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 долиМассовая доля i-го компонента в смеси:
i(1.1)
mi – масса i-го компонента в смеси
r- число компонентов в растворе
Молярная доля i-го компонента в смеси равна:
i(1.2)
ni – число молей i-го компонента в смеси
ni=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)
(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:
1.16
Qнj – 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:
1.17
Ni молярная доля i-го компонента в смеси первоначального состава Niуд – молярная доля части i-го компонента, удаляемого из смеси: полностью
Ni =Niуд, частично - Niуд Ni
газосодержание 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:
1.21
Мнг – 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 вод
Состав:
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, Al2O3
Растворенные 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 0,0010,1
Минерализованные – М 0,1- 5
Рассолы – М 535
Понятие 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/nи
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:
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- жесткие
Жо- щелочные воды
Для 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+ ЖMg
Показатель 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 нефти Влияние 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:
(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 20оС и 0,1 МПа, кг/м3.
Уменьшение объема сепарированной нефти (Vp) из-за сжатия ее до определенного давления (pпл) 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 tпл 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 нефтиМолярная масса сепарированной нефти (кг/кмоль) в результате ее однократного разгазирования при 20оС 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 температурыУдовлетворительная 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 нефтиПо 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 нефтиТеплоемкость нефти может быть рассчитана по формуле:
Гидравлический расчет простых трубопроводов сводится к определению одного из следующих параметров: пропускной способности Q; необходимого начального давления (po) при заданном конечном (pк); диаметра трубопровода.
Определение пропускной способностиПоскольку 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/kэ (kэ - эквивалентная шероховатость внутренней поверхности труб, мм)
(2.6)
Зона смешанного трения 10D/kэ <Re<500D/kэ
Зона шероховатого трения Re>500D/kэ - (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 |
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:
Ро=Рк+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
... 10,0 Содержание мех. Примесей, %, не более 0,05 0,05 0,05 ГОСТ 6370-83, 20,0 Давление насыщенных паров, Па, не более (ГОСТ 1756-52) 66650 66650 66650 СТ СЭВ 3654-82 Таблица 1.2. Физико-химические свойства нефтей (ТУ-1623-93) № п/п Наименование показателя Норма для типа Метод испытания, погрешность I II III IV 1. Плотность при 20 °С, кг/м3, не более 850 ...
... . Сигнал детектора фиксируется регистратором (в виде пиков) и обрабатывается вычислительным интегратором. В ГХ используют детекторы, которые преобразуют в электрический сигнал изменения физических или физико-химических свойств газового потока, выходящего из колонки, по сравнению с чистым газом - носителем. Существует множество детекторов, однако широкое применение находят только те из них, ...
... направляется на газоперерабатывающий завод. Данная напорная система сбора полностью герметизирована, что исключает потери газа и легких фракций нефти. Она позволяет производить подготовку нефти на центральном пункте нескольких месторождений, расположенных на расстоянии до 100 км. Однако длительный совместный транспорт нефти и воды может привести к созданию стойких эмульсий, и при высокой ...
... промышленных сточных вод. Цель регенерации – с одной стороны, десорбция адсорбированных молекул (при регенеративной очистке воды) или деструктивное их разрушение и, с другой стороны, восстановление адсорбционной способности активного угля. Для удаления органических веществ с поверхности активного угля используют вытеснительную десорбцию, смещение равновесного состояния системы с помощью изменения ...
0 комментариев