СБОРНИК ЗАДАН ПО СБОРУ И ПОДГОТОВКЕ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ НА ПРОМЫСЛАХ
.pdfЭквивалентом Э ионов вещества, диссоциированного в воде, называется их молекулярная масса или часть ее, соответствующая единице валентности. Или иначе, эквивалентом Э ионов называет ся отношение молекулярной массы ионов к валентности его в раст воре (реакции).
Таким образом, для определения эквивалента Э нужно молеку лярную массу иона, подсчитываемую как сумму атомных масс
элементов его составляющих, разделить на валентность |
иона пи |
в данной реакции: |
|
Э=М „/п„. |
(1.27) |
Таким образом, чтобы выразить содержание ионов |
вещества |
в растворе, например, в миллиграмм-эквивалентах на килограмм
(мг-экв/кг), |
нужно |
количество |
миллиграммов |
ионов |
вещества |
в |
||||
килограмме раствора разделить на его эквивалент |
|
|
||||||||
?,ю 3 |
т(103 |
1 |
|
|
|
|
|
(1.28) |
||
У*-1— э{ |
Т |
~Э |
|
|
|
|
|
|||
|
mB + b mi |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
(—1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
где q3,i — концентрация t-x |
ионов в растворе, мг-экв/кг, |
qi— массо |
||||||||
вая доля t-x ионов в растворе; |
mt— масса |
t-x ионов в растворе, кг; |
||||||||
тв—масса воды в |
растворе, кг; k — число разновидностей ионов |
|||||||||
растворенных веществ в воде (натрий, кальций, |
магний ит. д.); Э;— |
|||||||||
эквивалент |
t-x ионов в данном |
растворе; |
qt • 103— содержание |
t-x |
||||||
ионов в растворе, мг/кг. |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Эквиваленты компонентов попутных вод нефтяных месторожде |
||||||||||
ний приведены ниже. |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Ион |
Na+ |
Mg2+ Са2+ |
К+ |
NH^* |
Н+ |
Fe3+ |
Fe2+ |
|
||
Эквивалент |
23,00 |
12,15 |
20,04 |
39,10 |
18,04 |
1,01 |
18,62 |
27,92 |
|
|
Ион |
Cl- |
SO2 - HCO.f |
Br“ |
1“ |
HS“ COf“ Нафтен-ионы |
|||||
Эквивалент |
35,45 |
46,03 |
61,02 |
79,91 |
126,90 |
33,07 |
30,01 |
150—200 |
|
|
В зависимости от соотношения между |
общей |
жидкостью воды |
Ж0и содержанием в ней ионов НСОГ нефтепромысловые сточные воды
можно разделить на две группнп Ж0> НСО3 — жесткие
Ж0< а _ — щелочные воды.
НСО3
Для вод первой группы различают жесткость общую Ж0, кар бонатную Ж* и некарбонатную Жнк, кальциевую Жса и магние вую Жмв.
Для вод второй группы понятие карбонатной и некарбонатной жесткости теряет смысл, поэтому они характеризуются только общей, кальциевой и магниевой жесткостью.
Между различными жесткостями воды существует связь
•Жо ^ Жк "4“ Жнк ^ Жса "ЬЖмв. |
(1.29) |
и
З а д а ч а 1.8. Определить тип пластовой воды, ее карбонатную и некарбонатную, кальциевую и магниевую жесткость и процентэквивалентный состав, если известно, что в одном литре пластовой
воды содержатся ионы: С1~ — 38065,8 мг; SO*- =83,9 мг; |
НСОГ— |
482,0 мг; Са2+— 1667,7 мг; Mg2+ — 249,7 мг и Na—?. |
решения |
Р е ш е н и е . Расчетное Содержание ионов натрия для |
|
задачи можно определить следующим образом. |
|
Известно, что пластовые воКы электронейтральны. Поэтому |
|
число молей положительно заряженных^ ионов (катионов) |
должно |
быть равно числу молей отрицательно заряженных ионов (анио нов), следовательно, исходный состав пластовой воды необходимо йёревести в миллиграмм-эквивалентный состав в соответствии С (1.28).
Так как плотность пластовой воды неизвестна, будем выра жать концентрацию ионов вещества в растворе в миллиграмм-эк вивалентах на литр раствора из отношения
(1.30)
где qv {— содержание i-x ионов вещества, мг-экв/л; mVi — концент
рация i-x ионов вещества, мг/л; Э,-— эквивалент i-x ионов вещества. Тогда концентрация ионов хлора С1- в растворе (пластовой
воде) будет
qva ~ 38 065,8/35,45 = 1073,79.
