ =мПа·с.
2. Для нефти плотностью ρ=924 вязкость μ = мПа·с.

 

Результаты решения задачи 1.3 и  решение задачи 1.3 в режиме отображения формул. рис.4

Вывод: вязкость при заданной температуре меньше вязкости при  приблизительно в 6-7  раз для нефтей с плотностью в диапазоне 845<ρ_н<924 кг/м³ и в 11-12 раз для нефтей с плотностью в диапазоне 780< ρ_н <845 кг/м³. Следовательно, это необходимо учитывать при транспортировке нефти. От вязкости зависит выбор технологии перекачки, энергозатраты на транспортировку нефти и др.

ТЕМА 2. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ И ТЕХНИЧЕСКИХ ВОД

Пластовые воды нефтяных месторождений - это неотъемлемая часть продукции добывающих скважин, которая обуславливает значительную долю осложнений при добыче и подготовке нефти на промыслах.

Пластовые воды нефтяных месторождений, как правило, представляют собой  сложные многокомпонентные системы. Обычно они содержат ионы растворимых  солей:

• анионы OH^(-), Cl^(-), SO₄^2(-), CO₃^2(-), HCO₃^(-);
• катионы H⁽⁺⁾, K⁽⁺⁾, Na⁽⁺⁾, NH₄⁽⁺⁾, Mg²⁽⁺⁾, Ca²⁽⁺⁾, Fe²⁽⁺⁾ и др.
• ионы микроэлементов Br^(-), J^(-) и др.
• коллоидные частицы SiO₂, Fe₂O₃, Al₂O_3;
• растворенные газы CO, HS, CH, H, N и др.
• нафтеновые кислоты и их соли.

Количественные соотношения  между этими ионами определяют тип  пластовых и сточных вод.

Из физических свойств  пластовой воды наибольшее значение в процессах сбора и подготовки имеют её плотность и вязкость. Плотность пластовой воды в зависимости от солесодержания рассчитывается по формуле: