СБОРНИК ЗАДАН ПО СБОРУ И ПОДГОТОВКЕ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ НА ПРОМЫСЛАХ
.pdfГ . С . Л У Т О Ш К И Н , И . И . Д У Н Ю 1 Щ Щ Н
СБОРНИК ЗАДАН ПО СБОРУ
ИПОДГОТОВКЕ НЕФТИ, ГАЗА
ИВОДЫ
НА ПРОМЫСЛАХ
Допущено Министерством высшего и среднего специального образования СССР
в качестве учебного пособия для студентов вузов, обучающихся по специальности €Технология и комплексная механизация разработки нефтяных и газовых месторождений*
МОСКВА „НЕДРА” 1985
Лутошкин Г. С., Дунюшкин И. И. Сборник задач по сбору и подготовке нефти, газа и воды на промыслах. Учеб, пособие для вузов.— М.: Недра, 1985, с. 135.
Приведены задачи по определению физико-химических свойств нефти, нефтяного газа, воды и их смесей, расчету фазовых состоя ний углеводородных систем, гидравлическому расчету трубопрово дов для транспортирования однофазных и многофазных жидкостей, расчету теплообменников и пропускной способности отстойной аппа ратуры, определению потерь легких фракций нефти при ее хранении в резервуарах и затрат энергии на разрушение» эмульсий.
Для студентов нефтяных вузов и факультетов, обучающихся по специальности «Технология и комплексная механизация разработки нефтяных и газовых месторождений».
Табл. 50, ил. 28, список лит. 24 назв.
Р е ц е н з е н т ы :
кафедра эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Грознен ского нефтяного института им. акад. М. Д. Миллионщикова, В. Ф. Медведев д-р техн. наук (Белорусский технологический институт)
2504030300—229 |
|
Л 043(01)—85 235-85 |
@ Издательство «Недра», 1985 |
Г л а в а 1
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ, ГАЗА, ВОДЫ И ИХ СМЕСЕЙ
В процессе сбора и подготовки нефти на нефтяных промыслах возникают задачи расчета составов и свойств смесей газов, нефтей разных горизонтов и пластовых вод.
Нефть представляет собой сложное многокомпонентное природ ное соединение, как правило, насыщенное газами. Пластовые воды нефтяных месторождений являются также растворами хлоридов, сульфидов и карбонатов металлов в воде с примесью пластовой нефти и щелочных солей нафтеновых кислот. В пластовых водах содержатся также механические примеси, углеводородные газы, двуокись углерода, азот и другие соединения.
СПОСОБЫ ВЫРАЖЕНИЯ СОСТАВОВ СМЕСЕЙ И СВЯЗЬ МЕЖДУ НИМИ
Состав смеси характеризуется числом компонентов смеси и их соотношением. Соотношения компонентов определяются долями: массовой, объемной, молярной. Сумма долей всех компонентов, составляющих смесь, равна единице.
М а с с о в а я и м о л я р н а я |
доли . Массовая додя t-ro ком |
|
понента в смеси равна |
|
|
|
|
(1. 1) |
где /л,- —масса |
t-ro компонента в |
растворе; г — число компонентов |
в растворе. |
|
|
Соответственно молярная доля t-ro компонента в растворе равна |
||
Ni = nt £ |
tii, |
( 1. 2) |
где tit — число молей t-ro компонента в растворе |
||
nt = ttii/Mi, |
|
(1.3) |
Mt — молярная масса I-го компонента. |
||
Из (1.2) с |
учетом (1.1) и (1.3) следует |
|
|
|
(1.4) |
3
аналогично из |
(1.1) G |
учетом (1.2) и (1.3) получается |
|
N tM t |
|
(1.5) |
|
Яi = - ------- • |
|||
|
|||
2 w |
|
|
|
i=i |
1.1. В смеси нефтей содержится (т) соответственно |
||
З а д а ч а |
|||
нефти башкирского |
горизонта 202, визейского — 290 и пашийско- |
||
го — 408. Определить молярную долю каждой нефти в смеси, если молярная масса (кг/кмоль) нефти башкирского горизонта 262, визейского — 271, пашийского — 256 соответственно.