Результаты аналогичных пересчетов концентраций других ионов представлены в табл. 1.2.
Таблица 1.2. Ионный состав пластовой волы
|
|
Содержание ионов |
|
|
Ионы |
мр/л |
кв/л |
%-экв |
|
|
||||
С1- |
38065.8 |
1073,79) |
49.55] |
|
SO f- |
83,9 |
1083,44 |
0,08 1 50.00 |
|
HCOf / |
482,0 |
7,90) |
0,37 J |
|
83, £2 ) |
3,84] |
|||
~ 24- |
1667,7 |
|||
Са- ч |
249.7 |
20.55 Ю83.44 |
0,95 50.00 |
|
АД |
||||
Mg ^ |
|
979.67 J |
45.21 J |
|
N a+/ |
|
2 2166,88 |
2 100,00 |
Для определения концентрации ионов натрия в растворе по разности запишем
1073,79 + 1,75 + 7,90 = 83,22 + 20,55 + гЫв,
где rNa — число миллиграмм-эквивалентов ионов натрия в литре раствора.
12
Откуда
rNa = 1083,44 — 103,77 = 979,67.
По определению общая жесткость складывается из кальциевой и магниевой, значения которых получены при пересчете концент рации ионов.
Следовательно,
Ж0 = Жса + Жм8 = 83,22 + 20,55 |
= 103,77. |
|||
Так как |
103,77 > 7,90, т. е. Ж о>г |
_ |
то пластовая вода жесткая. |
|
|
|
|
нсо3 , |
|
Как видно, |
из табл. 1.2, карбонатная жесткость равна |
|||
Ж к ^ г |
|
= 7,9 мг-экв/л, |
|
|
следовательно, |
некарбонатная жесткость воды |
|||
Ж„к = |
103,77 — 7,9 = 95,87. |
|
|
Следует обратить внимание на то, что присутствие ионов нат рия не придает воде жесткости.
В табл. 1.2 приведена процент-эквивалентная форма представ ления солевого состава воды, которая получается следующим образом:
A t |
rKi • 100 |
(1.31) |
|
Tl СAi + rKi) |
|||
(гм + гк() |
|
где At, Кi —процент-эквивалентная доля t-ro аниона и /-го катиона соот ветственно, %; rAi — число миллиграмм-эквивалентов t-ro аниона
в литре раствора, мг-экв/л; rKf — число миллиграмм-эквивалентов t-ro катиона в литре раствора, мг-экв/л; S (rAi + rKi) —сумма мил
лиграмм-эквивалентов всех анионов и катионов в литре раствора, мг-экв/л.
Показатель содержания водородных ионов pH'
Важной характеристикой химического состава пластовой и сточной вод является содержание в ней водородных ионов.
Часть молекул воды диссоциирует на ионы
н 2о = н+ + о н -
Состояние равновесия при данной температуре характеризуется константой
(1.32)
°н,о где Сн+, Сон_— концентрация ионов Н+, ОН- в воде соответственно,
моль/л; Си,о — концентрация" Н20, моль/л.
Концентрация воды постоянна и равна 55,56 моль/л. Поэтому из (1.32) следует
Кв — 55,56./( — Сн-|.Сон_, |
|
|
|
|
(1.33) |
|||
где Кв— ионное |
произведение |
воды (табл. 1.3), значения которого |
||||||
при различных температурах представлены в [1J. |
|
|
||||||
Таблица 1.3. Ионное проиаведение воды [1] |
|
|
|
|||||
t, ?с |
Кв • 101« |
и °с |
АСВ• 10»« |
1* °С |
- Кв • М»' |
/. °с |
К в • 10»* |
|
0 |
0,112 |
25 |
1,01 |
|
60 |
9,61 |
150 |
234 |
5 |
0,186 |
30 |
1.47 |
1 |
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 |
1 |
100 |
59,0 |
306 |
304 |
20 |
0,680 |
50 |
5,47 |
122 |
120 |
|
|
2 !I |
А- |
' |
При |
нейтральной реакции |
концентрации ионов водорода Н+ |
и гидроксильной группы ОНравны, следовательно |
||
С„+Со„-=(С„+)1. |
(1-34) |
Так как при температуре 22 °Сионное произведение воды равно 10-14, то
Сн+ — Ю-7 моль/л. |
(1.35) |
Отрицательное значение логарифма концентрации водородных ионов
обозначается pH, т. е. |
|
— lgCH+ = pH. |
(1.36) |
или Сн+ = 10-рН. |
|
Следовательно, реакции водных растворов при 22 °С с помощью этого показателя будут характеризоваться следующим образом:
pH = 7 — нейтральная, рН >7 — щелочная, pH <7 — кислая.
