Файл: Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 29.02.2024
Просмотров: 264
Скачиваний: 1
При давлениях выше 5МПа константа равновесия азота |
|
|||
*«• - j i |
t “ pS ''-p + |
( £ ) * |
(1Ш ) |
|
Коэффициент BNz приведен в табл. 11.11. Летучесть азота находят по уравне |
||||
нию (Н.24). Коэффициенты летучести азота даны в табл. 11.12. |
константу |
|||
К о н с т а н т а р а в н о в е с и я |
с е р о в о д о р о д а . Эту |
|||
рассчитывают по уравнению |
|
|
||
lg *H,S = |
(>g H2S - |
0.907 lgp) (l |
- - ^ ) , |
(II.30) |
lg ЯНа3 = |
1,11344 - |
0,000495ГК- |
0,096850 + 3230Ф/Т* — |
|
— 1745 450/Г2Ф + 97,52/Ф2, |
|
(11.31) |
|
где Тк — среднемассовая температура |
кипения жидкой |
фазы, К; 0 = |
Т/Тк. |
К о н с т а н т а р а в н о в е с и я |
д в у о к и с и |
у г л е р о д а . |
Эту |
константу определяют как среднее геометрическое констант этана и метана при заданных температуре, давлении и давлении схождения.
К о н с т а н т ы р а в н о в е с и я у с л о в н ы х к о м п о н е н т о в ,
в х о д я щ и х |
в с о с т а в о с т а т к а . Для нахождения этих констант исполь |
||
зуют эмпирически установленную прямолинейную зависимость |
|
||
In (Kip) = |
ао (Т, рсх) + щ (Т, рсх) / |
- Г"р 1- 1пркр г. |
(П.32) |
|
л нр I — 1 К1 |
Л |
|
где Tniy Тдр i — соответственно средняя температура кипения и средняя крити ческая температура условного компонента, К; Pn$i — среднее критическое давление условного компонента, МПа.
ТАБЛИЦА 11.12 КОЭФФИЦИЕНТ ЛЕТУЧЕСТИ АЗОТА ф^2
р. |
|
|
|
Температура |
Г, °<с |
|
|
|
|||
МПа |
—20 |
-10 |
0 |
10 |
20 |
|
|
30 |
40 |
|
50 |
|
|
|
|
||||||||
0,1 |
0,999 |
0,999 |
0,999 |
0,999 |
1,000 |
|
1,000 |
1,000 |
|
1,000 |
|
1 |
0,991 |
0,992 |
0,994 |
0,995 |
0,996 |
|
0,997 |
0,997 |
|
0,998 |
|
5 |
0,959 |
0,966 |
0,972 |
0,977 |
0,982 |
|
0,986 |
0,990 |
|
0,993 |
|
10 |
0,934 |
0,946 |
0,956 |
0,965 |
0,973 |
|
0,980 |
0,985 |
|
0,991 |
|
15 |
0,914 |
0,931 |
0,945 |
0,957 |
0,968 |
|
0,978 |
0,986 |
|
0,993 |
|
20 |
0,907 |
0,926 |
0,942 |
0,956 |
0,969 |
|
0,980 |
0,989 |
|
0,998 |
|
30 |
0,907 |
0,929 |
0,949 |
0,966 |
0,981 |
|
0,994 |
1,005 |
|
1,015 |
|
40 |
0,934 |
0,958 |
0,980 |
0,999 |
1,015 |
|
|
1,030 |
1,043 |
|
1,054 |
50 |
0,984 |
1,009 |
1,032 |
1,051 |
1,068 |
|
|
1,083 |
1,096 |
|
1,108 |
р, |
|
|
|
Температура |
т. 4’С |
|
|
|
|||
МПа |
60 |
70 |
80 |
90 |
100 |
по |
120 |
130 |
| |
140 |
|
|
|||||||||||
0,1 |
1,000 |
1,000 |
1,000 |
1,000 |
1,000 |
1,000 |
1,000 |
1,000 |
|
1,000 |
|
1 |
0,999 |
0,999 |
1,000 |
1,000 |
1,000 |
1,001 |
1,001 |
1,001 |
|
1,001 |
|
5 |
0,995 |
0,998 |
