СБОРНИК ЗАДАН ПО СБОРУ И ПОДГОТОВКЕ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ НА ПРОМЫСЛАХ

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

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

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,

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:

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

Так как при температуре 22 °Сионное произведение воды равно 10-14, то

Отрицательное значение логарифма концентрации водородных ионов

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,

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

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

чение ее может быть определено по справочнику [2] или по формуле

где А (р) — функция, значения которой зависят от температуры и плот­ ное™ г

при 0 < / < 2 0 °С

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.

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

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

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,

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

= 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]

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.