Химия природных энергоносителей и углеродных материалов

Размещено на http://www.allbest.ru/

ЛЕВАШОВА Альбина Ивановна

ЮРЬЕВ Егор Михайлович

УШЕВА Наталья Викторовна

Учебное пособие

ХИМИЯ ПРИРОДНЫХ ЭНЕРГОНОСИТЕЛЕЙ И УГЛЕРОДНЫХ МАТЕРИАЛОВ

УДК 665.63.65+662.323

ББК 00000

Л34

Левашова А.И., Юрьев Е.М., Ушева Н.В.

Л34 Химия природных энергоносителей и углеродных материалов. Примеры и задачи: учебное пособие / А.И. Левашова, Е.М. Юрьев, Н.В. Ушева; Томский политехнический университет - Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2013. - 94 с.

В пособии в краткой форме изложены практические вопросы по физико-химическим свойствам нефти и нефтепродуктов. По всем разделам даны задачи по расчету свойств нефти, газов и газоконденсатов. Приведены примеры использования этих расчетов при проведении технологических операций. В расчетах физико-химических свойств применены эмпирические зависимости, представлены информативные номограммы. Для контроля знаний включен справочный материал. Пособие подготовлено на кафедре химической технологии топлива и химической кибернетики, соответствует программе дисциплины и предназначено для студентов направления 240100 «Химическая технология», профиль «Химическая технология природных энергоносителей и углеродных материалов».

УДК 665.63.65+662.323

ББК 00000

Рецензенты

Доктор химических наук, Заведующий лабораторией каталитической переработки легких углеводородов ИХН СО РАН А.В. Восмериков,

кандидат химических наук, ведущий научный сотрудник лаборатории геохимии пластовых нефтей ОАО «ТомскНИПИнефть» Н.В. Новикова

© ФГБОУ ВПО НИ ТПУ, 2013

© Левашова А.И., Юрьев Е.М., Ушева Н.В., 2013

© Оформление. Издательство Томского политехнического университета, 2013

1. ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТИ. РАСЧЕТНЫЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ И СОСТАВА НЕФТИ

В странах СНГ принята «Единая унифицированная программа исследования нефти», которая позволяет получать сопоставимые данные по составу и свойствам нефти [1].

Используемые методы анализа нефти можно разделить на следующие группы:

физические - определение плотности, вязкости, температуры плавления и кипения, теплоты сгорания, молекулярной массы и др.;

физико-химические - хроматография, спектроскопия, колориметрия и др.;

химические - использующие традиционные приемы аналитической химии;

специальные - определение октанового и цетанового числа моторных топлив и др.

1.1 Характеристические точки кипения нефтяных фракций

Нефть и её фракции - это смесь различных углеводородов и их соединений, выкипающая в определённом интервале температур. Поэтому при расчетах пользуются понятием средней температуры кипения. В зависимости от способа усреднения различают средне-объемную (tср.об.), средне-молекулярную (средне-молярную) (tср.мол.), средне-массовую (tср.масс.), средне-кубическую (tср.куб.), средне-усредненную (tср.ус.) температуры кипения, но чаще всего используют для расчетов средне-молекулярную tср.мол. [2-5]. Расчеты средних температур кипения всегда ведутся в градусах Цельсия, однако, в дальнейших расчетах данная величина может быть выражена в градусах Кельвина.

Так как значение температуры кипения нефтяной фракции повсеместно используется для расчета прочих теплофизических свойств фракции, для упрощения часто среднюю температуру кипения определяют как среднее арифметическое начальной и конечной температур кипения.

Для смеси, состоящей из нескольких нефтяных фракций, средне-молекулярная температура кипения определяется следующим образом:

,

где , ;

t1, t2, ..., tn, (ti) - среднеарифметические значения температур кипения фракций, єС,

N1, N2 ,…, Nn, (Ni) - моли (или % мол.) отдельных фракций,

хi - содержание отдельных фракций, мольные доли,

Мi - молекулярная масса отдельных фракций,

Gi - массы (или масс. доля %) отдельных фракций.

Если известны данные о разгонке образца нефти или узкой фракции, то приближенно среднюю температуру (tср.об) можно определить как температуру отгона 50 % образца по кривой истинных температур кипения (ИТК) или по кривой разгонки.

1.2 Характеристический фактор

Характеристический фактор К определяет химическую природу нефтепродукта. Характеристический фактор применяется для повышения точности в расчетах плотности и молекулярной массы нефтяных фракций.

Рассчитывают К по формуле

,

где - средне-молекулярная температура кипения, К;

- относительная плотность нефтепродукта.

За рубежом данный параметр носит название характеристического фактора Уотсона [6].

Средние значения характеристического фактора К:

- парафинистые продукты ок. 13,0;

- нафтеновые продукты ок. 12,0;

- ароматизированные продукты ок. 10,0.

1.3 Компонентный состав

В практических расчетах состав многокомпонентной смеси выражается в долях или процентах. Соотношение между долями и процентами - 1:100.

Массовая доля () компонента представляет собой отношение его массы mi к массе смеси (m): , значит mi=m;

.

Пример. Смешали три масляные фракции в количествах: m1=96 кг; m2=160 кг; m3=64 кг. Определить массовую долю каждой фракции в смеси.

Решение. Найдем общую массу смеси

m=m1+m2+m3=96+160+64=320 кг.

Определим массовую долю каждой фракции:



Молярная (мольная) доля компонента - это число молей Ni этого компонента к общему числу молей N смеси :

.

Пересчет массового состава в мольный и обратный пересчет осуществляется по формулам

;

,

где Мi - молекулярная масса компонента.

Пример. Пересчитать массовые доли фракций 0,3; 0,5 и 0,2 в мольные, если молекулярные массы компонентов равны М1=300; М2=320; М3=390.

Решение. Определим сумму отношений массовых долей фракций к их молекулярным массам:

.

Находим молярные доли каждой фракции:



Для проверки правильности результатов суммируем мольные доли:

.

Следовательно, пересчёт выполнен верно.

Объемная доля компонента - это отношение его объема vi к объему всей смеси (v): ;

.

Для пересчета объемного состава в массовый и обратно необходимо знать плотность каждого компонента:

;

.

Для жидкой смеси прямой пересчет объемных долей в мольные достаточно сложен, поэтому предпочтительно его проводить с помощью массовых долей. Для газовой смеси состав, выраженный объемными и массовыми долями, одинаков.

Пример. Газовая смесь получена из 95 м3 пропана и 23 м3 этана. Плотность пропана и этана равна 2,0037 кг/м3 и 1,3560 кг/м3 соответственно. Выразить состав смеси в объемных и массовых долях.

Решение. Найдем общий объем смеси

.