Р е ш е н и е . Определяют число молей нефти каждого горизонта
отдельно и смеси нефтей в целом. |
нефти башкирского горизонта |
|||
По |
(1.3) находят число |
молей |
||
«1 = 202 • 1000/262 лг 771 |
кмоль. |
|
||
Соответственно! |
визейского, |
Пг = 1070 кмоль; пашийского, я3 = |
||
= 1594 кмоль. |
|
|
|
|
Общее число молей нефти в смеси составляет |
||||
з |
ni = 771 |
|
|
|
2 |
1070 + 1594 = 3435 |
кмоль. |
||
j=i |
|
|
|
|
Тогда молярные доли каждой |
нефти в смеси, определенные по |
||||||
(1.2), соответственно равны для |
|
|
|
||||
башкирского горизонта /Vi = 771/3435=0,244; |
|
||||||
визейского N2= 1070/3435=0,312; |
|
|
|||||
пашийского N3= 1594/3435=0,464. |
доли . Объемная доля для |
||||||
М а с с о в а я |
и |
о б ъ е м н а я |
|||||
растворов |
(смесей), |
подчиняющихся правилу |
аддитивности, опре |
||||
деляется следующим образом: |
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
( 1. 6) |
где Vi — объем |
t'-ro |
компонента |
до |
смешения |
при заданных темпе |
||
ратуре и давлении смеси. |
|
|
|
||||
Так как |
|
|
|
|
|
|
|
Рi = mtlVi, |
|
|
|
|
(1.7) |
||
где рi— плотность t-ro компонента |
при заданных температуре и дав |
||||||
лении, то из (1.6) с учетом (1.7) и (1.1) следует |
|||||||
Vi = 9i |
|
1 |
|
|
|
( 1.8) |
|
Pf |
|
^ |
|
|
|
|
|
|
|
S ( W |
|
|
|
|
|
|
i=i |
|
|
|
|
|
|
Аналогично |
из (1.1) с учетом (1.7) и (1.6) |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
(1.9) |
2 |
|
рfit |
|
|
|
|
|
i=*l |
|
|
|
|
|
|
|
З а д а ч а 1.2. При приготовлении рекомбинированной пробы смешивают 100 м3 пропана, 75 м3 изобутана, 75 м3 нормального бутана. Определить объемную долю отдельных компонентов смеси.
Р е ш е н и е . По |
(1.6) объемная |
концентрация пропана равна |
|
юо |
|
_ п и |
|
щ ~ 100 + 75 + |
75 |
~ U’ |
|
Аналогично v2 = 0,3; |
v3 = 0,3. |
|
|
У У\ — 0,4 + |
0,3 + 0,3 = 1, |
|
|
i=i |
и |
м о л я р н ы е |
доли . Рассмотренных опре |
О б ъ е м н а я |
|||
делений достаточно для выражения объемной доли через моляр
ную. Из |
(1.6) с учетом (1.7), (1.3) и (1.2) следует |
|
N . M , |
Vi = |
( 1. 10) |
|
NjMj |
Рi
1=1
Для газообразных компонентов в первом приближении (приложе ние I) можно принять, что в диапазоне давлений, мало отлича ющихся от атмосферного, отношение молярной массы газа к его плотности практически постоянно, т. е.
Milpt = const. |
(1.11) |
Следовательно, для смеси газов из (1.10) с учетом (1.11) полу чаем
v ^ N i , |
|
|
(1.12) |
|
|
Г |
|
|
|
так как |
= |
1 по определению. Аналогично выводу уравнения |
||
(1.10), |
из (1.2) |
Q учетом (1.3), (1.7) и (1.6) |
следует |
|
1 |
_ _ |
|
1 |
(1.13) |
м,4i |
|
|
||
|
2 J |
Mt |
|
|
З а д а ч а |
1.3. Рассчитать молярную |
и массовую доли нефти |
||
в водонефтяной эмульсии, если объемная доля воды в ней 50 % (обводненность эмульсии). Известно, что молярная масса нефти
200 кг/кмоль, ее |
плотность 850 кг/м3, плотность воды 1000 кг/м3. |
||||
Р е ш е н и е . |
При известной молярной массе воды, равной |
||||
18 кг/кмоль, по |
(1.13) |
находят молярную долю нефти в эмульсии |
|||
д/ = |
850 ’ 0,5________ !__________А (VT1 |
||||
н |
|
200 |
850 - 0,5 |
1000 • 0 ,5 — |
|
|
|
|
200 |
4 |
18 |
Учитывая, |
что i>„ + w„ = |
1, т. е. |
|||
Ун = |
1 |
0,5 = |
0,5, |
|
|
по (1.9) находят массовую долю нефти в эмульсии |
|||||
„ _ |
|
850-0,5 |
|
л „ |
|
~ |
850 • 0 ,5 + 1000.0,5 |
~ ° ’46, |
|||
З а д а ч а 1.4. Определить молярную долю метана в нефтяном газе, образующемся в результате смешивания 80 м3 газа I гори зонта и 20 м3 газа II горизонта. Молярный состав газов, %, I гори зонт: сероводород 20, двуокись углерода 20, азот 40, метан 10, этан 5, бутан 5; II горизонт: метан 80, этан, пропан, бутан 5, пен тан 5. Объемы газов определены в стандартных условиях.
