Практическое занятие 1

Пластовая нефть – находящаяся под землей в пустотах пород (порах, трещинах и др.) жидкая природная смесь углеводородных и гетероатомных соединений с растворенными в ней:

• многокомпонентным газом и

• твердыми веществами.

Государственный стандарт Российской Федерации «Нефть. Общие технические условия. ГОСТ Р 51858–2002», дата введения 1 июля 2002, вводит два термина:

Сырая нефть – жидкая природная ископаемая смесь углеводородов широкого физико-химического состава, которая содержит:

• растворенный газ,

• воду,

• минеральные соли, механические примеси

и служит основным сырьем для производства:

• жидких энергоносителей:

• бензина, керосина, дизельного топлива, мазута;

• смазочных масел,

• битумов и

• кокса.

Товарная нефть) – нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями действующих нормативных и технических документов, принятых в установленном порядке.

Физико-химические свойства нефти

При рассмотрении физико-химических свойств нефти мы должны учитывать, что в пластовых условиях они значительно отличаются от свойств дегазированных нефтей. Отличия обусловлены влиянием высоких пластовых давлений, температур и содержанием растворенного газа, количество которого может достигать до 400 м³ на 1 м³ нефти. При выборе и обосновании оборудования для сбора нефти на промыслах определен перечень основных свойств нефти пластовых и дегазированных.

Мы рассмотрим такие основные свойства плотность, вязкость, молярную массу, теплоемкость.

Мы рассматриваем корреляционные методы расчета физико-химических свойств промысловой (модельной) нефти. Промысловая нефть (модельная) рассматривается как f(P,T,Г).

Плотность нефти

Плотность характеризует количество покоящейся массы, выраженной в единице объёма, [г/см³; кг/м³]. Обычно плотность сепарированной нефти колеблется в пределах 800-940 кг/м³

Хотя нефть и не идеальная система к расчету плотности можно применить принцип аддитивности, т.е каждый компонент в смеси ведет себя так, как если бы он в данной смеси был один.

Плотность сепарированной нефти в зависимости от температуры можно рассчитать исходя из определения коэффициента термического расширения нефти:

, (1.1)

где ρ_н, ρ_н(t) -плотность сепарированной нефти при 20 ^оС и при температуре t соответственно, кг/м³; α_н - коэффициент термического расширения нефти, зависимостью которого от температуры в диапазоне от 10 до 120 ^оС можно пренебречь или рассчитать его по формулам:

, если , кг/м³ (1.2)

, если , кг/м³ (1.3)

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.

В конечном итоге изменение обьема приводит к изменению плотности.

Таким образом, объем нефти при растворении в ней газа при постоянных температуре и давлении до газонасыщенности Г^о( давления насыщения пл. н. газом) можно рассчитать по формуле:

, (1.4)

где V1_н - объем сепарированной нефти при постоянных давлении и температуре в системе, м³; Г_о - отношение объема газа, растворяемого в нефти, к объему этой нефти, приведенные к стандартным условиям; λ_нг - коэффициент изменения объема нефти из-за изменения ее насыщенности газом:

, (1.5)

где ρ_н, ρ_г - плотности нефти и газа, растворяемого в нефти при 20 ^оС и 0,1 МПа, кг/м³. Легко показать, что коэффициент λ_нг равен отношению:

, (1.6)

где ρ_гк - 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:

, (1.7)

где m_н, m_г - массы сепарированной нефти и газа, который должен быть растворен в ней, соответственно, кг; ρ_1н - плотность сепарированной нефти при давлении и температуре в системе, кг/м³.

С количеством растворенного газа в нефти также связан объемный коэффициент, характеризующий соотношение объемов нефти в пластовых условиях и в поверхностных.

Объемный коэффициент нефти можно рассчитать по формуле:

, (1.8)

где Р - давление в системе, МПа; t - температура ^оС; β- коэффициент сжимаемости нефти,1/МПа

Для нефтей в пластовых условиях объемный коэффициент в первом приближении можно определить по формуле:

. (1.9)

Плотность нефти с растворенным в ней газом можно рассчитать по уравнению:

. (1.10)

Влияние температуры на давление насыщения нефти газом может быть оценено по эмпирической формуле:

, (1.11)

где p_st, p_{st o} -давления насыщения при температурах t и t₀ соответственно, МПа;

, (1.12)

где N_CH4, N_А - молярные доли метана и азота, соответственно, в газе однократного разгазирования нефти при 20 ^оС до атмосферного давления.

Молярную массу можно рассчитать по различным формулам в зависимости от того какие параметры определены.

Молярная масса в определенном диапазоне плотности сепарированной нефти удовлетворительные результаты дает известная формула Крего:

, (1.13)

где ρ_1н - отношение плотности сепарированной нефти при 15,5 ^оС к плотности воды при той же температуре.

Молярная масса сепарированной нефти (кг/кмоль) в результате ее однократного разгазирования при 20 ^оС до атмосферного давления может быть рассчитана по формуле:

, (1.14)

где μ_н - вязкость сепарированной нефти при стандартных условиях, мПа·с.

Молярную массу пластовой нефти можно рассчитать по формулам, аналогичным (1.14):

, если μ_нг < 1,5 мПа∙с; (1.15)

, если μ_нг ≥1,5 мПа∙с (1.16)

или по двухпараметрической формуле: (1.17)

При отсутствии данных по молярной массе сепарированной нефти и ее вязкости, а также плотности газонасыщенной нефти молярную массу пластовой нефти можно определить по формуле:

. (1.18)