Объемные доли: пропана этана

Массовые доли компонентов:

;

.

1.4 Плотность

Плотностью [1-4] называется масса единицы объема вещества (нефтепродукта, нефти). Размерность в системе СИ - кг/м3.

На практике чаще всего используют относительную плотность, представляющую собой отношение плотностей жидкого нефтепродукта и дистиллированной воды (эталонное вещество) при определенных температурах.

В России (СССР) приняты следующие стандартные температуры: нефтепродукт - 20 °С, дистиллированная вода - 4 °С (), - в США и Англии стандартные температуры для нефтепродукта и воды одинаковы и составляют 15,56 єС () или 60 градусов Фаренгейта.

Часто в литературе наравне с буквой с можно встретить обозначение плотности буквой d (от англ. density - плотность).

Умножением значения относительной плотности на плотность воды при выбранной стандартной температуре можно получить плотность, выраженную в кг/м3.

Относительную плотность определяют по формуле

.

Температурную поправку рассчитывают по формуле

.

Зависимость плотности нефти и нефтепродукта от температуры основана на линейном законе (с повышением температуры их плотность снижается):

,

где - относительная плотность при температуре анализа;

- относительная плотность при 20 °С;

- средняя температурная поправка плотности на 1 °С;

- температура, при которой проводится анализ, °С.

Зависимость (1.12) строго справедлива в интервале температур от 0 до 50 °С для нефтей и нефтепродуктов, содержащих относительно небольшие количества твердого парафина и ароматических углеводородов.

Значения температурной поправки даны в Прил. 1.

Плотность нефтепродуктов в пределах t=20-250 °С можно рассчитывать по формуле [1]

Для нефтей и дистиллятных фракций допускается расчет плотности по следующим формулам:

(для нефти),

(для нефтяных фракций),

где - показатель преломления при 20 °С.

Зависимость (1.15) рекомендуется применять, если фракции парафино-нафтенового характера и имеют значения не больше 1,50, а - не больше 0,88.

Для фракций, обогащенных ароматическими соединениями, справедлива зависимость:

.

По зависимости (1.16) отклонение от экспериментальных значений составляет не более 4 %.

БашНИИНП предложена формула для расчета плотности узких нефтяных фракций

.

Из перечисленных формул для расчета плотности наибольшую точность даёт формула (1.17) БашНИИНП (отклонения от экспериментальных значений 0,5 %). Эта формула включена в унифицированную программу исследования нефти.

Плотность жидких нефтепродуктов при высоких температурах можно определить и по номограммам (см. Прил. 2-4). Указанные номограммы дают хорошие результаты вплоть до давлений в 1,5 МПа.

Пример. Определить относительную плотность жидкой нефтяной фракции при 100 °С, если её

Решение. Для этого воспользуемся графиком Прил. 2, который позволяет по известной плотности найти любую другую. На оси абсцисс отложим значение плотности 0,811. Из полученной точки А восстановим перпендикуляр до пересечения с горизонталью, соответствующей температуре 20 °С, при которой определена заданная плотность (точка В). Из точки В параллельно ближайшей наклонной кривой проводим линию до пересечения с горизонталью, соответствующей искомой температуре (точка С). Опустив из точки С перпендикуляр на ось абсцисс (точка Д), находим требуемую плотность .

Плотность является аддитивным свойством, поэтому при смешении различных нефтепродуктов плотность смеси, в зависимости от способа выражения её состава, определяют по следующим уравнениям:

- по известным массам компонентов;

- по известным массовым долям;

- по известным объемным долям.

Если состав выражен в молярных долях, их следует вначале пересчитать в массовые и затем найти плотность смеси.

За рубежом плотность нефти также измеряется в градусах API (American Petroleum Institute - Американский институт нефти). Плотность A в градусах API и относительная плотность при температуре 15,56 °C связаны уравнением:



Если плотность в градусах API больше 10, то нефть легче и плавает на поверхности воды, а если меньше 10, то тонет.

Экспериментально плотность нефти определяют стандартными методами: ареометром (нефтеденсиметром), гидростатическими весами Вестфаля-Мора и пикнометром. Наиболее точным является пикнометрический метод. Для экспрессного определения плотности используется ареометр.

Задачи

1. Определить относительную плотность нефтепродукта при 250 °С, если его ; К=11,5.

2. Нефть находится в резервуаре при температуре 12 єС. Определить её относительную плотность в данных условиях, если .

3. Определить относительную плотность смеси, состоящей из 250 кг бензина плотностью и 375 кг керосина плотностью .

4. При перекачке нефти по нефтепроводу её температура изменяется от 8 до 15 єС. Найти относительную плотность в начальной и конечной точках транспортировки, если её .

5. Определить плотность смеси следующего состава (в об. %): 25 бензина (), 15 лигроина () и 60 керосина ().

6. Нефть закачали в резервуар при температуре 15 єС; плотность (определена денсиметром) составила 0,845. Через сутки температура нефти поднялась до 25 єС. Определить её плотность при этой температуре.

7. Дизельная фракция 180-230 єС на выходе из холодильника атмосферно-вакуумной трубчатки имеет температуру 30 єС. Найти её относительную плотность при этой температуре, если .

8. Смесь состоит из 60 кг н-пентана, 50 кг н-гексана и 25 кг н-гептана. Определить среднюю плотность смеси, если для н-пентана , н-гексана , н-гептана .

9. Самотлорская нефть имеет плотность 852,5 кг/м3 при 20 єС. Определить её относительную плотность .

10. Плотность керосинового дистиллята (фракция 120-230 єС) при температуре 27 єС равна 805 кг/м3. Найти .

11. Бензиновая фракция () нагревается в теплообменнике от 30 до 52 єС. Определить изменение относительной плотности этой фракции.

12. Средняя молекулярная температура кипения легкой нефтяной фракции равна 97 єС, характеристический фактор - 12,3. Определить её относительную плотность

13. Температура 50 %-го отгона нефтепродукта равна 145 єС. Найти его , если К=11,3.

14. Мазут выходит из колонн К-2 атмосферной трубчатки (АТ) с температурой 330 єС. Определить его плотность при этой температуре, если известны и К=10,1.

15. Для проведения испытаний приготовили пробу бензина, состоящую из 5 кг прямогонной бензиновой фракции () и 15 кг бензина каталитического крекинга (). Определить относительную плотность () полученной смеси.

16. Ароматический концентрат представляет собой смесь, состоящую из 120 кг бензола, 75 кг толуола и 25 кг этилбензола. Найти массовый и мольный состав смеси.

