Определение плотности газа

МИНОБРНАУКИ РОССИИ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«Ухтинский государственный технический университет»
(УГТУ)
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛОТНОСТИ ГАЗА, НЕФТИ,
НЕФТЕПРОДУКТОВ И ПЛАСТОВЫХ ВО Д
Методические указания
2 издание, исправленное
Ухта, УГТУ, 2012
УДК 622.279.031(075.8)
ББК 33.362я7
В 75
Воронина, Н. В.
В 75
Определение плотности газа, нефти, нефтепродуктов и пластовых
вод [Текст] : метод. указания / Н. В. Воронина. – 2-изд., исправ. – Ухта :
УГТУ, 2012. – 10 с.
Методические указания предназначены для студентов по направлению
подготовки 130500 «Нефтегазовое дело» и нефтегазовых специальностей с целью практического закрепления лекционного материала по разделу «Состав и
физические свойства природных газов и нефтей».
Методические указания содержат краткие теоретические данные, описание методов определения плотности жидкости пикнометром и ареометром, расчет плотности природного и стабильного газа, конденсата.
Содержание методических указаний соответствует рабочим учебным
программам.
УДК 622.279.031(075.8)
ББК 33.362я7
Методические указания рассмотрены, одобрены и предложены для издания
выпускающей кафедрой РЭНГМ и ПГ (протокол №05 от 23 марта 1998 года).
Рецензент: Э. И. Каракчиев, доцент кафедры РЭНГМ и ПГ.
Редактор: А. А. Мордвинов, доцент кафедры РЭНГМ и ПГ, к.т.н.
Корректор: К. В. Коптяева.
Технический редактор: Л. П. Коровкина.
В методических указаниях учтены замечания рецензента и редактора.
План 2012 г., позиция 254.
Подписано в печать 31.10.2012. Компьютерный набор.
Объем 10 с. Тираж 50 экз. Заказ №268.
© Ухтинский индустриальный институт, 1998
© Ухтинский государственный технический университет, 2012
169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Первомайская, д. 13.
Типография УГТУ.
169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Октябрьская, д. 13.
ВВЕДЕНИЕ
Нефть является не только смесью многих индивидуальных соединений,
но и смесью переменного (для различных нефтей) состава. Поэтому надо помнить, что физические свойства нефти являются специфическими параметрами,
характерными для каждой данной нефти. Такие свойства, как плотность, температурные пределы кипения, температура застывания и др., дают первую характеристику нефти и ее товарных качеств.
В связи с изменением в пластовых условиях объема нефти под действием
растворенного газа и температуры плотность ее в пласте обычно ниже плотности сепарированной нефти. Известны нефти, плотность которых в пласте
меньше 500 кг/м3 при плотности сепарированной нефти 800 кг/м3.
Не все газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на ее плотность. С
повышением давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении ее углеводородными газами (метаном, этиленом, пропаном). Плотность
нефтей, насыщенных азотом или углекислым газом, несколько возрастает с ростом давления.
Рост давления выше давления насыщения нефти газом также способствует некоторому увеличению ее плотности.
Удельным весом нефти (как и любого вещества) называется вес, соответствующий единице ее объема (размерность в системе СИ – Н/м3).
Плотность определяется количеством покоящейся массы, заключенной в
единице объема (размерность в системе СИ – кг/м3).
На практике чаще имеют дело с безразмерными величинами – относительным удельным весом и плотностью, т. е. отношением удельного веса и
плотности вещества соответственно к удельному весу и плотности дистиллированной воды при температуре +4С и давлении 760 мм. рт. столба.
Относительные величины плотности (  ) и удельного веса (  ) обозначаются символами с двумя индексами: верхний относится к температуре вещества, нижний – к температуре воды. Температура, при которой определяется
плотность (удельный вес) нефти, может быть различной. В РФ эти показатели
определяют при температуре +20С.
Отсюда и обозначения относительной плотности (удельного веса) – 420 ,  420 .
Плотность вещества и его удельный вес часто численно совпадают, однако не надо забывать, что физический смысл их различен.
Плотность и удельный вес зависят от температуры: с повышением температуры эти величины уменьшаются из-за теплового расширения веществ.
3
1. СПОСОБЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛОТНОСТИ ЖИДКОСТИ
Существует много методов определения плотности (удельного веса). Широко приняты следующие методы:
1) с помощью ареометра (самый простой и наименее точный);
2) с помощью разновидности ареометра – весов Вестфаля;
3) пикнометрический – самый точный.
Если определение плотности производится не при стандартной температуре (+20С), необходимо привести эту величину к стандартной:
20  t    t  20 ,
(1.1)
где
20 – искомая плотность жидкости при 20С;
t – плотность при температуре измерения;
 – коэффициент объемного термического расширения нефти (берется
из таблицы 1).
Перевод в удельный вес производится по формуле
(1.2)
   g.
При стандартной температуре 20С и нормальном атмосферном давлении
(760 мм. рт. столба) плотность нефти колеблется от 0,74 до 1 г/см3.
1.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛОТНОСТИ (УДЕЛЬНОГО ВЕСА)
АРЕОМЕТРОМ
Ареометр представляет собой стеклянный поплавок постоянного веса, в
нижний части которого находится груз, в верхней части – узкая трубка со шкалой. Ареометры градуируются в небольших пределах удельного веса и выпускаются в виде комплекта из шести, восьми или более ареометров.
Выполнение работы:
Нефть или пластовую жидкость наливают в чистый стеклянный цилиндр
емкостью 250-300 см3 так, чтобы не образовалось пены и пузырьков воздуха.
Чистый и сухой ареометр осторожно опускают в цилиндр до соприкосновения
его с дном цилиндра.
Если ареометр всплывает и не соприкасается со стенками цилиндра, то
отсчет делают по верхнему краю мениска. Температуру отсчитывают по термометру, погруженному в исследуемую жидкость.
4
Отсчет по шкале ареометра дает плотности жидкости при температуре
исследования (  t ). Эту плотность приводят к плотности по стандартной температуре (  20 ) по формуле 1.1.
Результаты определений записываются в таблицу 1.1.1.
Таблица 1.1.1
№№
опред.
1.
2.
 t , г/см3
t , С

