Плотность нефти и газа

Расчетные методы определения плотности нефти можно условно разделить на две группы. Первая из них определяет расчетные методики, при использовании которых следует знать состав фаз, вторая — способы, когда в основном применяют эмпирически устанавливаемые значения плотностей фаз в нормальных условиях, количества растворенного газа, его относительной плотности и т. п.

Плотности газовой и жидкой фаз углеводородных смесей по их составу, давлению и температуре рассчитывают с помощью методов, основанных на использовании того или иного вида уравнения состояния. При этом плотности фаз определяют по формулам.

и, (1.1).

где M_г и М_ж — молекулярные массы газовой и жидкой фаз; V_г и V_ж — объемы одного моля смеси газовой и жидкой фаз. Молекулярные массы газовой и жидкой фаз многокомпонентных смесей рассчитывают по уравнениям.

и, (1.2).

где n — число компонентов; M_i - молекулярная масса iго компонента; x_i и y_i - молярные доли iго компонента в жидкой и газовой фазах.

Один из самых простых и достаточно точных способов расчета плотности газовой смеси через его молярный объем основан на применении уравнения Редлиха-Квонга:

(1.3).

где Р — давление, МПа; Т — температура, К; V_г — объем 1 моля газа, см³/моль; R — 6,3144 Дж/(мольК) — универсальная газовая постоянная;

и; (1.4).

и; (1.5).

P_крi и Т_крi — критическое давление и температура i-го компонента, МПа и К соответственно.

Значения P_крi и T_крi для остатка или фракций определяют по рис. 1.1 или рассчитывает по формулам [6] с использованием результатов разгонки остатка.

Из трех возможных корней уравнения (1.3) для объема газовой фазы V_г выбирают с максимальным значением. Уравнение (1.3) справедливо для широкого диапазона изменения давления, температуры и состава смеси. Точность расчета V_г во многом зависит от точности определения критических параметров остатка.

Рис. 1.1 Номограмма для определения значений критических давлений и температур для остатка или фракции нефти

Плотность газовой фазы нефтегазовых систем также можно определить по корреляционным зависимостям, связывающим ее с давлением, температурой и эмпирически установленными характеристиками смесей в нормальных условиях.

Плотность природного, конденсатного или нефтяного газа при заданных давлениях и температурах можно рассчитать по любому из следующих соотношений, получаемых из обобщенного газового закона:

где _г — плотность раза, г/см³; Т — температура, К; _СТГ = _СТГ/_{СТВ =} M_Г,/М_В; Z — коэффициент сжимаемости газа; стг — индекс, означающий стандартные условия;

_СТВ — плотность воздуха в стандартных условиях.

Расчёт плотности газа по любому из уравнений (1.6) сводится к определению коэффициента сжимаемости газа, который можно рассчитать с помощью различных корреляционных зависимостей, основанных на использовании принципа соответственных состояний.

Для смесей легких природных газов (_СТГ < 1), содержащих небольшие (менее 5%) количества примесей неуглеводородных компонентов (N₂, CO₂), рекомендуется [6] пользоваться диаграммой, приведенной на рис. 1.2.

Рис. 1.2 Диаграмма для определения относительной плотности и коэффициента сжимаемости легких природных газов

Для газов с и газов, содержащих значительное количество примесей неуглеводородных компонентов, коэффициент сжимаемости следует определить по специальным диаграммам, приведённым на рис. 1.3 — 1.7.

Для определения коэффициента сжимаемости по этим диаграммам, помимо P, T,(относительной плотности газа, не содержащего неуглеводородных компонентов), следует знать содержание в газе неуглеводородных компонентов и остатка, а также значений М_ост и _ост или характеристик разгонки остатка по ИТК.

Расчёт проводится в следующей последовательности:

1. С помощью графиков рис. 1.3 по относительной плотности газа, не содержащего неуглеводородных компонентов,, устанавливают его псевдокритическое давление и температуру. Эти величины можно рассчитать и непосредственно по соотношениям, аппроксимирующим графические зависимости:

; (1.7).

(1.8).

где P — в МПа, Т — в градусах К.

2. С помощью диаграммы (рис. 1.4) по заданным Мост и ост определяют Рпк ост и Тпк ост.

Рис. 1.3 Зависимость псевдокритического давления и температуры от относительной плотности газа

Если М_ост и _ост неизвестны, то псевдокритическое давление и температуру остатка устанавливают по правилу с помощью Р_кр и Т_кр составляющих его компонентов.