Температура выкипания фракции, єС	Молекулярная масса	Массовое содержание, %
105-120	103	30
120-140	112	70

17. Природный газ Северного месторождения состоит из следующих компонентов (% об.): СН4 - 96,8; С2Н6 - 0,9; С3Н8 - 0,4; С4Н10 - 0,3; N2 - 1,0; СО2 - 0,6. Найти массовый состав смеси.

18. Дана смесь двух узких бензиновых фракций самотлорской нефти

Найти среднюю молекулярную температуру кипения смеси.

19. Имеется смесь двух нефтяных фракций:

Температура выкипания фракции, єС	Молярная масса, кг/кмоль	Плотность , кг/м3	Мольная доля
180-210	168	806	0,34
210-230	182	833	0,68

Найти объемный состав и среднюю молекулярную температуру кипения смеси.

1.5 Молекулярная масса

Значения молекулярной массы используют в технологических и тепловых расчетах, при определении структурно-группового состава нефтяных фракций.

Необходимо различать безразмерную величину - относительную молекулярную массу и размерную величину - молярную массу (в системе СИ, кг/кмоль). Численные значения относительной молекулярной массы и молярной массы совпадают.

Среднюю молекулярную массу соединений, входящих в состав нефти и нефтепродукта, определяют либо экспериментально, либо расчётом по эмпирическим зависимостям.

Молекулярная масса увеличивается с повышением температуры кипения нефтяной фракции. Эта зависимость лежит в основе формулы Б. М. Воинова:

,

где М - молекулярная масса;

а, b, с - константы, различные для каждого класса углеводородов;

- средняя молекулярная температура кипения нефтепродукта, єС.

Для парафиновых фракций эта формула имеет вид

.

С учетом химического состава нефтяной фракции

,

где К - характеристический фактор.

Молекулярную массу узких 10-градусных фракций сернистых и высокосернистых нефтей вычисляют по формуле

.

Пример. В качестве сырья каталитического риформинга для получения ксилолов используется узкая бензиновая фракция 120-140 єС с плотностью Известно содержание (в мольных долях) в сырье 5-градусных фракций: 120-125 єС - 0,20; 125-130 єС - 0,24; 130-135 єС - 0,30; 135-140 єС - 0,26. Найти среднюю молекулярную массу сырья.

Решение. 1. Определяем среднее арифметические температуры кипения 5-градусных фракций:

.

2. Находим среднюю молекулярную температуру кипения сырья

.

3. Пересчитаем на по формуле

.

4. Определим характеристический фактор по формуле

.

5. Рассчитаем среднюю молекулярную массу по формуле

Зависимость между молекулярной массой и плотностью можно выразить формулой Крэга

.

Молекулярную массу смеси рассчитывают по правилу аддитивности, исходя из известного состава и молекулярных масс компонентов:

.

Пример. Смешали 27 кг масляной фракции I () и 63 кг масляной фракции II (). Определить молекулярную массу смеси.

Решение. 1. Находим плотность для фракции I:

;

для фракции II:

.

2. По формуле (1.25) определим молекулярную массу каждой фракции:

.

3. Определяем массовые доли фракций:

4. Находим молекулярную массу смеси (1.26)

кг/кмоль.

За рубежом для оценки молекулярной массы нефтепродукта используют две группы методов, отличающихся исходными данными: формула Риази и формула Ли-Кесслера используют в качестве аргументов среднюю температуру кипения и относительную плотность; кроме того существует метод расчета, в котором используются значения вязкостей жидкости при двух разных температурах [6].

Экспериментально молекулярную массу нефти и нефтепродукта определяют методом криоскопии с бензолом или нафталином.

Задачи

20. Определить молекулярную массу нефтяных фракций, средняя температура кипения которых 110, 130 и 150 єС.

21. Компонент дизельного топлива имеет среднюю молекулярную температуру кипения 274 єС, его характеристический фактор 10,8. Рассчитать молекулярную массу компонента.

22. Определить среднюю молекулярную массу узкой фракции прямой перегонки плотностью

23. Бензин - растворитель БР-1 «Галоша» характеризуется tср.мол.=97 єС и К=12,5. Какова его молекулярная масса?

24. Определить среднюю молекулярную массу широкой фракции, состоящей из 20 % бензина с М=110, 40 % лигроина с М=150, 20 % керосина с М=20 и 20 % газойля с М=250.

25. Определить среднюю молекулярную массу нефтепродукта, имеющего плотность .

1.6 Вязкость

Вязкость является важной характеристикой, используется при подсчете запасов нефти, выбора способа транспорта и схемы переработки нефти, в химмотологии. Подавляющее большинство технологических расчетов, в которых используется значение вязкости, - это расчеты трубопроводов и другого оборудования, в которых движутся нефть и нефтепродукты.

Различают динамическую, кинематическую и условную вязкость. Величина, обратная динамической вязкости, называется текучестью.

Динамическая вязкость - это отношение действующего касательного напряжения к градиенту скорости при заданной температуре (в системе СИ - Пас, на практике миллипаскаль секунда, мПас). Рассчитывается динамическая вязкость по формуле Пуазейля.

В технологических расчётах чаще используется кинематическая вязкость . Это отношение динамической вязкости жидкости к плотности при той же температуре:

, []

Широкое распространение на практике имеют внесистемные единицы вязкости: динамической - пуаз (П, 1 П = 0,1 Па с), кинематической - стокс (Ст, 1 Ст = 10-4 м2/с).

Для характеристики вязких нефтепродуктов, например нефтяных масел, используют условную вязкость (ВУ). Она выражается отношением времени истечения нефтепродукта при заданной температуре ко времени истечения такого же количества дистиллированной воды при 20 єС. Единица измерения - условные градусы єВУ.

Необходимость определения кинематической и условной вязкости связана с техническими трудностями определения динамической вязкости (требуется источник постоянного давления на жидкость, сложность воспроизведения и т. д.).

В методе определения кинематической вязкости вместо постоянного давления (внешней силы) используется давление столба жидкости, которое равно произведению высоты столба жидкости, её плотности и ускорения силы тяжести. Для этой цели используются стеклянные капиллярные вискозиметры. Кинематическую вязкость определяют для нефтей, дизельных топлив и смазочных масел (ньютоновские жидкости).

Динамическую вязкость природных битумов, тяжелых нефтей и нефтепродуктов (неньютоновские жидкости) определяют в ротационных вискозиметрах.

Согласно унифицированной программе исследования для нефтей определяют кинематическую (или динамическую) вязкость при температурах от 0 до 50 єС (через 10 єС). Для маловязких нефтей определение начинают с минус 20 єС. Для керосиновых дистиллятов определяют кинематическую вязкость при 20 и минус 40 єС. Для дизельных - при 20 єС, для масляных - при 40, 50 и 100 °С. Для остатков, выкипающих выше 350 °С, определяют условную вязкость при 50, 80 и 100 °С.