З а д а ч а 1.9. Температура воды после ступени предваритель ного сброса 33 °С, pH = 7. Определить реакцию сточной воды.
Р е ш е н и е . При нейтральной реакции в соответствии с (1.35) концентрации ионов водорода и гидроксильной группы равны,
поэтому |
показатель pH |
нейтральной реакции воды при 33 °С |
будет следующим: |
|
|
Кв = |
~ 1,47 з + if47] ю-M = 1,842 • 10~>4. |
|
По (1.34) вычисляют концентрацию ионов водорода |
||
Сн+ = |
/1,842 . 10-“ = |
1,357 • 10-7. |
В соответствии с определением (1.36) рассчитывают показатель pH нейтральной реакции воды
pH = — lg Сн+ = 6,87.
Следовательно, pH воды после ступени предварительного сброса подчиняется неравенству 7>6,87, поэтому вода щелочная.
Физические свойства пластовых и сточных вод
Из физических свойств пластовой и сточной вод наибольшее значение в процессах сбора и подготовки имеют плотность и вяз кость ее.
П л о т н о с т ь воды. Плотность пластовой (минерализован ной) воды в зависимости от солесодержания может быть в первом приближении рассчитана по формуле
рвп = рв + 0.7647S, |
|
|
|
(1.37) |
где рв — плотность дистиллированной воды при 209С, кг/м3; S — кон |
||||
центрация соли в воде (растворе), кг/м3. |
ч |
|
|
|
В диапазоне температур от 0 до 45 °С плотность водных раст |
||||
воров солей нефтяных месторождений |
изменяется мало, |
поэтому |
||
в первом приближении влияние температуры может |
быть |
учтено |
||
следующим образом: |
|
|
|
|
Рвп (0 = Рвп — 0,0714 (/ — 20), |
|
|
(1.38) |
|
где рВп(0> Рвп — плотность минерализованной воды при |
температуре |
|||
t и 20 0 С соответственно, |
кг/м3; |
|
|
|
В я з к о с т ь воды. |
Важное значение имеет возможность уче |
та изменения вязкости попутной воды при изменении ее темпе ратуры, солесодержания и, как следствие, плотности.
Как показывает обработка экспериментальных данных, в пер вом приближении вязкость минерализованной воды может быть
рассчитана следующим образом: |
|
при Др < Др* |
|
с^вп = р>в (0 Ю°'8831др-10_3, |
(1.39) |
где рвп — вязкость пластовой воды при температуре t, мПа • с; р„ (() — |
|
вязкость дистиллированной воды |
при температуре t, мПа • с; зна |
чение ее может быть определено по справочнику [2] или по формуле
Ж ? в(/) = 1353 (t + 50) Ь6928^ |
(1.40) |
Др — разность между плотностью минерализованной и |
дистиллиро |
ванной вод при 20°С, кг/м3; |
|
Др = Рвп-998,3, |
(1.41) |
Рвп — плотность минерализованной воды при 20 9С, |
кг/м3; Др* — |
параметр, определяемый по формуле |
|
ДР* =0,793(146,8 —0, |
(1.42) |
при Др > Др* |
|
<Рвп = Рв(0Ю1°-3‘4(Р), |
(1.43) |
где А (р) — функция, значения которой зависят от температуры и плот ное™ г
при 0 < / < 2 0 °С
А (р) = 2,096 (Др — 0,5787Др"), |
(1.44) |
|
при 20 < / < 30 °С |
|
|
А (р) = |
2,096 (ДР — 0.5787Др’) — 0,032 (t — 20) (Ар— Др*), |
(1.45) |
при / > |
30 °С |
|
А (р) = |
1,776 (Др — 0,503Др’). |
(1.46) |
З а д а ч а 1.10. Температура попутной воды в технологическом процессе последовательно принимает значения 0, 15, 25, 33 и 45 °С, а солесодержание ее равно 200 г/л. Определить изменение плот ности и вязкости минерализованной воды в технологическом процессе.
