Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 [ 58 ] 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100

Определяем массовые доли и gb смеси:

Находим эквивалентную молекулярную массу сложного компонента:

Л/экв = 0.214.58,12 + 0,786 • 142.28 = 12,44 +111,83 = 124,27.

По этой величине эквивалентной молекулярной массы на рис. IV.13 путем интерполирования находим давления рсх схождения. Имеем при t = 71° С

Л/= 86,172 Рсх = 19Д МПа.

Л/= 142,28 Рсх = 35,25 МПа.

142,28-86,172 = 56,108 35,25-19,4=15,85 МПа 142,28-124,27 = 18,01.

Составляем пропорцию

56,108-15,85 18,01-x 18,01 • 15,85

= 5.087 МПа.

56.108

Давление схождения смеси

Рсх = 35,25-5.087 = 30,143 МПа.

Упомянутые методы определения констант равновесия позволяют рассчитать количественно фазовые превращения смесей легких углеводородов, если известен состав системы по компонентам. Ис-по.пьзование их для расчета равновесного разделения на газ и жидкость газоконденсатных и газонефтяных систем затрудняется чрезвычайной сложностью составов углеводородов. Приближенные расчеты, однако, проводятся. Для этого считают, что система состоит из ограниченного числа компонентов, последний из которых представляет собой С, -Ь все остальные вышекипящие. Этот остаток принимается за один наименее летучий компонент системы. При таком грубом приближении расчетные данные значительно отклоняются от фактических (составы этого сложного компонента в газовой и жидкой фазах совершенно различны и они изменяются при данном составе смеси с давлением и температурой). Константы равновесия углеводородов С, -Ь высшие определяются свойствами самой фракции С, +, составом всей системы, температурой и пределом изменения давлений в системе. По данным, приведенным в [43], иногда хорошо совпадают расчетные и экспериментальные изотермы в том случае, когда в качестве константы равновесия фракции С, + используется константа равновесия н-гептана. Если же фракцию С, + принять за н-нонан, то в процессе расчетов вся система при высоких давлениях иногда стремится перейти не в газовое (как это должно было быть согласно экспериментальной

изотерме), а в жидкое состояние. Поэтому для разработки рекомендаций при выборе констант равновесия фракций Су + высшие проводятся массовые расчеты для газоконденсатных систем по определению влияния температуры, давления и состава на константы фазового равновесия фракций Q -Ь по заданным (известным) изотермам конденсации для систем с различной характеристикой [43].

Считается, что константы равновесия компонентов от этана до гексана включительно определяются различными методами со средней точностью 5-10%. Исключение составляет метан (погрешность достигает 30% и более). Это является, например, следствием того, что при одинаковых давлениях схождения и одних и тех же значениях put константа фазового равновесия метана в углеводородных смесях различного состава не одинакова. Поэтому для расчетов предложены специальные методы определения константы фазового равновесия метана в его смесях с различными углеводородами [43].

Уравнения концентрации

По приведенным уравнениям нельзя определить концентрацию и объемное соотношение углеводородов в жидкой и паровой фазах. В промысловой практике часто встречаются задачи именно такого рода, когда кроме состава фаз необходимо определять количество жидкой и газовой фаз при различных условиях состояния смеси (р и t), при изменении этих условий и в зависимости от исходного количества углеводородов.

Чтобы дать количественную оценку распределения углеводородов между жидкой и паровой фазами, рассмотрим 1 кмоль углеводородной смеси при данных давлении и температуре.

Пусть состав всей смеси нам известен и концентрация каждого компонента составляет N;. Задача заключается в том, чтобы найти связь между числом киломолей жидкой L и газовой фазы V в смеси и составом фаз цри данном давлении и температуре.

По условиям задачи

j:Ni=i; (IV.22)

L-fF=l. (IV.23)

Каждый из углеводородов распределен между жидкой и газовой фазами. И, следовательно, содержание компонентов в системе с учетом распределения их по фазам можно выразить в виде

Ni = XiL + yiV, (IV. 24)

где Xi ъ У{ - мольные концентрации углеводородов в жидкой и паровой фазах в долях единицы.

Подставляя в уравнение (IV.24) значение yi = KXi или х, =

У; Ki

Nril-V)+ytV.

(IV.25) (IV.26)

Решая формулы (IV.25) и (IV.26) относительно и j/;, получим уравнения концентрации компонентов в жидкой и паровой фазах:

(IV. 27) (IV. 28)

Учитывая, что Xi и у/ обозначают мольные концентрации углеводородов в жидкой и паровой фазах в долях единицы, получаем

i=1 1=1

Таблица IV.3

(IV.29)

l~m.

+ V(Ki-i)

= 1.

(IV.30)

Используя уравнение (IV.29) или (IV.30), можно вычислить методом последовательных проб и постепен-]1ых приближений количество паровой фазы V и жидкой временно получаются также и в жидкой Xi и газовой фазах

фазы L = (1 - У). При этом одно-значения концентраций компонентов

Пример [23]. Рассчитать однократное (контактное) разгазирование пластовой нефти при следующих условиях: температура сепарации 20° С, конечное давление сепарации 0,1 МПа (со 1 кгс/см*).

Состав нефти и константы равновесия приведены в табл. IV.3.

Задачу будем решать по уравнению концентрации компонентов в газовой

фазе

i=tn 1=171

+ V{Ki-i)

= 1.

Подставляя в уравнение концентрации (IV.30) злачения Ni и К{ n.j табл. IV.4, найдем число киломолей нефти, перешедших в газовую фазу

NiXi{l-V) + XiKiV;