За рубежом для характеризации нефтяных фракций измеряют динамические вязкости при температурах 37,8 °С (100 °F) и 98,9 °С (210 °F). Для расчета кинематической вязкости при данных температурах используется формула Эбботта [6].

С понижением температуры высоковязкие нефти, природные битумы и остаточные нефтепродукты (мазут, гудрон) могут проявлять аномалию вязкости (так называемая структурная вязкость). Причина структурной вязкости объясняется наличием смолисто-асфальтеновых веществ и парафинов, при этом их течение перестаёт быть пропорциональным приложенному напряжению, т. е. нефти становятся неньютоновскими.

Усилие, необходимое для разрушения надмолекулярной структуры неньютоновских жидкостей, называется пределом упругости.

Для определения кинематической вязкости используют номограммы зависимости вязкости от температуры (см. Прил. 5-7) и эмпирические формулы, так для узких нефтяных фракций её можно рассчитывать по зависимости Вальтера:

,

где - вязкость при заданной температуре, мм2/с;

- средняя температура кипения фракции, єС;

Т - температура, К.

Для прямогонных фракций (керосиновая, дизельная, газойлевая) с плотностью , сернистых и высокосернистых нефтей кинематическую вязкость можно вычислить по формулам

;

;

Условную вязкость при 80 и 100 °С прямогонных остатков с плотностью рассчитывают по формулам

;

.

Используя приближенные зависимости, можно перевести кинематическую вязкость нефтепродуктов в градусы условной вязкости:

для =1-120 мм2/с: ;

для 120 мм2/с: .

Или для этой цели используют таблицы перевода кинематической вязкости (мм2/с) в условную (°ВУ) (см. Прил. 8).

Пример. Условная вязкость масляной фракции при 100 и 50 °С соответственно 2,6 и 20 °ВУ. Определить её условную вязкость при 70 °С.

Решение. Для нахождения искомой вязкости на графике Прил. 5 определяем положение точек с координатами 100 °С; 2,6 °ВУ и 50 °С; 20 °ВУ. Через найденные точки А и В проводим прямую. На оси абсцисс находим точку, соответствующую 70 °С, из которой восстанавливаем перпендикуляр до пересечения с прямой АВ. Получаем точку С. Из этой точки проводим горизонталь до пересечения со шкалой условной вязкости. Получаем значение условной вязкости при 70 °С: ВУ70=7,1.

Качество масел зависит от степени изменения его свойств с повышением температуры и давления. Оценка вязкостно-температурных свойств производится по показателю индекса вязкости - ИВ (условная константа), который определяют по номограммам (см. Прил. 6), по известным значениям кинематической вязкости при двух температурах (принято отношение кинематической вязкости при 50 °С к кинематической при 100 °С).

Пример. Вязкость моторного масла при 100 °С составляет 10,5 мм2/с, а при 50 °С - 59 мм2/с. Определить индекс вязкости масла.

Решение. На ординатных осях вязкости и температуры (см. Прил. 6) отметим точки, соответствующие величинам 100=10,5мм2/с и t=100 °С и проведём через них прямую линию. Вторую линию проведём через две другие точки: 50=59 мм2/с и t=50 °С. Точка пересечения двух прямых будет находиться на кривой, обозначенной 100. Следовательно, индекс вязкости масла ИВ=100.

Чем меньше меняется вязкость масла с изменением температуры, тем более качественным оно считается.

С повышением давления вязкость жидкости возрастает: до 24,5 МПапочти прямо пропорционально, а затем более быстро. При давлении близком к атмосферному вязкость жидких продуктов можно вычислить по формуле [4]

,

где - динамическая вязкость при атмосферном давлении, Па с;

Р - избыточное давление, Па;

а - постоянная, 0,001.

Для расчетов условно принимают, что до 4МПа вязкость нефтепродуктов не зависит от давления.

Вязкость смесей жидкости не подчиняется правилу аддитивности. Наиболее точные результаты вязкости даёт экспериментальное её определение. Для приближенной оценки вязкости, как уже было сказано выше, используются эмпирические формулы и номограммы. В практике часто используется номограмма (см. Прил. 7), которая позволяет определить вязкость смеси двух нефтепродуктов различной вязкости в определенных отношениях при данной температуре, а также определить соотношение компонентов в смеси для получения продукта заданной вязкости при данной температуре.

Пример. Смесь составлена из компонента А (50=12,5 мм2/с) и В (50=60 мм2/с). Определить:

а) вязкость смеси, состоящей из 40 % компонента А и 60 % компонента В (по объему);

б) соотношение в смеси компонентов А и В, при котором кинематическая вязкость 50=39 мм2/с.

Решение. На координатах оси номограммы (см. Прил. 7), соответствующих 100 % компонента А и 100 % компонента В, отложим значение вязкости 12,5 и 60 м2/с и соединим полученные точки m и n прямой линией. Прямая mn характеризует вязкость смеси в зависимости от соотношения компонентов. Для ответа на первый вопрос из точки на оси абсцисс, отвечающей составу смеси (40 % А и 60 % В), восстановим перпендикуляр до пересечения с прямой mn. Ордината точки пересечения даст значение кинематической вязкости данной смеси 50=29,5 мм2/с (на номограмме - сплошная линия).

Для ответа на второй вопрос на оси ординат определяем точку с кинематической вязкостью 50=39 мм2/с и через прямую mn проецируем её на ось абсцисс. Получаем соотношение компонентов А-25 % и В-75 % (пунктирная линия).

Задачи

26. Масляная фракция имеет условную вязкость при 40 и 60 °С соответственно 5,24 и 3,81. Рассчитать, пользуясь формулой (1.34), кинематическую вязкость этой фракции в м2/с при тех же температурах.

27. Фракция 240-350 °С соболиной нефти имеет кинематическую вязкость 20=8,4 мм2/с и 50=3,6 мм2/с. Найти кинематическую и условную вязкость этой фракции при 70 °С.

28. Кинематическая вязкость компонента дизельного топлива при 20 °С равна 5,6 мм2/с, а при 50 °С - 2,6 мм2/с. Определить кинематическую вязкость при 0 °С.

29. Лёгкий прямогонный масляный дистиллят характеризуется следующими вязкостными показателями: 50=14,5 мм2/с и 100=3,9 мм2/с. Определить индекс вязкости дистиллята.

30. Найти вязкость смеси, состоящей из 30 % (объемных) масла вязкостью ВУ20=6,5 и 70 % масла вязкостью ВУ20=3,5.