Р е ш е н и е . |
В соответствии с |
(1.37) |
рассчитывают |
плотность |
|||
минерализованной воды при 20°С |
|
|
|
||||
Рвп = 998,3 + |
0,7647 • 200 = |
1151 |
кг/м3; |
|
|
||
и при 0РС |
|
|
|
|
|
|
|
рвп (0) = |
1151 — 0,0714(0 — 20) = |
1152 кг/м3. |
|
||||
Плотности воды при других температурах представлены в табл. |
|||||||
1.4. |
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 1.4. Результаты |
решения |
задачи |
1.10 |
|
|
||
Температура, |
Рвп* |
Др*, |
|
м о . |
Л(р) |
Р*вп(0» |
|
|
кр/м* |
кг/мя |
|
мПа • с |
мПа • о |
||
0 |
1152 |
116,4 |
|
1,80 |
178,87 |
2,72 |
|
15 |
1151 |
104,5 |
|
1,15 |
193.31 |
1,79 |
|
25 |
1150 |
96,6 |
|
0,91 |
193,91 |
1,42 |
|
33 |
1150 |
90,2 |
|
0,76 |
190,62 |
1,18 |
|
45 |
1149 |
80.7 |
|
0,61 |
199,10 |
0,96 |
Для определения вязкости воды рассчитывают вспомогатель ный параметр Др* по (1.42) последовательно при всех температу рах (см. табл. 1.4). При t= 0 Др* = 0,793(146,8—0) = 116,4 кг/м3.
В соответствии с (1.41) Др=1151—998,3=152,7 кг/м3. Так как 152,7> 116,4, то вязкость находят по (1.43), предварительно опре делив функцию А (р) по (1.44),
А (р) = 2,096 (152,7 — 0,5787 116,4) = 178,87. Вязкость дистиллированной воды при 0 °С N (0) = 1353 • (0 -f 50)-1,6928 = 1,8 мПа . с,
тогда вязкость минерализованной воды
цвп (0) = 1,8 • Ю178-87-'0-3 = 2,72 мПа . о.
Результаты аналогичных расчетов вязкости воды при других температурах представлены в табл. 1.4.
Из результатов решения задачи видно, что вязкость уменьши лась почти в 3 раза, а плотность — на 3 кг/м3 при изменении тем пературы от 0 до 45 °С.
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 термиче ского расширения нефти
Рн (*) = Р« 1 + ан (( — 20)* |
(1•47> |
где рн, рн( 0 — плотность сепарированной |
нефти при 20 °С и при |
температуре t соответственно, кг/м3; а н — коэффициент термиче ского расширения нефти, зависимостью которого от температуры в диапазоне от 10 до 120 °С можно пренебречь и рассчитывать егопо формулам
а„ = 10-3 |
х |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2,638(1,169 — р„ *10—3), |
если |
780 < |
р„ < |
860 |
кг/м3, |
(1.48)- |
||||
.1,975(1,272 — р„ • 10-3), |
если |
860 < |
рн < |
960 |
кг/м3. |
(1.49) |
||||
З а д а ч а |
1.11. Найти |
плотность |
сепарированной |
нефти |
Сре |
|||||
тенского месторождения |
тульского |
горизонта при |
температуре |
68 °С, если плотность ее при 20 °С равна 849 кг/м3, и нефти кыновского горизонта того же месторождения при 73 °С, если плотность
еепри 20 °С равна 893 кг/м3.
Ре ш е н и е . Для нефти тульского горизонта по (1.48) опреде ляют коэффициент термического расширения нефти
в„ = 2,638 (1,169 — 849 10- 3) 10-3 =0,8442 10—3 1/°С, а по (1.52) находят ее плотность при температуре 68°С
рн (68) ------------- — ^---------- = 816 кг/м3.
1 + 0,8442 10-3 (68— 20)
Аналогично для нефти кыновского горизонта в„ = 1,975(1,272 —893 . 10~3) 10- 3 = 0,7485 . 10~3 1/°С,
рн (73) = __________893___________ = 859 кг/м3. 1 +0,7485 • IQ-3 (73 — 20)
Влияние содержания газа на изменение объема нефти при постоянных температуре-и давлении
Для растворенья 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
где ри — плотность сепарированной нефти при 20 °С и 0,1 МПа, кг/м3; рн — коэффициент сжимаемости сепарированной нефти, при нят равным рн=*б,5-Ю^МПа-1; рпл — пластовое давление, МПа.