Р е ш е н и е . В соответствии с (1.14) молярная доля метана в общей смеси двух многокомпонентных газов различного состава будет
Мсн,ъ — |
0,1 -80+0,8-20 |
= 0,24. |
|
80+ 20 |
|
З а д а ч а 1.5. Смесь газов двух горизонтов (см. условия пре дыдущей задачи) очищается от неуглеводородных компонентов. Определить состав смеси после их удаления.
Р е ш е н и е . Состав смеси газов после очистки от неуглеводороДных компонентов можно рассчитать по (1.17), предварительно определив состав исходной смеси, подвергающейся очистке, по (1.14) . Но так как неуглеводородные компоненты удаляют пол ностью, то состав смеси после очистки может быть определен сразу по уравнению, получаемому в результате комбинации уравнений
(1.14) и |
(1.17), |
|
|
|
л, |
|
NijVl + Ni,„Vll |
|
|
N io = |
---------------7---------з----------- Г- |
|
||
В соответствии с полученным уравнением имеем |
|
|||
и |
_ |
0,1-80 + 0,8.20 |
|
|
СН,о |
20 + 80 [1 — (0,2 + |
0,2 + 0,4)] “ 0,666. |
|
|
Аналогично |
|
|
|
|
Л^с.н.о = |
0,139, #с,н,о = |
0,028, #с,н,„о = 0,139, |
= 0,028. |
|
З а д а ч а |
1.6. Пластовые нефти трех горизонтов — башкирско |
|||
го, визейского и пашийского по единому сборному коллектору попадают на установку подготовки нефти. Определить состав получающегося нефтяного газа, если в сборный коллектор посту пает (м3/сут): 101 нефти башкирского, 145 — визейского, 204 — пашийского горизонтов, соответственно. Газосодержание пластовых
нефтей этих горизонтов соответственно составляет, |
м3/м 3; 33,0 — |
||
башкирского, 39,2 — визейского и 37,6 — пашийского. Объем |
газа |
||
приведен к стандартным условиям (табл. |
1.1). |
рассчитать |
по |
Р е ш е н и е . Состав нефтяного газа |
можно |
||
уравнению (1.16), которое для конкретных условий задачи |
при |
||
нимает вид |
|
|
|
£
Од = /«=»1
,г ,
9
«и
|
|
Объемное содержание компонентов. |
% |
|
|||
Нефть горизонтов |
сн4 |
с,н. |
С.Н, |
с.н10 |
С*Нхза |
со* |
N| |
|
|||||||
|
висшие |
||||||
Башкирского |
24,6 |
20,6 |
19.5 |
10,3 |
5.1 |
1.0 |
18,9 |
Визейского |
41,8 |
14,9 |
15,5 |
7.8 |
3,8 |
0.3 |
15,9 |
Пашийского |
34,5 |
14,1 |
18,2 |
8,2 |
2,8 |
0,2 |
22,0 |
Всех горизонтов (расчет) |
35,0 |
15,7 |
17,5 |
. 8.5 |
3,6 |
0,4 |
19,3 |
так как в соответствии с (1.12)
Nц = vtj,
где vij —объемная доля i-ro компонента в попутном газе нефти /-го горизонта.
Находим объемную концентрацию метана в попутном газе смеси нефтей
_ |
24,6 • 101 • 33,0+41,8 • 145 • 39,2 + 34,5 • 204 • 37,6 |
_ ос |
о/ |
Усн,Е ~ |
101 • 33,0 + 145 • 39,2 + 204 • 37,6 |
60 |
/0' |
Результаты аналогичных расчетов для других компонентов попут ного нефтяного газа смеси нефтей трех горизонтов представлены в табл. 1.1.
газосодержание нефти и ее объемный коэффициент
Газосодержание нефти определяют как отношение объема газа, выделяющегося из пластовой нефти в результате ее Однократного разгазирования до атмосферного давления при температуре 20 °С, к объему оставшейся сепарированной нефти.
Г о ^ У г/Ун, |
(1.18) |
где Уг — объем газа однократного разгазирования пластовой неф ти при 20 °С, приведенный к стандартным условиям, м3; Ун — объем сепарированной нефти, остающейся после однократного разгазирования пластовой нефти при 20 °С, м3.