31. Для приготовления смеси взяты базовые масла М-8 (100=8 мм2/с) и М-14 (100=14 мм2/с). Найти вязкость смеси при той же температуре, если соотношение компонентов 11 по объёму.

32. Смесь состоит из 70 % масляной фракции I (50=14,510-6 мм2/с) и 30 % масляной фракции II (50=5510-6 мм2/с). Определить вязкость смеси при 50 °С.

33. В каком соотношении необходимо смешать масла условной вязкости ВУ20=16 и ВУ20=7,5, чтобы получить масло с вязкостью ВУ20=11.

34. Приготовили смесь из 35 % масляного погона I и 65 % масляного погона II. Вязкость погона I 50=12,5 мм2/с и 100=3,5 мм2/с, вязкость погона II 40=28,5 мм2/с. Определить кинематическую вязкость смеси при 40 °С.

35. Кинематическая вязкость смеси двух масляных дистиллятов 50=35 мм2/с, вязкость каждого из них соответственно 20 и 45 мм2/с. Каково соотношение между дистиллятами в смеси?

36. Условная вязкость сураханской нефти при 50 °С равна 1,63. Определить кинематическую и динамическую вязкость нефти при той же температуре, если плотность её =879 кг/м3.

1.7 Давление насыщенных паров

Давление насыщенных паров (ДНП) - это давление, производимое паровой фазой, которая находится в равновесии с жидкостью при определенной температуре. ДНП - один из важнейших параметров перегонки, ректификации, на основе которого производится пересчет температур кипения с одного давления на другое; является базовой величиной для определения констант фазового равновесия. Значение давления насыщенных паров заложено в нормах на качество бензина и других нефтепродуктов.

Давление насыщенных паров нефти и нефтепродуктов зависит не только от температуры (как в случае с индивидуальным чистым веществом), но и от состава паровой и жидкой фаз и их соотношения.

При проведении практических расчетов исходят из допущения: для узкой нефтяной фракции состав паровой и жидкой фаз при испарении существенно не меняется, т. е. давление насыщенных паров зависит только от температуры.

При изучении фракционного состава нефти и технологических расчетах пересчет давления насыщенных паров нефтепродуктов при одной температуре на давление при другой производят по формулам, приведённым в [7-8], и номограммам (см. Прил. 9, 10).

Для расчета давления насыщенных паров узких нефтяных фракций при низких давлениях пользуются формулой Ашворта

,

где Рi - давление насыщенных паров при температуре Т, Па;

Т0 - средняя температура кипения фракции при атмосферном давлении, К;

Т - соответствующая температура, К.

Функция температуры

.

Функцию f(T0) определяют аналогично.

Значения функции для различных температур (Т и Т0) приведены в Прил. 11.

За рубежом для расчета ДНП чистых углеводородов, как правило, используют уравнение Соава. Для расчета ДНП смесей легких углеводородов хорошую сходимость дает метод Ли-Кеслера, для смесей тяжелых углеводородов - метод Максвелла-Боннела [6].

Пример. Узкая нефтяная фракция при атмосферном давлении имеет среднюю температуру кипения 170 °С. Определить давление насыщенных паров этой фракции при 260 °С.

Решение. По Прил. 11 найдем значения f(Т0) для температуры 170 °С и f(Т) для температуры 260 °С.

f(T0)=4,124; f(T)=2,924.

Подставим эти величины в формулу (1.36):

;

.

По таблицам антилогарифмов или с помощью микрокалькулятора находим значение этого числа

;

.

Давление насыщенных паров данной фракции при 260 °С

.

При необходимости пересчета давления насыщенных паров с одной температуры на другую или средней температуры кипения нефтепродукта при изменении давления используют номограммы Прил. 9, 10.

Пример. Средняя температура кипения узкой бензиновой фракции при атмосферном давлении (1105 Па) составляет 127 °С. Найти её температуру кипения при давлении 2105 Па.

Решение. На графике Кокса (см. Прил. 9) находим точку с координатами 105 Па и 127 °С (400 К). Из найденной точки проводим равноудаленную от двух соседних лучей прямую до пересечения с вертикалью, соответствующей давлению 2105 Па. Из полученной точки проводим горизонталь, параллельную оси абсцисс, до пересечения с осью ординат, на которой получим точку, соответствующую температуре 151 °С (424 К). Это и есть температура кипения фракции при давлении 2105 Па.

Пример. При вакуумной разгонке нефтяного остатка на аппарат АРН-2 при давлении 133,3 Па (1 мм рт. ст.) была получена фракция 196-213 °С. Определим пределы выкипания этой фракции при атмосферном давлении.

Решение. На правой кривой номограммы (см. Прил. 10) отметим остаточное давление 133,3 Па, на левой - температуры начала и конца кипения фракции при данном давлении. Тогда на средней шкале получим точки, соответствующие температурам кипения при атмосферном давлении: 400 °С и 420 °С. Искомая фракция выкипает в пределах 400-420 °С при атмосферном давлении.

1.8 Критические и приведенные параметры

При определенных значениях температуры и давления двухфазная система (жидкость-пар) может переходить в однофазную (пар), которая характеризует критическое состояние вещества (критическую точку). В критической точке плотность жидкости и её насыщенного пара становятся равны, а поверхностное натяжение жидкости падает до нуля, потому исчезает граница раздела фаз жидкость-пар. Для смеси веществ критическая температура не является постоянной величиной и зависит от состава смеси.

Критическая температура вещества Ткр - температура, выше которой вещество может находиться только в газообразном состоянии.

Критическое давление вещества Ркр - давление насыщенных паров вещества в критической точке.

Критический объем - удельный объем, занимаемый веществом, в критической точке.

Как для чистых веществ, так и для смесей критические параметры являются важными величинами, лежащими в основе методов расчета многих теплофизических свойств.

Приближенно критические параметры нефтяных фракций определяют с помощью графика (см. Прил. 12) по известным молекулярным массам, средним температурам кипения и относительной плотности.

Для расчета критических параметров (Ткр, Ркр) можно использовать эмпирические формулы

, (К);

, (Па),

где ;

,

t10, t70 - температуры отгона 10 и 70 % нефтепродукта по ГОСТ 2177-82, °С.

Критическую температуру можно рассчитывать по упрощенной формуле

.

Критические температура и давление нефтепродукта являются параметрами усредненными. Их называют также псевдокритическими (Тпкр и Рпкр), и можно найти по графику (см. Прил. 12) в зависимости от молекулярной массы фракции и характеристического фактора К.

При расчетах тепловых и других свойств нефтепродуктов применяют так называемые приведённые температуру и давление.

Приведённой температурой Тпр называют отношение температуры вещества Т к его критической температуре Tкр.

;

Приведённым давлением (Рпр) называют отношение давления P в системе, в которой находится нефтепродукт, к его критическому давлению Ркр:

.