20 , г/см3
1.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛОТНОСТИ ПИКНОМЕТРИЧЕСКИМ
СПОСОБОМ
Выполнение работы:
Тщательно вымытый и высушенный пикнометр взвешивают с точностью
до 0,002 г ( P0 ). Затем определяется «водное число» пикнометра, т. е. массу воды в объеме пикнометра при 20С. Для этого пикнометр заполняют дистиллированной водой до метки, обтирают снаружи и взвешивают с точностью до
0,002 г ( P1 ). После этого пикнометр высушивают и заполняют исследуемой
жидкостью и взвешивают ( P2 ).
Относительная плотность (   ) равна отношению весов исследуемой жидкости и воды «водное число».
P P
(1.2.1)
ρ  2 0 .
P1  P0
Видимая плотность дает только приближенное значение плотности, т. к.
взвешивание производится в воздухе, необходимо вносить поправку на потерю
веса.
Пересчет проводится по следующей формуле
     20  20   20 ,
(1.2.2)
где
 – плотность исследуемой жидкости при 20С
  – видимая плотность
20 – плотность воды при 20С, равна 0,99823 г/см3
20 – удельный вес воздуха при t  20 С и атмосферном давлении
760 мм.рт.ст., равный 0,0012 г/см3.
5
Результаты определений записываются в таблицу 1.2.1.
Таблица 1.2.1
№№ опред.
P0 , г
P1 , г
P2 , г
  , г/см
3
 , г/см3
1.
2.
Таблица 1.2.2
Температурные поправки плотности нефти и нефтяных продуктов
при приведении их к стандартной температуре t  20 С
Пределы
Пределы
Поправка на 1С
Поправка на 1С
3
плотности, г/см
плотности, г/см3
0,6900-0,6999
0,000910
0,8400-0,8499
0,000712
0,7000-0,7099
0,000897
0,8500-0,8599
0,000699
0,7100-0,7199
0,000884
0,8600-0,8699
0,000686
0,7200-0,7299
0,000870
0,8700-0,8799
0,000673
0,7300-0,7399
0,000837
0,8800-0,8899
0,000660
0,7400-0,7499
0,000844
0,8900-0,8999
0,000647
0,7500-0,7599
0,000931
0,9000-0,9099
0,000600
0,7600-0,7699
0,000818
0,9100-0,9199
0,000620
0,7700-0,7799
0,000805
0,9200-0,9299
0,000607
0,7800-0,7899
0,000792
0,9300-0,9399
0,000594
0,7900-0,7999
0,000778
0,9400-0,9499
0,000584
0,8000-0,8099
0,000765
0,9500-0,9599
0,000567
0,8100-0,8199
0,000752
0,9600-0,9699
0,000554
0,8200-0,8299
0,000738
0,9700-0,9799
0,000541
0,8300-0,8399
0,000725
0,9800-0,9899
0,000528
0,9900-1,0000
0,000515
6
2. ПЛОТНОСТЬ ПРИРОДНОГО ГАЗА, СТАБИЛЬНОГО
И НАСЫЩЕННОГО УГЛЕВОДОРОДНОГО КОНДЕНСАТА
Газ, добываемый из газовых месторождений или попутно с нефтью, состоит из смеси легких углеводородов (главным образом метана), паров бензина
или примесей азота, углекислоты, окиси углерода и сероводорода.
Углеводородные газы при атмосферном давлении имеют плотность от
0,0007 до 0,0015 г/см3 (это зависит от содержания в газе легких и тяжелых углеводородов).
В практике для характеристики природных газов обычно используется
понятие относительной плотности, которая выражается отношением плотности
газа при атмосферном давлении и стандартной температуре (обычно 0С) к
плотности воздуха при тех же давлениях и температуре ( возд  1,293 ). Для углеводородных газов относительная плотность по воздуху изменяется в пределах от 0,6 до 1,1.
Плотность газа зависит от температуры и давления.
Плотность газа в нормальных физических условиях может быть определена по его молекулярной массе:
М
0 
[кг/м3].
(2.1)
22,41
Если плотность газа задана при нормальном давлении, то пересчет ее на
другое давление ( Р ) при той же температуре для идеального газа проводится
по формуле
 Р
 0 .
(2.2)
1,033
Плотность природного газа в газовой фазе можно определить по формуле
 Z 0T0
,
(2.3)
 P ,t   P0 ,t0
ZPT
0
где
 P ,t и  P 0,t 0 – плотность газа соответственно при давлении Р1 и темпера-
туре t и нормальном давлении Р0 и температуре t0 .
Плотность стабильного углеводородного конденсата (С5+) определяется
путем непосредственного измерения, расчета по формулам (по известному составу, по его молекулярной массе М к или коэффициенту преломления nd ).
Формула Крега:
С 
5
1,03М к
г/см3,
М к  44,29
7
(2.4)
С  1,90646nd  1,96283 г/см3.
(2.5)
5
Зависимость плотности стабильного конденсата от давления и температуры (при 30  t  200 С 1  P  50 МПа) видна из формулы

