Корреляционные связи физико-химических свойств нефти

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

ρ_н(t) = ρ_н / (1 + α_н (t – 20), (2.1)

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 и рассчитать его по формулам

α_н = 10^-3 * (2.638(1.169-ρ_н * 10 ^{- 3})),если 780 =< ρ_н =< 860 кг/м³ (2.2)

α_н = 10^-3 * (1.975(1.272-ρ_н * 10 ^{- 3})),если 860 < ρ_н =< 960 кг/м³ (2.3)

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.

Таким образом, объем нефти при растворении в ней газа при постоянных температуре и давлении до газонасыщенности Г_о можно рассчитать по формуле

V_нг = V1_н(1 + λ_нг * Г_о), (2.4)

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:

λ_нг = 10 ^-3 (4.3 + 0.858ρ_г + 5.2 (1-1.5 * Г_о * 10 ^-3) Г_о * 10 ^-3 - 3.54ρ_н * 10 ^-3), (2.5)

где ρ_н, ρ_г — плотности нефти и газа, растворяемого в нефти при 20 ^оС и 0.1МПа, кг/м³. Легко показать, что коэффициент λ_нг равен отношению

λ_нг = ρ_г / ρ_гк, (2.6)

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

V_нг = m_н / ρ_1н + m_г / ρ_гк, (2.7)

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.

Объемный коэффициент нефти можно рассчитать по формуле

b = 1 + λ_нг * Г_о + α (t - 20) - 6.5 * 10 ^-4*Р, (2.8)

где Р — давление в системе, МПа; t — температура ^оС

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

b = 1 + 3 * 10 ^-3 * Г_о (2.9)

Плотность нефти с растворенным в ней газом можно рассчитать по уравнению

ρ_нг = 1 / b * (ρ_н + ρ_г * Г_о). (2.10)

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

p_st = p_st0 + (t - t₀)/(9.157 - f_ш), (2.11)

где p_st, p_sto — давления насыщения при температурах t и t₀ соответственно, МПа;

f_ш = 0.7532*ρ_н / (Г_о(N_CH4 - 0.8N_А)), (2.12)

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

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

М_н = 0.2*ρ_н*μ_н ^0.11 , (2.13)

где μ_н — вязкость сепарированной нефти при стандартных условиях, мПа*с.

В определенном диапазоне плотности сепарированной нефти удовлетворительные результаты дает известная формула Крего

М_н = 44.29 * ρ_1н / (1.03-ρ1_н). (2.14)

где ρ_1н — отношение плотности сепарированной нефти при 15.5 ^оС к плотности воды при той же температуре.

Дата добавления: 2015-11-16