Пример. Керосиновый дистиллят самотлорской нефти имеет фракционный состав: 10 % - 132 °С, 50 % - 180 °С, 70 % - 203 °С. Его плотность , молекулярная масса М=156. Рассчитать критические температуру и давление дистиллята.

Решение. Критическую температуру находим по формуле (1.38), предварительно подсчитав и константу а:

.

Примем вместо Тср.мол. температуру 50 % отгона (в Кельвинах). Тогда

а=(1,8180+132)0,7984=364,4

Ткр=355+0,97364,4-0,00049364,42=643,4 К.

Критическое давление найдем по формуле (1.39), определив предварительно константу Кр:

;

.

Пример. Определить Рпр и Тпр для углеводорода, tср.мол.=200 °С, при 210 °С (483 К), давление - 0,6 МПа.

Решение: По известным величинам (средней температуре кипения и плотности) находим (см. Прил. 12) значения Ткр и Ркр. Получим Ткр=673К; Ркр=2,7МПа. Находим значение приведённых констант.

.

1.9 Коэффициент сжимаемости. Фугитивность

При высоких давлениях и низких температурах пары нефтепродуктов являются реальными газами, поэтому в уравнения, описывающие поведение идеальных систем, вводятся различные поправочные коэффициенты. Поправочный коэффициент, вводимый при расчёте константы фазового равновесия, теплоёмкости, объёма паров, называется коэффициентом (фактором) сжимаемости (Z). Коэффициент Z зависит от величины приведённых параметров:

Z = f(Tпр, Рпр).

Степень отклонения свойств реального газа от идеального в случае изотермического процесса характеризуется фугитивностью f (летучесть).

Фугитивность - это давление реального газа, свойства которого выражены уравнением состояния идеального газа.

При невысоких давлениях и повышенных температурах нефтепродукты и их пары подчиняются закону Рауля и Дальтона:

где - мольная доля i-го компонента в жидкой и паровой фазе;

Рi - давление насыщенных паров чистого i-го компонента, Па;

Р - общее давление в системе, Па;

Кi - константа фазового равновесия.

В реальных условиях (большие давления и низкие температуры) в расчётных формулах давление насыщенных паров и общее давление в системе заменяют соответственно фугитивностью жидкости и паров:

, (1.45)

где - фугитивность жидкости и её паров.

Фугитивность измеряется в тех же единицах, что и давление, и заменяет его в уравнениях идеального состояния. В условиях, когда реальный газ приближается к состоянию идеального газа, величина f приближается к величине Рi.

Отношение фугитивности к давлению называется коэффициентом активности:

.

Для идеального газа .

Коэффициент активности является функцией приведенных температуры и давления, его значения можно определить по графику (см. Прил. 13), а из формулы (1.46), зная давление насыщенных паров Рi или общее давление в системе, рассчитывают фугитивности жидкости или паров. Более полно расчёты коэффициента активности, фугитивности и сжимаемости приведены в [9].

Для точных расчётов константы фазового равновесия, когда жидкий компонент находится не под давлением (Рi) своих насыщенных паров, а под любым другим давлением, фугитивность этого компонента в жидкой фазе находят по формуле [4, 10]:

,

где - фугитивность при давлении в системе Р и давлении насыщенных паров Рi соответственно, Па;

Vж - мольный объём компонента, л/моль, м3/кмоль;

Р - давление в системе, Па;

Рi - давление насыщенных паров чистого компонента, Па;

R - универсальная газовая постоянная кДж/(кмольК);

Т - температура системы, К.

Пример. Определить фугитивность паров узкой бензиновой фракции (М=100), находящихся при 400 єС и 4,55 МПа. Критические параметры фракции tкр=321 °С и Ркр=3,72 МПа.

Решение. Находим значение приведённых температуры и давления:

.

На графике (см. Прил. 13) по вычисленным Тпр и Рпр находим, что коэффициент активности г = 0,7. Полученные данные подставляем в уравнение (1.46)

Пример. Рассчитать константу фазового равновесия Кр для н-гексана при 180 єС и 784 кПа. Критические параметры tкр=234,7 єС, Ркр=2932 кПа. Давление насыщенных паров Рi=1252 кПа.

Решение. Приведённые температура и давление равны

;

.

На графике (см. Прил. 13) для Тпр=0,89 и Рпр=0,27 находим коэффициент активности =0,86; фугитивность паров н-гексана

.

Определим фугитивность жидкого н-гексана при 180 °С, давление собственных насыщенных паров Рi=1252 кПа. Приведённое давление

.

Для значения Тпр=0,89 и Рпр=0,43 по графику (см. Прил. 13) находим коэффициент активности = 0,78. Фугитивность жидкого н-гексана, находящегося при температуре t и под давлением собственных насыщенных паров Рi, равна фугитивности его же паров при тех же условиях:

.

Константа фазового равновесия равна

.

Кроме рассмотренного выше способа, константу фазового равновесия для некоторых индивидуальных веществ можно находить по номограммам (см. Прил. 14, 15).

Задачи

37. Бензиновая фракция при атмосферном давлении в пределах 56-310 єС. Определить давление насыщенных паров фракции при 190 єС.

38. Бензин растворитель БР-1 имеет среднюю температуру кипения 98 єС. Найти давление его насыщенных паров при 25 єС.

39. В соответствии с нормами давления насыщенных паров товарного бензина АИ-93 при 38 єС равно 66660 Па. Каким будет это давление при 25 єС?

40. Нефтяная фракция имеет температуру начала кипения 350 єС при остаточном давлении 7,33 кПа. Определить температуру начала кипения этой фракции при атмосферном давлении (номограмма, см. Прил. 10).

41. Определить критические температуру и давление бензиновой фракции лугинецкой нефти, если известны её плотность и фракционный состав: 10 % - 55 єС; 50 % - 108 єС и 70 % - 129 єС.

42. Найти приведённые температуру и давление масляной фракции при 400 єС и 15 МПа. Характеристика фракции: ; М=315 кг/кмоль, константа .

43. Определить фугитивность н-гексана при 180 єС, когда он находится под давлением собственных насыщенных паров (Рi=1277кПа). Критические температура и давление равны соответственно 234 єС , 3028 кПа.

44. Определить фугитивность фракции автомобильного бензина, выходящий с верха колонны, где температура 110 єС, давление 539 кПа. Критическое давление , критическая температура .

45. Определить фугитивность жидкой нефтяной фракции при 170 єС, если критическая температура этой фракции , критическое давление . Давление насыщенных паров фракции при 170 єС составляет

46. Сверху отбензинивающей колонны (t = 120 єС, Р = 0,5 МПа) отбирается головная фракция, средняя молекулярная температура кипения которой равна 92 єС. Найти константу фазового равновесия бензина, если его критические температура и давление составляют 252 єС и 2,9 МПа.

