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 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 нефти

Кажущуюся 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:

(1.48)

где - вязкость сепарированной нефти при стандартных условиях, мПа*с

Молярную массу пластовой нефти можно рассчитать по формулам, аналогичным (1.48):