Увеличение объема нефти из-за нагревания ее до пластовой,
температуры составит |
|
ДУ, =. ОЬ. ан (/пл — 20) = |
0,7683 • 10~3 (26 - 20) =* |
= 2,61 • 10—6 м3, |
|
где |
|
а„ = 1,975 (1,272 — 883 • 10~3) 10~3 = 0,7683 • 10~3 1/°G.
Таким образом, объем сепарированной нефти массой 0,5 кг при пластовых давлении и температуре составит
v ; = v„ + ДУР + ДV/ = |
- 4,679 • ю -в + 2,61 КН» - |
= 564,19 • 10-« м3.
Коэффициент изменения объема нефти из-за изменения ее насы щенности газом рассчитывают по (1.51)
ХНР= 10~3 (4,3 0,858 . 1,4 + 5,2 О — 1,5 • 24,1 . 10"3) х X 24,1 . 10- 3 — 3,54 • 8 8 3 .10~3] = 2,496 • 10~3.
Увеличение объема нефти из-за растворения в ней газа составит
ДУ = У„г — Ун = V X Tr 0 = 564,19 • 10~6 • 2,496 х X 10~3 . 24,1 = 33,94 . 10- 6 м3.
Кажущуюся плотность растворенного газа определяют из (1.52)
рГк = РгАнр = 1,4/(2,496 • 10_3) = 560,9 кг/м3.
Объемный коэффициент нефти
Объемный коэффициент нефти можно рассчитать по формуле [3]
b = 1 ~Ь Янг^"*о "Ь ан if — 20) — 6,5 • |
10~4р, |
(1.54) |
|
где р — Давление в системе, МПа; |
t — температура, |
°С. |
|
Для нефтей в пластовых условиях объемный коэффициент в |
|||
первом приближении можно определить по формуле |
|
||
b = 1 + 3 . Ю-3Г0. |
|
(1.55) |
|
З а д а ч а |
1.13. Для условий задачи 1.12 рассчитать объемный |
||
коэффициент нефти по (1.54) и (1.55). |
часть уравне |
||
Р е ш е н и е . |
Все величины, входящие в правую |
ния (1.54), известны из решения задачи 1.12, поэтому
В = 1 + 2,496 • 10—3 • 24,1 + 0,7683 . 10~3 (26 — 20) —
— 6,5 . 10- 4 . 12,7 = 1,057.
Объемный коэффициент по (1.55) составит Ь = 1 + 3 • 10- 3 -24,1 = 1,072.
Экспериментальное значение объемного коэффициента нефти J4] составляет 1.07.
Плотность нефти с растворенным в ней газом
Плотность нефти с растворенным в ней газом можно рассчитать по уравнению
Ряг = |
(рн + РгГо). |
(1.56) |
|
З а д а ч а |
1.14. Для условий задач 1.12 и 1.13 рассчитать плот |
||
ность нефти в пластовых условиях. |
|
||
Р е ш е н и е . По (1.56) |
|
||
рнг = |
883 + |
1,4 • 24,1/1,057 = 867 |
кг/м3, |
если объемный коэффициент равен 1,057, и |
|||
рнр = |
883 + |
1,4 • 24,1/1,072 = 855 |
кг/м3, |
если объемный коэффициент— 1,072.
Справочное значение плотности пластовой нефти Радаевского месторождения составляет 875 кг/м3, что отличается всего на 8 кг/м3 от расчетного значения 867 кг/м3 при объемном коэф фициенте 1,057.
Влияние температуры на давление насыщения нефти газом
Влияние температуры на давление насыщения нефти газом •может быть оценено по эмпирической формуле [5]
|
t — t0 |
(1.57) |
Pst — pst„ + о,157 |
||
где pst, |
pst, — давления насыщения |
при температурах / и /0 соот |
ветственно, МПа; |
|
|
|
0,7532р |
|
= |
r 0(NCHt-0,8NAy |
(1,58) |
где Nсн4. М.д — молярные доли метана и азота соответственно в газе •однократного разгазирования нефти при 20°С до атмосферного дав
ления. |
1.15. Давление насыщения нефти Квасниковского |
З а д а ч а |
|
месторождения |
при пластовой температуре 78 °С составляет |
19,9 МПа. Газонасыщенность пластовой нефти 188 м3/м3, объемное содержание азота 12,9%, метана — 68,9% в газе, растворенном в нефти. Плотность сепарированной нефти 799 кг/м3. Определить давление насыщения нефти в результате ее охлаждения при подъе ме по стволу скважины от забоя до устья, если температура нефти на устье составляет 28 °С.
20