47. Определить константу фазового равновесия для продукта, выходящего из колонны при 180 єС и под давлением 588 кПа. Критические температура и давление данного продукта равны соответственно 307 єС и 4020 кПа. Средняя температура кипения бензина равна 120 єС.

1.10 Тепловые свойства

При технологических расчётах оборудования нефтеперерабатывающих заводов необходимо учитывать тепловые свойства нефтей и нефтепродуктов: теплоёмкость, теплоту испарения и конденсации, энтальпию (теплосодержание), теплоту сгорания и другие.

Теплоёмкость - это отношение количества теплоты, переданной веществу, к соответствующему изменению его температуры. Чаще всего применяют удельную теплоёмкость - количество тепла, которое требуется для нагрева 1 кг данного вещества на 1 К. Единица измерения удельной теплоёмкости в СИ - Дж/(кгК).

С повышением температуры нагрева теплоёмкость жидких нефтепродуктов изменяется, поэтому в нефтепродукте используют понятие истинной и средней теплоёмкости.

Среднюю теплоёмкость жидких нефтепродуктов определяют в интервале температур нагревания или охлаждения. Среднюю теплоёмкость можно рассчитать по уравнению Фортча и Уитмена [3, 7]:

,

где - средняя арифметическая температура температурного интервала, єС.

Истинная теплоёмкость жидких нефтепродуктов соответствует некоторой фиксированной температуре и до 200 єС может быть определена по формуле Крэга [3, 7, 11]

.

Истинная теплоемкость паров парафинистых нефтепродуктов Ср при малом постоянном давлении определяется по другим формулам, например по уравнению Бальке [3-4, 7]

,

С учетом характеристического фактора

.

Теплоемкость нефтяной фракции и находящихся над ней паров связаны между собой соотношением [3]

.

Для упрощения расчетов можно пользоваться номограммой (см. Прил. 16). Зная плотность жидкого нефтепродукта, можно определить по указанной номограмме при температурах от 0 до 500 оС. Например, для нефтяной фракции плотностью теплоёмкость паров и жидкости при 300 єС (пунктирная линия) соответственно равна 1,96 и 2,31 кДж/(кгК).

Теплоёмкость некоторых газообразных и жидких углеводородов приведена в Прил. 17 и 18. По графику в Прил. 19 можно определить теплоёмкость паров при повышенном давлении в зависимости от Тпр и Рпр.

Пример. Определить теплоёмкость паров нефтепродукта при 400 єС и 1,5 МПа, имеющего Ркр=3,0 МПа и среднюю температуру кипения 110 єС.

Решение. Определяем приведённые параметры Тпр и Рпр:

єС;

.

Определяем теплоёмкость паров Ср при атмосферном давлении:

кДж/(кгК).

По графику Прил. 19 находим (по Тпр и Рпр)

Ср=8,38 кДж/(кгК); ;

.

Пример. Найти теплоёмкость жидкого бензина () и его паров при температуре 100 єС.

Решение. Теплоёмкость жидкой фазы находим по формуле (1.49)

.

По формуле (1.50) определим теплоёмкость паров

.

Теплоемкость смесей нефтепродуктов подсчитывается по правилу аддитивности:

,

где Ссм, С1, С2, …, Сn - теплоемкость смеси и ее компонентов, кДж/(кг К);

х1, х2, …, хn - содержание компонентов, мас. доли.

Теплота испарения (теплота парообразования) - это количество тепла, которое необходимо сообщить веществу в равновесном изобарно- изотермическом процессе, чтобы перевести его из жидкого состояния в парообразное (то же количество теплоты выделяется при конденсации пара в жидкость) [12]. Теплота испарения - частный случай теплоты фазового перехода. Различают удельную теплоту испарения (измеряется в Дж/кг) и мольную (молярную) теплоту испарения (Дж/моль).

Теплоту испарения химически чистых индивидуальных углеводородов можно найти в литературе [4, 7, 13]. Для нефтяных фракций теплота испарения может быть найдена различными расчетными и графическими методами (см. Прил. 20) [3-4, 14]. Поскольку нефтяная фракция есть смесь углеводородов, выкипающая в некотором интервале температур (а не при строго определенной температуре), то тепло затрачивается не только на испарение, но и на повышение температуры смеси.

Теплота испарения нефтепродуктов значительно меньше теплоты испарения воды, что используется в технологии переработки нефти и газа. В среднем теплота испарения легких нефтепродуктов составляет 250-340, тяжелых 160-220 кДж/кг. Теплота испарения при повышенном давлении меньше, а в вакууме больше, чем при атмосферном давлении; при критических температуре и давлении она равна нулю [4]. Для определения теплоты испарения парафинистых низкокипящих нефтепродуктов применимо уравнение Крэга

.

Возможен расчет теплоты испарения по разности энтальпии нефтепродукта в паровой и жидкой .. фазе при одинаковых температуре и давлении:

.

Энтальпия. Удельная энтальпия жидких нефтепродуктов численно равна количеству тепла (в джоулях или килоджоулях), необходимого для нагрева 1 кг продукта от 0 оС (273 К) до заданной температуры. Энтальпия паров при заданной температуре больше энтальпии жидкости на величину количества теплоты, затраченного на испарение жидкости и перегрев паров.

Энтальпию жидких нефтепродуктов при температуре Т можно найти по уравнениям Фортча и Уитмена, Крэга; для парообразных - по уравнению Уэйра и Итона [2, 4]. Уравнение Крэга

.

Обозначив выражение в скобках а = (0,0017Т2+0,762Т-334,25), получим упрощенный вид уравнения

.

В Прил. 21 приведены значения энтальпии жидкого нефтепродукта в зависимости от температуры (величина а).

Уравнение Итона:

.

Это уравнение также можно упростить: b = (129,58 + 0,134Т + 0,00059Т2). Тогда

.

В Прил. 22 приведена таблица для определения зависимости энтальпии паров нефтепродуктов от температуры (значение величины b).

В Прил. 23 и 24 даны параметры насыщенного и перегретого водяного пара.

Задачи

48. Определить истинную теплоемкость бензиновой фракции плотностью =0,7613 при температуре 70 °С.

49. Какова истинная теплоемкость мазута (=0,9687), нагретого до 200 °С?

50. Определить среднюю теплоемкость при 100 °С жидкой нефтяной фракции плотностью =0,910.

51. Определить теплоемкость паров нефтепродукта плотностью =0,756 при 250 °С и атмосферном давлении.

