Физико-химические свойства нефти, газа, воды и их смесей (стр. 2 из 5)
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
| tоС | Кв 10-14 | tоС | Кв 10-14 | tоС | Кв 10-14 | tоС | Кв 10-14 |
| 0 | 0,112 | 25 | 1,01 | 60 | 9,61 | 150 | 234 |
| 5 | 0,186 | 30 | 1,47 | 70 | 21,0 | 165 | 315 |
| 10 | 0,293 | 35 | 2,09 | 80 | 35,0 | 200 | 485 |
| 15 | 0,452 | 40 | 2,92 | 90 | 53,0 | 250 | 550 |
| 18 | 0,570 | 45 | 4,02 | 100 | 59,0 | 306 | 304 |
| 20 | 0,680 | 50 | 5,47 | 122 | 120 |
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 0
t 20оC 
(1.35)при 20
t 30оC 
(1.36)при t
30оC 
(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 стандартным условиям; 
- коэффициент изменения объема нефти из-за изменения ее насыщенности газом. 
(1.41)где
- плотности нефти и газа, растворяемого в нефти, при 20оС и 0,1 МПа, кг/м3.Уменьшение объема сепарированной нефти (Vp) из-за сжатия ее до определенного давления (pпл) рассчитывают по формуле:
(1.42)где
- коэффициент сжимаемости сепарированной нефти (можно принять равным 6,5*10-4 Мпа-1).Увеличение объема нефти из-за ее нагревания до температуры tпл рассчитывают по формуле:
(1.43)где
- коэффициент термического расширения нефтиКажущуюся плотность растворенного газа определяют по формуле
(1.44)Объемный коэффициент нефти можно рассчитать по формуле
(1.45)где p – давление в системе, МПа; t – температура, оС
для нефти в пластовых условиях объемный коэффициент в первом приближении можно рассчитать по формуле:
(1.46)Плотность нефти с растворенным в ней газом рассчитывают по формуле
(1.47)Молярная масса нефти
Молярная масса сепарированной нефти (кг/кмоль) в результате ее однократного разгазирования при 20оС до атмосферного давления может быть рассчитана по формуле: