ГОСТ Р 8.1006—2022
где yBf — коэффициент сжимаемости воды при температуре
t,
1/МПа.
р — целевое избыточное давление приведения, МПа.
Коэффициент сжимаемости воды при температуре
t
yBf, 1/МПа, вычисляют по формуле
b
Y ?= 1°-3 ’ (а1- а2’
М)’,
t
з2= 10~5 •(-0,25 •
t +
70);
100 I
М =
------
\999 +В
7,2+
37,5
В
2Л]
CPLv
1
(В-15)
1-Y
b
f P ’
а1
=-1,86 ■10~7•
t3
+ 4,57 •10~5 •
t2
- 3,24 •10~3 ■ + 0,515;(В.16)
где а1 — коэффициент сжимаемости пресной воды, 1/ГПа;
а2
— коэффициент, учитывающий влияние минерализации на коэффициент сжимаемости воды, л/(ГПа-г);
М
— минерализация воды, г/л.
В.5 Приведение плотности нефти к заданным условиям
В.5.1 Плотность нефти, приведенную к заданным условиям по давлению р и температуре
t,
pHpf, кг/м3, вы
числяют по формуле
PHpf = PHi5-C7VCPLH,(В.17)
где рН15 — плотность нефти при 15 °С, кг/м3;
C7LH — поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры нефти на плотность нефти;
CPLH — поправочный коэффициент, учитывающий влияние давления нефти на плотность нефти.
В.5.2 Поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры нефти на плотность нефти, вычисля
ют по формуле
C7LH= ехр{-р15 •
(t-
15) ■[1 + 0,8 •р15 •
(t-
15)]},(В.18)
где р15 — коэффициент объемного расширения нефти при 15 °С, 1/°С;
t
— целевая температура приведения, °С.
Коэффициент объемного расширения нефти (315, 1/°С, вычисляют по формуле
5
2
Pl “
613,9723
’
(В.19)
(РН1б)
В.5.3 Поправочный коэффициент, учитывающий влияние давления нефти на плотность нефти, вычисляют
по формуле
Y
СР1н=
1_
J
Hf
Р
,(В.20)
где yHf — коэффициент сжимаемости нефти при температуре
t,
1/МПа.
р — целевое избыточное давление приведения, МПа.
Коэффициент сжимаемости нефти при температуре
t
yHf, 1/МПа, вычисляют по формуле
Р;
уН( =10”3 ехр’ - 1,62080, 0,00021592. ^ 0’87096
J
°6 + 4’2092 f:103 4
(В-21)
(
H15,
(Р
Н15,
В.5.4 Допустимо приведение плотности нефти к заданным условиям осуществлять в соответствии с
ГОСТ 8.636, [11].
18