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 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200

Даблеиие am

Фиг. 41. Кривые разновесного соотношения для гептанов плюс остальные фракции для некоторых углеводородных систем при 48,9° С.

1-сырая нефть из Мидконтинента уд. веса 0,830; 2 - летучий дестиллат уд. веса 0,746; <3 - сырая нефть уд. веса 0,777 с газовым фактором 658 м\м\ 4 -нефть 5, но с газовым фактором 1281,3 м/м.

«l4j*4\r i* >9 CN) tS3 Vrj >$ Csjcsj 5> 4j

Дадлениеат

Фиг. 42. Изотермы равновесного соотношения

для гептанов.

отношения для более легких составляющих. Однако, за исключением метана, они обычно присутствуют в смесях в довольно низких концентрациях, так что погрешности в их равновесных соотношениях менее важны при решениях равновесных уравнений (5)- (8).

На фиг. 42 нанесены кривые для гептанов, дающие ряды равновесных соотношений для Су и применимых по крайней мере к одному типу газонефтяной системы. Эти кривые основаны на данных для среднеконтинентальной сырой нефти и дают приближенные значения для «гептанов и более тялселых компонентов» в аналогичных системах при умножении на 0,15. К другим типам сырых нефтей или конденсатов при давлениях, превосходящих минимальную точку 34,0 ат), они неприменимы; при низких давлениях, например, при расчетах сепарации низкого давления, они дают хорошее приближение.

2.10. Применение констант равновесия. В принципе, прилагая данные равновесных соотношений к уравнениям 2.9(5) -2.9(8), можно полностью предсказывать характер изменения сложных углеводородных систем. Однако на практике эти теоретические возможности строго ограничены. Например, критическое состояние любой системы, определяемое ее составом, немедленно дается давлением и температурой, для которых все равновесные соотношения обладают значением единицы. Подобное использование равновесных соотношений интересно, но совершенно непрактично. Для нахождения температуры и давления, при которых соотношения сводятся к единице, нужно заранее знать искомые критические данные из непосредственных измерений. Это вполне понятно, если вспомнить изменчивость кривых равновесных соотношений для более тяжелых компонентов вблизи критического состояния и использование последнего как контролирующей точки определения формы кривых. Для численных расчетов вблизи критического состояния необходимо указать место критической точки. Это позволяет провести кривые для более тяжелых компонентов, соответствующие типу изучаемой системы.

В областях, далеких от критического состояния, можно найти много полезных приложений из этих выводов. Так, зная или определив анализ одной фазы в пласте, можно рассчитать состав сосуществующей фазы, если только она там присутствует. Получив и проанализировав образец пластовой жидкости на точке парообразования, можно заранее указать состав газа в газовой шапке, если она имеется, умножив молевые концентрации в л<идкой фазе при точке парообразования на соответствующие равновесные соотношения при пластовых давлении и температуре.

Когда скважина вскрыла газовую шапку, можно вычислить давление точки конденсации, применяя уравнение 2.9(7) при пластовой температуре. Если полученный результат согласуется с пластовым давлением, жидкость в газовой шапке представляет

насыщенный газ, а состав сосуществующей нефтяной фазы, если она имеется, указан индивидуальными членами уравнения 2.9(7). Эту же методику можно использовать для проверки, были ли сырая нефть из одной скважины и свободный газ из другой в контакте, а отсюда сосуществовали ли они в одном и том же пласте.

Другим случаем применения является вычисление при помощи равновесных соотношений кривой растворимости и фазовых зависимостей между природным газом и сырой нефтью. Если даны значение газового фактора, состав газа и сырой нефти, можно высчитать точку парообразования при пластовой температуре, количество и состав свободного газа, поступающего в скважину под давлением на забое скважины, количество выделившегося из раствора газа, его состав и состав нефти под давлением на сепараторе или при атмосферном давлении. Давление точки парообразования всей системы подсчитывается при помощи уравнения 2.9(8) после приведения первоначальных данных по составу газа и нефти и наблюденных значений газового фактора к табличным данным суммарного молярного состава /7г.

Путем последовательного приближения находят такое значение давления, что соответствующие Ki при пластовой температуре делают i равной единице. Это есть давление точки

парообразования. Чтобы определить распределение фаз при забойном давлении в процессе фонтанирования скважины или в сепараторе, в уравнение 2.9(5) или 2.9(6) подставляются ранее определенные значения rii. При помощи Ki, соответствующих искомым давлению и температуре, эти уравнения решаются для п,г методом последовательного приближения К Полученные таким образом значения rii дают величину мольной концентрации сложной системы в газовой фазе. Соответствующие индивидуальные слагаемые в уравнениях 2.9(5) и 2.9(6) представляют одновременно мольные концентрации в жидкой и газовой фазах. Если эти концентрации известны, можно высчитать объемные характеристики и коэффициенты отклонения газа методами, разобранными в предыдущих разделах.

Если первоначальные данные выражают лишь суммарный состав, то указанным способом можно подсчитать конечную величину газового фактора при атмосферных условиях. Если сепарация газа и нефти проходит через одну или несколько промежуточных стадий, то простое повторение основных подсчетов дает требуемые значения. Прежде всего подсчитывается фазовое равновесие сепарации при высоких давлениях. Полученная вели-чина дает число молей газа на моль первоначальной жидкости при точке парообразования или жидкой смеси, которую можно

Ключом для выбора /7р в подсчетах методом последовательного приближения при относительно низких давлениях (< 34,0 ат) служит неравенство 1 <,- <* 1 - 7 + - точно, но дает границы для