Расчеты плотности и вязкости пластовой воды

Расчеты физико-химических свойств нефтей и пластовых вод

Расчеты плотности и вязкости нефти

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

ρ_н(t) = , (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, который можно рассчитать по формулам

α_н = 10^-3 * (2.638(1.169-ρ_н * 10 ^{- 3})), если 780 =< ρ_н =< 860 кг/м³ (1.2)

α_н = 10^-3 * (1.975(1.272-ρ_н * 10 ^{- 3})), если 860 < ρ_н =< 960 кг/м³ (1.3)

Плотность нефти с растворенным в ней газом можно рассчитать по уравнению

ρ_нг = , (1.4)

где Г_о — отношение объема газа, растворяемого в нефти, к объему этой нефти, приведенные к стандартным условиям, м³/м³; b - объемный коэффициент нефти, доли ед.

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

Р_st = Р_st0 + , (1.5)

где Р_st, Р_sto—давления насыщения при температурах t и t₀ соответственно, МПа;

f_ш = , (1.6)

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

Используя два экспериментальных значения вязкости нефти при температуре 20 и 50 ^оС, температурную зависимость динамической вязкости нефти можно описать

lgμ_t = (1.7)

где μ₂₀, μ₅₀, μ_t — динамические вязкости сепарированной нефти при атмосферном давлении и температурах 20, 50, и t ^оС соответственно, выраженной в миллипаскалях в секунду.

Если известно только одно экспериментальное значение вязкости нефти при какой-либо температуре t₀, то значение ее при другой температуре можно определить по формуле

μ_t = ( ) * (С*μ_to)^φ (1.8)

где

φ = ; (1.9)

μ_t, μ_t0 — динамическая вязкость нефти при температуре t и t₀ соответственно, мПа*с; а С — эмпирические коэффициенты.

Если μ >= 1000 мПа*с, то

С = 10 ; а = 2.52 * 10^-3 ; (1.10)

если 10 =< μ =< 1000 мПа*с, то

С = 100 ; а = 1.44 * 10^-3 (1.11)

если μ < 10 мПа*С, то

С = 1000 ; а = 1.76 * 10^-3 (1.12)

При отсутствии экспериментальных данных для ориентировочных оценок вязкости нефти при 20 ^оС и атмосферном давлении можно воспользоваться следующими формулами:

если 845 < ρ_н < 924 кг/м³,

μ_н = , (1.13)

если 780 < ρ_н < 845 кг/м³,

μ_н = , (1.14)

где μ_н, ρ_н —- вязкость и плотность сепарированной нефти при 20 ^оС и атмосферном давлении, мПа*С и кг/м³,соответственно.

По формуле Чью и Каннели можно рассчитать вязкость газонасыщенной нефти при давлении насыщения

μ_s = А * μ_t^B, (1.15)

где μ_s — вязкость нефти, насыщенной газом, при температуре t и давлении насыщения, мПа*с; μ_t — вязкость сепарированной нефти при температуре t, мПа*с; А, В — эмпирические коэффициенты, определяемые по формулам

A = exp((12.4 * 10 ^{- 3} * Г_о - 8.576) * 10 ^{- 3} * Г_o) (1.16)

B = exp((8.02 * 10 ^{- 3} * Г_о - 4.631) * 10 ^{- 3} * Г_о) (1.17)

ЗАДАЧА 1.1

Найти плотность сепарированной нефти 1-го горизонта при температуре 68 ^оС, если плотность ее при 20 ^оС равна 849 кг/м³, и нефти 2-го горизонта при 73 ^оС, если плотность ее при 20 ^оС равна 893 кг /м³.