Массовую долю растворенного в нефти газа можно рассчитать
по уравнению |
|
|
|
Яг — |
тг |
^оРг |
(1.19) |
тн + тг |
Ря + г оРг* |
||
где тн, тТ— массы сепарированной нефти и газа, соответственно, представляющие в растворе пластовую нефть, кг; рн — плотность сепарированной нефти в стандартных условиях, кг/м3; рг — плот ность газа однократного разгазирования нефти, приведенного к стандартным условиям, кг/м3.
Уравнение (1.19) следует из (1.1) с учетом (1.7) и (1.18), так
как для смеси газов |
|
V r - S 1Vi. |
(1.20) |
Из (1.2) с учетом (1.3) и правила аддитивности получают
( 1.21)
где Мпт, Мг — молярные массы нефти с растворенным в ней газом и растворенного газа соответственно, кг/кмоль; NT— молярная доля растворенного в нефти газа.
Если неизвестна молярная масса нефти с растворенным в ней газом, то молярную массу растворенного в нефти газа можно рас
считать по уравнению |
|
||
Nr |
|
1 |
П.22) |
1 |
|
||
|
Г0 Рг м и |
|
|
|
|
|
|
где М„ — молярная масса дегазированной нефти. |
|
||
Из сопоставления (1.21) и (1.22) следует |
|
||
|
|
Рг |
|
|
|
1+ Л )~ |
|
М нг= м а---------(1.23) |
|
||
|
|
1+ Г° Р„А1Г |
|
З а д а ч а 1.7. Определить массовую и мольную доли |
раство |
||
ренного в пластовой нефти газа и молярную массу пластовой неф ти, если газосодержание нефти Го=100 м3/м 3, плотность газа рг= = 1,5 кг/м3, плотность сепарированной нефти р„=860 кг/м3, а мо лярная масса сепарированной нефти Мн = 200 кг/кмоль.
Р е ш е н и е . |
По |
(1.19) |
определяют массовую долю растворен |
|
ного газа |
|
|
|
|
= |
ЮО-1.5 |
|
_ , |
|
Чг |
860+100 • |
1,5 |
, |
у. |
Молярная доля растворенного газа не может быть рассчитана по (1.21) и (1.22) из-за недостатка исходной информации.
Однако |
известно, |
что |
молярный |
объем газа в стандарт |
|
ных условиях в |
первом |
приближении |
можно принять равным |
||
24 м3/кмоль, т. е. |
|
|
|
|
|
Л4г/рР = 24 м3/кмоль, |
|
|
(1.24) |
||
следовательно, из |
(1.22) получают |
|
|||
Nr |
1 |
|
|
|
(1.25) |
24Рн |
' |
|
|
||
И |
|
|
|
||
г 0м а |
|
|
|
||
Тогда |
1 |
|
|
|
|
Nr |
|
0,49. |
|
||
24-860 = |
|
||||
1+ 100 • 200
Соответственно для молярной массы пластовой нефти в первом при ближении из (1.23) следует
1 + |
г о у - |
Мнр = Мн ---------- |
(1.26) |
1 + |,«?ГТЯ
или
|
1,5 |
Мвр = 200 . - |
860__= 119 кг/кмоль. |
200
1+ 100860,24
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ВОД
Пластовые воды нефтяных месторождений это неотъемлемая составная часть продукции добывающих скважин, которая обус ловливает значительную долю осложнений при добыче и подготов ке нефти на промыслах.
Состав пластовых вод
Пластовые воды нефтяных месторождений, как правило, пред ставляют собой сложные многокомпонентные системы. Обычно они содержат
ионы растворимых солей:
анионы ОН- , Cl , SO2-, С03- , НСОз”,
катионы Н+ , К+, Na+, NH^, Mg2+, Са2+, Fe2+ и др.;
ионы микроэлементов: Br—, J- и др.; коллоидные частицы: Si02, Fe20 3, А120 3; растворенные газы: С02, H2S, СН4, Н2, N2 и др.;
Нафтеновые кислоты и их соли.
Количественные соотношения между этими ионами определяют тип пластовых и сточных вод.
Минерализация воды
Под минерализацией воды понимают общее содержание раст воренных в ней солей. По В. И. Вернадскому природные воды в зависимости от массового содержания (%) в них растворенных веществ делят на
пресные с содержанием солей 0,001—0,1; минерализованные, содержание солей 0,1—5; рассолы с содержанием солей 5—35.
Жесткость воды
Жесткостью воды (водного раствора) называется суммарное количество содержащихся в воде катионов кальция Са2+ и магния Mg2+, выраженное в молях на килограмм (литр) раствора,
ю