Физико-химические свойства нефти, газа, воды и их смесей
Контрольная работа - Химия
Другие контрольные работы по предмету Химия
?грамме раствора разделить на его эквивалент:
qэi= (1.26)
где qэi концентрация i-тых ионов в растворе (мг-экв/кг), qi массовая доля i-тых ионов в растворе, mi масса i-тых ионов в растворе (кг), mв - масса воды в растворе (кг), k- число разновидностей ионов растворенных в воде веществ, qi103 содержание i-тых ионов в растворе (мг/кг). Значения эквивалентов попутных вод нефтяных месторождений приведены ниже.
ИонNa+K+Mg2+Ca2+Fe2+Fe3+H+NH4+Эквивал.23,0039,1012,1520,0427,9318,621,0118,04ИонСL-HCO3-CO32SO42-Br-J-HS-Нафтен-ионыЭквивал.35,4561,0230,0148,0379,90126,9033,07150-200
Процент-эквивалентная форма представления солевого состава воды получается следующим образом:
Ai=; Kj=; (1.27)
Где Ai, Kj процент-эквивалентная доля i-аниона и j-катиона соответственно, rAi, rKj число миллиграмм-эквивалентов в литре раствора i-аниона и j-катиона соответственно (мг-экв/л), - сумма миллиграмм-эквивалентов всех катионов и анаионов в литре раствора (мг-экв/л).
Жесткость воды
Жесткостью воды называется суммарное количество содержащихся в воде катионов кальция и магния, выраженное в молях на килограмм (литр) раствора.
В зависимости от соотношения между общей жесткостью воды Жо и содержанием в ней ионов НСО нефтепромысловые сточные воды можно разделить на две группы:
Жо- жесткие
Жо- щелочные воды
Для вод первой группы различают жесткость общую Жо, карбонатную Жк и некарбонатную Жнк, кальциевую ЖСа и магниевую ЖMg.
Для вод второй группы понятие карбонатной и некарбонатной жесткости теряет смысл, поэтому они характеризуются только общей кальциевой и магниевой жесткостью.
Между различными жесткостями существует связь:
Жо= Жк+ Жнк= ЖСа+ ЖMg
Показатель содержания водородных ионов
Важной характеристикой химическиго состава пластовой и сточной вод является содержание в ней водородных ионов. Часть молекул воды находится в диссоциированном состоянии:
Н2О=Н++ОН-
Состояние равновесия при данной температуре характеризуется константой:
К= (1.28)
Где СН+, СОН- - концентрация ионов водорода и гидроксида в воде соответственно, моль/л; СН2О концентрация молекул воды, моль/л.
Концентрация воды постоянна и равна 55,56 моль/л. поэтому из (1.28) следует
Кв=55,56К= СН++ СОН-, где Кв ионное произведение воды (табл. 2).
Таблица 2 Ионное произведение воды
tоСКв 10-14tоСКв 10-14tоСКв 10-14tоСКв 10-1400,112251,01609,6115023450,186301,477021,0165315100,293352,098035,0200485150,452402,929053,0250550180,570454,0210059,0306304200,680505,47122120
При нейтральной реакции концентрации ионов водорода и гидроксида равны, следовательно СН++ СОН-=( СН+)2. Так как при температуре 22оС Кв=10-14, то СН+=10-7моль/л. отрицательное значение логарифма концентрации водородных ионов обозначается рН.
рН=-lg СН+ (1.29)
Следовательно, реакции водных растворов при 22оС с помощью этого показателя будут характеризоваться следующим образом:
рН=7 нейтральная; рН 7 щелочная; рН 7 кислая.
Физические свойства пластовых и сточных вод
Плотность воды пластовой (минерализованной) в зависимости от солесодержания может быть рассчитана по формуле:
где - плотность дистиллированной воды при 20оС, кг/м3, S концентрация соли в растворе, кг/м3.
В диапазоне температур 0-45оС плотность водных растворов солей нефтяных месторождений изменяется мало, поэтому в первом приближении влияние температуры может быть учтено следующим образом:
(1.30)
где и плотность минерализованной воды при температуре t и 20оС соответственно, кг/м3.
Вязкость минерализованной воды может быть рассчитана следующим образом:
при
(1.31)
(1.32)
где -вязкость минерализованной воды при температуре t , мПа*с; - вязкость дистиллированной воды при температуре t; - разность между плотностью минерализованной и дистиллированной вод при 20оС, кг/м3 (); - параметр, определяемый по формуле:
(1.33)
при
(1.34)
где А() функция, значение которой зависит от температуры и плотности:
при 0t20оC
(1.35)
при 20t30оC
(1.36)
при t30оC
(1.37)
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 термического расширения нефти
(1.38)
где , плотность сепарированной нефти при 20оС и температуре t соответственно, кг/м3, - коэффициент термического расширения нефти, зависимостью которого от температуры в диапазоне 10 120оС можно пренебречь и рассчитывать его по формулам:
(1.39)
Влияние содержания газа на изменение объема нефти при постоянных температуре и давлении
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 давлении и температуре газонасыщенностью Го можно рассчитать по формуле:
(1.40)
где V- объем сепарированной нефти при постоянных давлении и температуре в системе, м3; Г0 отношение объема газа, растворенного в нефти к объему этой нефти, приведенные к стандар?/p>