Дано: ρ_н (1_г) = 849 кг/м³; ρ_н (2_г) = 893 кг/м³; t (1_г) = 68 ^оС; t (2_г) = 73 ^оС;

Найти: ρ_н (1_г68) =?; ρ_н (2_г73) =?;

Решение:

если 780 ρ_н 860 кг/м³;

α_н =10 ^{- 3} * 2.638(1.169 - ρ_н * 10 ^{- 3});

α_н=2.638(1.169 – 849 * 10 ^-3) * 10 ^{- 3} = 0.8442 * 10 ^-3 ;

ρ_{н (t)} = ,

ρ_н(1_г68) = = 816 кг/м³;

аналогично для 2-го горизонта:

α_н=1.975 (1.272 – 893 * 10 ^{- 3}) * 10 ^{- 3} = 0.7485 * 10 ^-3 ;

ρ_н(2_г73) = = 859 кг/м³

ЗАДАЧА 1.2

Определить вязкость сепарированной нефти при 73 ^оС, если известна только ее плотность при 20 ^оС в поверхностных условиях, равная 919 кг/м³.

Дано: ρ_н = 919 кг/м³; t_o = 20 ^оС; t = 73 ^оС;

Найти: μ_t =?;

Решение:

μ_н = ;

μ_н = = 180 мПа * с;

μ_t = *(C*μ_to)^φ;

где φ = ;

Так как 10 < μ_н < 1000 мПа*с, то

С = 100 ; а = 1.44 * 10 ^-3

φ = = 0.7549

μ (73) = = 93 мПа*с

 

ЗАДАНИЯ ДЛЯ САМОСТОЯТЕЛЬНОЙ РАБОТЫ

ЗАДАЧА 1.1

Найти плотности сепарированных нефтей двух месторождений при заданной температуре, если известны их плотности при 20 ^оС. Дать заключение о влиянии температуры на плотность нефти.

ЗАДАЧА 1.2

Определить вязкость сепарированной нефти при заданной температуре, если известна только ее плотность при 20 ^оС в поверхностных условиях. Исходные данные по вариантам даны в таблице 1.1.

 

Таблица 1.1

Вариант	ρн1, кг/м3	ρн2, кг/м3	t, 0С	Вариант	ρн1, кг/м3	ρн2, кг/м3	t, 0С

Расчеты плотности и вязкости пластовой воды

Пластовые воды нефтяных месторождений это неотъемлемая часть продукции добывающих скважин, которая обусловливает значительную долю осложнений при добыче и подготовке нефти на промыслах.

Пластовые воды нефтяных месторождений, как правило, представляют собой сложные многокомпонентные системы. Обычно они содержат ионы растворимых солей:

· анионы OH^(-), CL(-), SO₄^2(-), CO₃^2(-), HCO₃^(-),

· катионы H⁽⁺⁾, K⁽⁺⁾, Na⁽⁺⁾, NH₄⁽⁺⁾, Mg²⁽⁺⁾, Ca²⁽⁺⁾, Fe^2(+), и др.

· ионы микроэлементов: Br^(-), J^(-), и др.

· коллоидные частицы: SiO₂, Fe₂O₃, Al₂O₃;

· растворенные газы: CO₂, H₂S, CH₄, H₂, N₂ и др.

· нафтеновые кислоты и их соли.

Количественные соотношения между этими ионами определяют тип пластовых и сточных вод.

Из физических свойств пластовой и сточной вод наибольшее значение в процессах сбора и подготовки имеют плотность и вязкость ее. Плотность пластовой (минерализованной) воды в зависимости от солесодержания может быть рассчитана по формуле

ρ_вп = ρ_в + 0.7647S, (1.18)

где ρ_в — плотность дистиллированной воды при 20 ^оС, кг/м³; S –концентрация соли в воде (растворе), кг/м³.

В диапазоне температур от 0 до 45 ^оС плотность водных растворов солей нефтяных месторождений изменяется мало, поэтому влияние температуры может быть учтено следующим образом:

ρ_вп(T) = ρ_вп - 0.0714(t - 20), (1.19)

где ρ_вп(t), ρ_вп — плотность минерализованной воды при температуре t и 20 ^оС соответственно, кг/м³.