Рис. 1.4 Псевдокритические температура и давление для фракций остатка в зависимости от молекулярной массы и плотности фракций

Рис. 1.5 Коэффициент сжимаемости азота в зависимости от давления

Рис. 1.6 Коэффициент сжимаемости двуокиси углерода в зависимости от давления

Рис. 1.7 Зависимость коэффициента сжимаемости углеводородных газов от псевдоприведенных давления и температуры

и, (1.9).

где Ni — молярное содержание i-го условного компонента в остатке; m — число условных компонентов, составляющих остаток. Значения Т_крi и P_крi в формуле (1.9) определяют по той же диаграмме с помощью значений и М условных компонентов.

3. По найденным Рпк х Тпк обеих углеводородных групп и их относительному содержанию, пользуясь правилом аддитивности, рассчитывают Рпк к Тпк всей углеводородной части смеси: Здесь Nост — молярная доля остатка в углеводородной части смеси.

(1.10).

. (1.11).

4. По соотношениям

и (1.12).

рассчитывают псевдоприведенные давление и температуру, а по диаграмме на рис. 1.7 — коэффициент сжимаемости углеводородной части смеси Z_y.

• 5. По давлению и температуре с помощью диаграмм рис. 1.5 и 1.6 определяют коэффициенты сжимаемости неуглеводородных составляющих: и .
• 6. Средневзвешенный коэффициент сжимаемости смеси рассчитывают в соответствии с правилом аддитивности:

. (1.13).

Для расчета плотности жидкой фазы углеводородных смесей предложен ряд аналитических методов, основанных на использовании принципов аддитивности парциальных объемов, термодинамического подобия, использовании уравнений состояния.

Из аналитических методов определения плотности жидкой фазы наиболее распространен метод Алани и Кеннеди. Плотность жидкой фазы по этому методу определяется при расчете ее молярного объема по уравнению, формально совпадающему с уравнением Ван-дер-Ваальса:

(1.14).

и; (1.15).

и. (1.16).

где V_Ж — объём одного моля смеси, см³/моль;

Экспериментально установленные значения коэффициентов K_i; C_i; N_i; m_i для индивидуальных компонентов приведены в табл. 1.1.

Значения a_k и b_k для остатка определяют по соотношениям.

(1.17).

—, (1.18).

где М_ост — молекулярная масса остатка; _ост — плотность остатка при нормальных условиях, г/см³.

Плотность и молекулярная масса остатка определяются экспериментально.

Из трех возможных значений корней уравнения (1.14) в качестве молярного объема жидкой фазы углеводородной смеси выбирают объем с минимальным значением.

Найдя из уравнений (1.2) молекулярные массы и из уравнений (1.3) и (1.14) молярные объемы фаз, по соотношениям (1.1) рассчитывают их плотности.

Плотность нефти с растворенным в ней газом в пластовых условиях можно рассчитать по формуле.

(1.19).

где b — объемный коэффициент пластовой нефти; _Н — плотность дегазирован-ной нефти при 20 °C и атмосферном давлении, кг/м³; _Г — плотность растворенного в нефти газа при 20 °C и атмосферном давлении кг/м³; Г — газосодержание нефти.

Таблица 1.1 Эмпирические постоянные.

Объемный коэффициент пластовой нефти.

(1.20).

где — безразмерный параметр, равный отношению удельного приращения объёма нефти в результате растворения в ней газа к газосодержанию нефти, определяемый по эмпирической формуле Коэффициент _Н определяется по формуле.

. (1.21).

(1.22).

где _Н — коэффициент сжимаемости нефти, 1/МПа; t_ПЛ, — пластовая температура, °С; Р_пл — пластовое давление, МПа. Часто в промысловых расчетах используют понятие относительной плотности нефти.

Относительная плотность нефти ²⁰_Н — отношение плотности нефти при 20 °C и атмосферном давлении к плотности воды при 4⁰C и атмосферном давлении.

Её значение численно совпадает со значением плотности нефти при 20 °C и атмосферном давлении, г/см³.

В интервале температур 0−50°С относительная плотность нефти при 20 °C и другой температуре t связаны формулой М. М. Кусакова.

(1.23).

где ^t_Н — относительная плотность нефти при температуре t°С и атмосферном давлении;

= 0,1 828 — 0,132_н²⁰. (1.24).

Более точно температурную поправку можно рассчитать по формулам.

;, (1.25).

где Т_{ср, м} — среднемолярная температура кипения нефти, К; М_Н — молекулярная масса нефти.

В более широком интервале температур (20−120°С) относительную плотность нефти можно рассчитать по формуле.

(1.26).

где _Н — определяется по формулам (1.22).