Файл: Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки.pdf

Следует обратить внимание на следующие обстоятельства: 1) давление схожде­ ния в данном случае меньше 69 МПа и значение его (в отличие от предыдущих примеров) заметно влияет на константы равновесия компонентов; 2) газовая фаза при заданных условиях содержит 1,054 г компонентов остатка на 24 060 см3 газа или 43,8 г компонентов остатка на 1 м3 газа. Газ содержит большое количество тяжелых компонентов, что было установлено лишь в результате учета констант равновесия условных компонентов тяжелее гексана, входящих в остаток.

П р и м е р 4. Компримирование нефтяного газа.

Газ, полученный при сепарации пластовой нефти (см. пример 1), подвергается компримированию и разделению на газовую и жидкую фазы при температуре 10 °С и давлении 5 МПа. Найти количества и состав свободного газа и конденсата.

Результаты расчета на ЭВМ приведены в табл. II. 18.

Следует обратить внимание на относительно низкое давление схождения,

характерное для газовых систем.

П р и м е р 5. Ступенчатая сепарация пластовой нефти.

Первая ступень сепарации пластовой нефти приведена в примере 1. Получен­ ная жидкая фаза подвергается второй ступени сепарации до давления 0,15 МПа

57

ТАБЛИЦА 11.18 РАСЧЕТНЫЕ ДАННЫЕ К ПРИМЕРУ 4

Давление схождения 13,6 МПа. На L *jAfj = 2,069 г жидкой фазы приходится i

18,75 г или 24 060, V = 22 000 см8газовой фазы, что составляет 94 г сжиженного газа на 1 м8 газа.

при температуре 25 °С. Исходный состав системы на второй ступени сепарации — состав жидкой фазы, полученной на первой ступени сепарации.

Если величины, относящиеся к первой ступени, отмечать одним штрихом а ко второй — двумя ", то

х{ = 2р х'2 = z2;

Результаты расчета второй ступени сепарации нефти приведены в табл. 11.19. На 175,9 г нефти, сепарированной на второй ступени, получено 1,2 г газа или на

58

100,13 г сырого конденсата на 1м1газа.

69

175,9 г нефти выделилось 895 см3 газа. Общий баланс двухступенчатой сепарации следует относить к исходной пластовой нефти первой ступени. Из одного моля пластовой нефти выделится L'L" моля нефти, сепарированной на второй ступени; У' моля газа, выделенного на первой ступени сепарации; L' V" моля газа, выделен­ ного на второй ступени сепарации. Масса жидкой фазы составит L'L"J?xf’iMi =*

пени L,Vny^y"Mi = 0,73 г; объем газа — соответственно V' 24 060 = 9383 см3

иL'Vn X 24 060 = 546 см3. После двух ступеней сепарации на 107,3 г сепариро­ ванной нефти выделяется 9929 см3 газа или 92,5 м3 газа на 1 т нефти. При трехсту­ пенчатой сепарации число молей жидкой фазы, полученной после трех ступеней, составит Z/Z/'Z/", число молей газа на первой ступени У', на второй ступени W "

ина третьей ступени L'LnVm.

Указанные соотношения можно обобщить на любое число ступеней. П р и м ер 6. Одноступенчатая сепарация газоконденсатной системы.

Газ, полученный в результате разделения нефтегазовой смеси в скважине (см. пример 3), при давлении 5 МПа и температуре 30 °С разделяется на газовую и жидкую фазы (в данном случае сырой конденсат). Результаты расчета приведены в табл. 11.20.

ГЛАВА III

МЕТОДЫ РАСЧЕТА ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ГАЗОВОЙ И ЖИДКОЙ ФАЗ НЕФТЕГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СМЕСЕЙ

Эти методы можно условно подразделить на две группы. Первая из них объединяет расчетные методы, при использовании которых следует знать состав фаз, вторая — способы, когда в основном применяют эмпирически устанавливае­ мые значения плотностей и вязкостей фаз в нормальных условиях, количества растворенного газа, его относительной плотности и т. п. Характеристики газовой и жидкой фаз нефтегазовых и газоконденсатных систем обычно известны по лабораторным данным. Их также можно определить при расчетах фазовых равно­ весий по заданным давлениям и составу смеси (см. гл. II).

Ниже излагаются наиболее апробированные и широко распространенные в инженерной практике расчетные методы определения физических свойств нефтей и газов.

§ 1. МЕТОДЫ РАСЧЕТА ПЛОТНОСТИ ГАЗОВОЙ И ЖИДКОЙ ФАЗ

Плотности газовой и жидкой фаз углеводородных смесей по их составу, давле­ нию и температуре рассчитывают с помощью методов, основанных на использова­ нии того или иного вида уравнения состояния. При этом плотности фаз определяют по формулам

где Мг и Мн< — молекулярные массы газовой и жидкой фаз; Уг и Уж — объемы одного моля смеси газовой и жидкой фаз.

Молекулярные массы газовой и жидкой фаз многокомпонентных смесей рассчитывают по уравнениям

п

60