52. Определить теплоемкость паров нефтепродукта плотностью =0,789 при 300 °С и атмосферном давлении.

53. Определить теплоту испарения н-октана при температуре испарения 120 °С, если его плотность =0,78.

54. Найти приближенно теплоту испарения нефтяной фракции при 200 °С. Средняя молекулярная масса фракции равна 100.

55. Определить энтальпию жидкой нефтяной фракции плотностью =0,875 при 205 °С.

56. Определить количество тепла, которое отдает мазут холодному теплоносителю в теплообменниках при охлаждении от 140 до 100 °С. Прокачивают мазута 60000 кг/ч, его = 0,930.

57. Определить энтальпию нефтяной фракции, имеющей молекулярную массу 108, при 427 °С и 7МПа, если известно, что =290 °С и =0,765. Принять коэффициент К=5,5.

58. Найти энтальпию паров нефтяной фракции с =0,720, М=100 при 314 °С; 2,9 МПа и К=5,6; =120 °С.

59. В теплообменник поступает 12000 кг/ч дизельной фракции (=0,8459). Рассчитать тепловой поток, который потребуется для нагревания фракции от 90 до 150 °С.

2. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ МЕТОДОВ РАСЧЕТА ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПРИ СМЕШИВАНИИ НЕФТЕЙ, ГАЗОВ И ГАЗОКОНДЕНСАТОВ

2.1 Перемешивание газонефтяных смесей различного состава

Для расчета составов смесей, получающихся в результате перемешивания r смесей различного состава, можно воспользоваться следующими уравнениями:

- для смесей газов в нормальных (стандартных) условиях

,

где Nij, NiУ - молярная доля i-го компонента в j-м газе и в смеси, получаемой в результате смешения газов, соответственно;

Vj - объем, приведенный к нормальным (стандартным) условиям;

- для смесей нефтей

,

где nj - число молей j-й нефти;

r - общее количество перемешиваемых нефтей.

Уравнение (2.2) является общим и справедливо для смесей (растворов) веществ в любых агрегатных состояниях. Например, при перемешивании пластовых нефтей из скважин, эксплуатирующих различные горизонты и работающих в единый коллектор, состав получающегося попутного нефтяного газа может быть рассчитан по уравнению

,

где Qнj - дебит сепарированной нефти j-той скважины (объем газа приведен к нормальным, или стандартным условиям).

Необходимо отметить, что образующие смеси (растворы) однородны по составу, а химические реакции превращения отдельных компонентов в смеси отсутствуют.

При удалении из смеси отдельных компонентов полностью или частично молярные доли оставшихся компонентов нефти можно рассчитать следующим образом:

,

где Ni - молярная доля i-го компонента в смеси первоначального состава;

Niуд - молярная доля части i-го компонента, удаляемого из смеси полностью (Niуд= Ni), частично (Niуд <Ni).

Пример 2.1. Определить молярную долю метана в нефтяном газе, образующемся в результате смешивания 80 м3 газа I горизонта и 20 м3 газа II горизонта. Молярный состав газов, %, I горизонт: сероводород - 20, азот - 40, метан - 10, этан - 5, бутан - 5; II горизонт: метан - 80, этан, пропан, бутан - 5, пентан - 5 . Объемы газов определены в стандартных условиях.

Решение. В соответствии с (2.1) молярная доля метана в общей смеси двух многокомпонентных газов различного состава будет

Пример 2.2. Пластовые нефти трех горизонтов - (башкирского, визейского и пашийского) по единому сборному коллектору попадают на установку подготовки нефти. Определить состав получающегося нефтяного газа, если в сборный коллектор поступает (м3/сут): 101 нефти башкирского, 145 - визейского, 204 - пашийского горизонтов соответственно. Газосодержание пластовых нефтей этих горизонтов соответственно составляет, м3/м3: 33,0 - башкирского, 39,2 - визейского и 37,6 - пашийского. Объем газа приведен к стандартным условиям (табл. 2.1).

Решение. Состав нефтяного газа можно рассчитать по уравнению (2.3), которое для конкретных условий задачи при принимает вид

,

где - объемная доля i-го компонента в попутном газе нефти j-го горизонта.

Таблица 2.1 - Состав нефтей

Нефть горизонтов	Объемное содержание компонентов, %
	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12+ высшие	СО2	Ni
Башкирского	24,6	20,6	19,5	10,3	5,1	1,0	18,9
Визейского	41,8	14,9	15,5	7,8	3,8	0,3	15,9
Пашийского	34,5	14,1	18,2	8,2	2,8	0,2	22,0
Всех горизонтов (расчет)	35,0	15,7	17,5	8,5	3,6	0,4	19,3

Так как ( - объемная доля i-го компонента в попутном газе нефти j-го горизонта), находим объемную концентрацию метана в попутном газе смеси нефтей:

 %.

Результаты аналогичных расчетов для других компонентов попутного нефтяного газа смеси нефтей трех горизонтов представлены в табл. 2.1.

2.2 Газосодержание нефти и ее объемный коэффициент

Газосодержание нефти определяют как отношение объема газа, выделяющегося из пластовой нефти в результате ее однократного разгазирования до атмосферного давления при температуре 20 єС, к объему оставшейся сепарированной нефти:

,

где Vг - объем газа однократного разгазирования пластовой нефти при 20 єС, приведенный к стандартным условиям, м3;

Vн - объем сепарированной нефти, остающейся после однократного разгазирования пластовой нефти при 20 єС, м3.

Массовую долю растворенного в нефти газа можно рассчитать по уравнению. кипение нефтяной вязкость сепарированный

,

где mн, mг - массы сепарированной нефти и газа, соответственно представляющие в растворе пластовую нефть, кг;

сн - плотность сепарированной нефти при стандартных условиях, кг/м3;

сг - плотность газа однократного разгазирования нефти, приведенного к стандартным условиям, кг/м3.

Массовая доля растворенного в нефти газа рассчитывается по уравнению

,

где Mнг, Мг - молярные массы нефти с растворенным в ней газом и растворенного газа соответственно, кг/кмоль;

Nг - молярная доля растворенного в нефти газа.

Если неизвестна молярная масса нефти с растворенным в ней газом, то молярная масса растворенного в нефти газа можно рассчитать по уравнению

,

где Мн - молярная масса дегазированной нефти.

Из сопоставления (2.7) и (2.8) следует

Пример 2.3. Определить массовую и мольную доли растворенного в пластовой нефти газа и молярную массу пластовой нефти, если газосодержание нефти Г0=100 м3/м3, плотность газа сr=1,5 кг/м3, плотность сепарированной нефти сr=860 кг/м3, а молярная масса сепарированной нефти Мн=200 кг/кмоль.

...