Важное значение имеет возможность учета изменения вязкости попутной воды при изменении ее температуры, солесодержания и, как следствие, плотности. Как показывает обработка экспериментальных данных, вязкость минерализованной воды может быть рассчитана следующим образом:

при ∆ρ =< ∆ρ1 μ_вп = μ_в(t) * 10 ^{0.8831∆ρ * 10} , (1.20)

где μ_вп — вязкость пластовой воды при температуре t, мПа*с; μ_в(t) —вязкость дистиллированной воды при температуре t, мПа*с; значение ее может быть определено по справочнику или по формуле

μ_в(t) = 1353*(t + 50) ^-1.6928, (1.21)

де ∆ρ разность между плотностью минерализованной и дистиллированной вод при 20 ^оС, кг/м³;

∆ρ = ρ_вп - 998.3, (1.22)

где ρ_вп — плотность минерализованной воды при 20 ^оС, кг/м³; ∆ρ1 — параметр, определяемый по формуле

∆ρ1 = 0.793*(146.8 - t) (1.23)

при ∆ρ > ∆ρ1

μ_вп = μ_в(t)*10^(10-3*A(ρ)) (1.24)

где А (ρ) — функция, значения которой зависят от температуры и плотности

при 0 =< t =< 20 ^оС

A(ρ) = 2.096*(∆ρ - 0.5787*∆ρ1), (1.25)

при 20 < t =< 30 ^оС

A(ρ) = 2.096*(∆ρ - 0.5787*∆ρ1) - 0.032*(t - 20)*(∆ρ - ∆ρ1) (1.26)

при t > 30 ^оС

A(ρ) = 1.776*(∆ρ - 0.503*∆ρ1) (1.27)

 

ЗАДАЧА 1.2.1

Температура попутной воды в технологическом процессе последовательно принимает значения 0, 15, 25, 33 и 45 ^оС, а солесодержание ее равно 200 г/л. Определить изменение плотности и вязкости минерализованной воды в технологическом процессе.

Дано: S = 200 г/л; t = 0, 15, 25, 33, 45 ^оС

Найти: ρ_вп(t) =?, μ_вп(t) =?

Решение:

ρ_вп = ρ_в + 0.7647*S

при 20 ^оС ρ_вп = 998.3 + 0.7647 * 200 = 1151 кг/л

при 0 ^оС ρ_вп(0) = 1151 - 0.0714(0 - 20) = 1152 кг/л

Рассчитываем параметр ∆ρ1

∆ρ1(t) = 0.793 * (146.8 - t)

∆ρ1(0) = 0.793 *(146.8 - 0) = 116.4 кг/м³

∆ρ = ρ_вп - 998.3

∆ρ = 1151 - 998.3 = 152.7 кг/м³

Так как 152.6 > 116.4 μ_вп = μ_в(t) * 10 ^{(10 - 3 * A(ρ))}

A(ρ) = 2.096 * (∆ρ - 0.5787 * ∆ρ1)

A(ρ) = 2.096 * (152.7 - 0.5787 * 116.4) = 178.87

μ_в(0) = 1353 * (0 + 50) ^{- 1.6928} = 1.8 мПа*с

μ_вп(0) = 1.8 * 10 ^{(178.87 * 10 )} = 2.72 мПа*с

Результаты аналогичных расчетов для других заданных температур помещены в таблицу 1.2.

Таблица 1.2

t оС	ρвп кг/м3	∆ρ1 кг/м3	μв(t) мПа*с	А(ρ) мПа*с	μвп(t)
		116,4	1,8	178,87	2,72
		104,5	1,15	193,31	1,79
		96,6	0,91	193,91	1,42
		90,2	0,76	190,62	1,18
		80,7	0,61	199,1	0,96

 

Из результатов следует, что вязкость уменьшилась почти в 3 раза, а плотность - на 3 кг/м³ при изменении температуры от 0 до 45 ^оС.

 

ЗАДАНИЯ ДЛЯ САМОСТОЯТЕЛЬНОЙ РАБОТЫ

ЗАДАЧА 1.2.1

Температура попутной воды в технологическом процессе последовательно принимает ряд значений. Определить изменение плотности и вязкости минерализованной воды в технологическом процессе при известном ее солесодержании.

Исходные данные по вариантам к задаче 1.2.1 приведены в таблице 1.3.

 

 

Таблица 1.3

Параметры

Номер варианта

S, г/л

Т1, оС

Т2, оС

Т3, оС

 

 

Параметры

Номер варианта

S, г/л

Т1, оС

Т2, оС

Т3, оС