1,000 |
1,001 |
1,003 |
1,005 |
1,006 |
1,007 |
|
1,008 |
|
10 |
0,995 |
0,999 |
1,002 |
1,008 |
1,008 |
1,011 |
1,013 |
1,014 |
|
1,016 |
|
15 |
0,999 |
1,005 |
1,010 |
1,014 |
1,018 |
1,021 |
1,024 |
1,027 |
|
1,029 |
|
20 |
1,005 |
1,011 |
1,017 |
1,022 |
1,026 |
1,030 |
1,035 |
1,037 |
|
1,039 |
|
30 |
1,024 |
1,032 |
1,039 |
1,045 |
1,050 |
1,055 |
1,059 |
1,063 |
|
1,066 |
|
40 |
1,064. |
1,073 |
1,080 |
1,087 |
1,093 |
1,098 |
1,102 |
1,106 |
|
1,109 |
|
50 |
1,118, |
1,126 |
1,134 |
1,140 |
1,146 |
1,151 |
1,155 |
1,159 |
|
1,162 |
|
47
Зная константы компонентов от С5 до С10 для определенных температуры и давления схождения, методом наименьших квадратов рассчитывают коэффициенты а0 и av Затем с помощью уравнения (11.32) вычисляют константы равновесия фракций по их критическим давлениям и температурам и температурам кипения:
ехр \а0 + ai |
Т — TKj |
7"кр i In Рктр iJ |
*! = ■ |
' кр I - Т » |
(11.33) |
|
Значения критических параметров условных компонентов находят по рис. П.З и II.4.
§ б. РАСЧЕТЫ |
ОТНОСИТЕЛЬНОГО КОЛИЧЕСТВА |
И СОСТАВОВ |
ФАЗ ПРИ ФАЗОВЫХ РАВНОВЕСИЯХ |
Составы жидкой и газовой фаз, их относительные количества и состав двух фазной /i-компонентной системы связаны соотношениями
Y. |
|
zi |
|
|
l + |
Zi |
1) |
’ |
‘ |
L + K iH - L ) |
|
V (Ki - |
|||||
n |
|
|
|
|
n |
|
|
|
2 |
L + K i\l- L ) |
“ |
2 |
|
|
|
||
1=1 |
|
|
|
|
1=1 |
|
|
|
V + L = |
1, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ZiKi |
|
|
|
ZiKi |
|
|
yi - |
L + |
Ki (1 - |
L) |
~ |
1 + |
К (Ki - |
1) |
’ |
у |
|
|
|
_ |
y v |
- 1 |
|
|
Z j L + K t( l- L ) |
|
Z j yt |
’ |
|
|
|||
i'=l |
|
|
|
|
i=i |
|
|
|
1=1 |
|
t=i |
i=l |
|
|
|
|
|
(11.34)
(11.35)
(11.36)
(11.37)
(11.38)
(11.39)
Здесь Zi — молярная доля i-го компонента в двухфазнсэй системе; V, L — соответственно молярные доли газовой и жидкой фаз в двухфазной системе. В основу расчета фазовых равновесий может быть положено любое из эквивалент ных уравнений (11.35), (11.38) и (11.39).
Наиболее распространенная задача — нахождение относительных количеств и составов фаз, на которые разделяется система при заданных давлении, темпе ратуре и общем составе. Для решения этой задачи нужно знать константы равно весия, которые в общем случае являются функциями не только температуры и давления, но и давления схождения. Последнее определяют по составу равновес ной жидкой фазы, который заранее неизвестен. От состава жидкой фазы зависят также коэффициенты Генри для метана, азота и сероводорода, что также влияет на константы равновесия этих компонентов. В связи с этим расчеты ведут итерационным путем.