 Р

3
4

1
  1  6,64 10  t  50  г/см . (2.6)
5
 Рат


Плотность насыщенного углеводородного конденсата можно определить
по графоаналитическому методу Катца и Стендинга и расчетным путем по приведенным параметрам.
По методу Катца и Стендинга сначала определяют плотность жидкости
при стандартных условиях
С  0,762  0,76  104 
n
ст 
X M
i
i 1
n

XiMi
,
(2.7)
i
i 1
где
i
X i , M i и i – молекулярная доля, молярная масса и плотность i-того
компонента соответственно.
Далее определяют поправки к вычисленной плотности при стандартных
условиях на давление  P и температуру t .
Плотность насыщенной жидкости при заданных давлении и температуре
определяется по формуле
(2.8)
  ст  Р  t .
Плотность по приведенным параметрам определяют
n

Х M 
i
i 1
i
 X Vкр
i
где
пр
,
(2.9)
i
 пр – приведенная плотность;
Vкрi – критический молярный объем i-того компонента в смеси.
Приведенная плотность определяется по формуле Викса:
пр  1,20   5,563  11,03Z кр.см 1  Т пр 
где
0,87 Z кр . см 0,310
,
(2.10)
Z кр.см – среднекритический коэффициент сверхсжимаемости жидкой смеси;
Т пр – приведенная температура насыщенной жидкости.
n
Z кр.см   X i Zкрi ,
i 1
8
(2.11)
где
Z кр.i – критический коэффициент сверхсжимаемости i-того компонента
(определяется по таблице [1]).
Можно также определить по формуле Ганна и Ямады:
Zкрi  0,2918  0,0928i ;
Tпр 
T
n
 X Tкр
i 1
i
Vкpi 
; 0,3  Tпр  0,99 ;
(2.12)
(2.13)
i
Zкpi RTкрi
.
Pкpi
(2.14)
Плотность углеводородных газов определяется по номограмме [1].
9
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Гиматудинов, Ш. К. Физика нефтяного и газового пласта : учеб. для вузов / Ш. К. Гиматудинов, А. И. Ширковский. – 4-е изд., стереотип. – М. : Недра,
2005. – 311 с.
2. Михайлов, Н. Н. Физика нефтяного и газового пласта. Т. 1 : учеб. пособие / Н. Н. Михайлов. – М. : МАКС Пресс, 2008. – 448 с.
10