Вначале задают первое приближение давления схождения, которое для нефтегазовых систем должно быть не меньше 35 МПа, а для газоконденсатных систем должно быть не больше 35 МПа, но больше, чем давление в системе. Затем с помощью графиков или с применением ЭВМ по описанной процедуре находят константы равновесия идентифицированных компонентов, после чего с помощью уравнения (11.33) определяют константы равновесия условных компонентов. Далее по известному составу смеси Zi и константам равновесия Ki вычисляют молярную долю жидкой (газовой) фазы в смеси L (Г) и составы фаз и yt. Расчеты проводят в следующей последовательности.
48
Прежде всего определяют состояние смеси: однофазное (газ или жидкость)
или двухфазное.
П
Если 2 ZiKi < |
1, то смесь находится в жидкой фазе и |
|||
|
i=i |
|
|
|
V |
О, L = |
1; Xi = Zi\ (i = 1, 2, |
п). |
|
п |
zilKi < |
1» то смесь находится в газовой фазе и |
||
Если |
||||
i=l |
|
|
|
|
V — |
1; L = |
0; |
yi = z* (i = 1, 2, ..., n). |
|
Если же ни одно из указанных неравенств не выполняется, то смесь находится |
||||
в состоянии двухфазного равновесия. |
В этом случае значение L для разных |
|||
давлений находят из любого эквивалентного уравнения (11.35), (11.38) или (11.39), решая его путем последовательного подбора. При этом следует учитывать, что если при подстановке в уравнение (11.39) значения L получают величину больше нуля, то L следует уменьшить, чтобы приблизиться к L, удовлетворяющему уравнению. При подборе L можно применять метод деления отрезка пополам.
Быстрее получают результат при подборе значения L по отклонению от нуля после подстановок в уравнение (II.39) двух произвольных значений L. По этим отклонениям путем линейной интер-экстраполяции находят такое значение L, при котором отклонение должно быть равным нулю. Подставив его в уравнение, снова находят отклонение от нуля и используют его и наименьшее из предыдущих для новой интерполяции и т. д.
После определения L, удовлетворяющего уравнению (11.39), по соотношениям (11.34) и (II.37) находят составы газовой и жидкой фаз.
Для расчетов фазовых равновесий на ЭВМ описанная процедура может быть запрограммирована с использованием стандартной подпрограммы решения нелинейного уравнения методом деления отрезка пополам.
Решение уточняется следующим образом: по составу жидкой фазы с помощью уравнения (11.15) находят среднемассовую критическую температуру условного компонента С2+- Далее по уравнению (II. 17) или (11.18) уточняют давление схож дения, а по уравнению (11.26) или (11.29) — константы равновесия метана и азота. Если полученные давления схождения и константы равновесия метана и азота отличаются от их значений на предыдущем шаге не более чем на 1и 2 % соответ ственно, то итерации заканчивают. В противном случае итерационные расчеты продолжают, начиная с определения констант равновесия всех компонентов смеси, за исключением метана и азота, для которых эти величины принимают равными их уточненным значениям на предыдущем шаге.
Другая задача фазовых равновесий заключается в определении точек насы щения (начала парообразования) или точек росы. В этих случаях уравнения
(11.34) —(11.38) |
упрощаются. |
1; z = х{) уравнения (11.37) и (11.38) |
|
Для линии давления насыщения (L = |
|||
преобразуются следующим образом: |
|
||
У1= х.к ь |
|
(11.40) |
|
£ |
xtKi = |
1. |
(11.41) |
i=l |
|
|
|
Для линии конденсации (условия точки росы: L = 0; z* = yt) уравнения |
|||
(11.34) и (11.35) также преобразуются: |
|
||
Xi = |
У1 |
|
(11.42) |
Kt 9 |
|
|
|
2/=1 |
h . |
i. |
(11.43) |
Kt |
|
|
|
49
Уравнение (11.41) или (11.43) решают обычно при условии либо постоянного давления, либо постоянной температуры, т. е. находят либо температуру начала фазового перехода при постоянном давлении, либо давление начала фазового пере хода при постоянной температуре.
Результаты расчета точки росы не всегда надежны вследствие отсутствующих, как правило, данных о содержании в газовой фазе следов таких компонентов, которые не определяются в газовом анализе. Также трудно получить необходимую уверенность в расчетных данных давления начала конденсации газоконденсатного газа (давление ретроградной точки росы).
Давление насыщения пластовой нефти определяют с большей надежностью, хотя этот параметр желательно рассчитывать при прямом исследовании глубинной пробы нефти.
Ниже рассмотрен ряд примеров расчета разделения смеси на жидкую и газовую фазы в различных практических задачах.
П р и м ер 1. Одноступенчатая сепарация пластовой нефти.
Составы пластовой и дегазированной нефти приведены в табл. II.2 и П.З. Температура сепарации 37,8 °С, давление 0,7 МПа. Давление схождения нефте газовых систем должно быть не меньше 35 МПа. При давлениях, меньших 5 МПа, константы равновесия в нефтегазовых системах практически не зависят от давле ния схождения. В данном случае давление схождения принято 69 МПа.
Расчетные давления приведены в табл. 11.13 и II. 14. В табл. 11.13 в графе 2 приведены константы равновесия, полученные графическим путем.
Константа равновесия остатка принята равной нулю. В графах 3, 4, 5, 6 и 7
приведены расчетные данные WZ,1^ 1 |
« для пробных значений |
V = 0,6, |
V\i\i — 1)4-1 |
по компо |
|
0. 4, 0,38, 0,39, 0,385. В нижней строчке даны суммарные значения |
||
нентам. За искомое V принято 0,385 (графа 7). Соответствующие этому значе нию составы жидкости (**) и газа (у{) приведены в графах 8 и 9.
В табл. II. 14 показаны расчетные данные, необходимые для уточнения кон станты метана. В графах 2 и 3 даны критические температуры компонентов и их характеристические факторы. Критическая температура остатка найдена с по мощью уравнения (II. 12) по его плотности, равной 0,873, и молекулярной массе, равной 237 (см. табл. II.2), определенной по графикам, приведенным на рис. II.2 и 11.3. Характеристический фактор остатка установлен по плотности остатка и его молекулярной массе с помощью рис. 11.2. В графе 5 приведены массовые доли т* компонентов в жидкой фазе (без метана и азота). По этим долям определяют критическую температуру и среднемассовый характеристический фактор (графы 6 и 7). Далее по уравнениям (11.21) и (11.22) итабл. II.9 находят коэффициент Генри ЯГн4 и уточненную константу равновесия метана (40,2).
Используя новое значение константы метана, находим V (графы 9 и 10), равное 0,39, а затем х%и yi (графы 11 и 12). Дальнейшие итерации не приводят
куточнению константы метана.
Пр и м е р 2. Разделение нефтегазовой смеси в скважине.
Найти составы и количества нефти и газа, на которые разделяется та же пластовая нефть в скважине при температуре 71 °С и давлении 6,9 МПа.
Предполагаемое давление схождения принято 69 МПа. Ориентировочные расчетные данные приведены в табл. II. 15, уточненные — в табл. 11.16. В графах 1, 2 последней таблицы приведены молекулярные массы и характеристические факторы компонентов. Определение характеристического фактора остатка описано в предыдущем примере.
Среднемассовый характеристический фактор |
компонента С2+ приведен |
в нижней строчке таблицы. Уточнение давления |
схождения в данном случае |
несущественно. Уточненная константа равновесия метана, рассчитанная по уравнению (11.25), приведена в графе 6. Константы остальных компонентов остав лены такими же, как и в табл. И. 15.
П р и м е р 3. Разделение нефтегазовой смеси в скважине (смесь содержит большое количество газовых компонентов и легких фракций).
Найти при давлении 25 МПа и температуре 75 °С составы и количества нефти и газа, на которые разделяется пластовая нефть. Состав пластовой нефти приведен
50