Выпускная работа «Разработка предложений и их технико-экономическое обоснование по совершенствованию технологии сбора и подготовки нефти на Игольско-Таловом месторождении НГДУ «Васюганнефть» (стр. 10 )

- молярная масса /-того компонента;

- молярная доля i-го компонента в нефтяном газе;

константа фазовых равновесий i-го компонента (при

стандартных условиях) из справочника [10],

- молярная доля I - го компонента в пластовой нефти после

однократной ступени разгазирования;

- корректировочное значение молярной доли i-го компонента в

нефтяном газе.

3.2 Расчет физике - химических свойств смеси пластовых нефтей

Приведем алгоритм расчета.

Так как происходит смешение нефти двух потоков Игольского и Талового месторождений, необходимо произвести расчет смеси. Смешение двух потоков происходит в коллекторе на входе в ДНС.

Рис.3 Схема смешения 2-х потоков. 1) Рассчитаем молекулярную массу дегазированной нефти:

, где

- плотность дегазированной нефти; вязкость дегазированной нефти; - молярная масса дегазированной нефти.

2) Молярная масса смеси: 34

-молярная масса

где

компонента в смеси

- молярная доля

компонента в смеси

Константы фазового равновесия:

где ^-константа фазового равновесия

компонента при термобарических условиях : давлении Р и температуре Т.

где

- молярная доля j - смеси -молярная масса j - смеси •число молей в у - смеси - масса j - смеси

Условие материального баланса

Константы фазового равновесия:

3) Найдём м"5 и мост, зная:

7) Найдём газовый фактор смеси GCM в точках смешения: По определению:

Пользуясь описанным алгоритмом рассчитаем физико-химические свойства смеси пластовых нефтей Игольского и Талового нефтяных месторождений.

Таблица 3.2 Исходные данные:

Месторождение	р, кг/м	q, т/сут	// , мПа*с	Mh г/моль	р, кг/м	G, л/УлГ
Июльское	856	3800	9,1	143	1,115	50,99
Таловое	843	3800	15,88	145	1,18	56,06

Найдем вязкость смеси нефтей по формуле (3):

Найдем плотность нефтяного газа смеси нефтей по формуле (4):

Результаты расчета: Найдем плотность смеси нефтей по формуле (2):

то

Найдем газовый фактор смеси нефтей по формуле (5):

3.3 Расчет компонентного состава смеси пластовых нефтей Игольско-

Талового месторождения

Молярная доля и молярная масса i-ro компонента в пластовой нефти:

Молярная доля 1-го компонента в смеси:

Молярные массы пластовых нефтей Игольского и Талового нефтяных месторождений:

Молярная масса 9-го компонента в смеси:

Объемная доля 9-го компонента в пластовой нефти:

3.4 Расчет компонентного состава нефти по ступеням

разгазирования

Рис. 4 Расчетная схема сбора нефти с Игольско-Талового нефтяного

месторождения

Расчет проводился с помощью программы Excel.

Определяем константы фазового равновесия [10], и для их вычисления для данных температуры и давления воспользуемся программой (Excel).

Определяем молярную долю i - го компонента в нефтяном газе:

Определяем молярную долю i - го компонента в нефти:

Определяем молярную долю нефтяного газа Л/ , выделившегося из смеси пластовых нефтей в процессе ее равновесного разгазирования (Excel):

Результаты расчета смеси Игольско-Талового месторождения после дегазирования ее на ДНС 36 куст (согласно алгоритма пункт 3.4)

Для этого произведем расчет констант фазового равновесия (программа в Excel) КТ=КТ1 + (КТ2-КТ1)/(Т1-Т2Г(Т-Т1)

Таблица 3.4 Для давления Рабс= 0,2812 МПа

№	Наименование компонента	Кп	КТ2	Т1,иС	Т2,иС	т, ис	Кт	Равс, МПа	М, г/моль
1	Азот (N2)	223	280	10	37,78	19	241,4665	0,2812	28
2	Диоксид углерода (С0г)	24	32	10	23,89	19	29,1836		44
3	Сероводород (Н 2S)	7,4	11	15,56	37,78	19	7,9573		34
4	Метан (СН4)	57	68	10	37,78	19	60,5637		16
5	Этан (С2Н е)	9,5	14,2	15,56	37,78	19	10,2276		30
6	Пропан (С3Н а)	2,54	4,2	15,56	37,78	19	2,7970		44
7	изо-Бутан (i-C4H10)	0,9	1,76	15,56	37,78	19	1,0331		58
8	норм-Бутан (п-С4Ню)	0,665	1,23	15,56	37,78	19	0,7525		58
9	УКС5+	0,00058	0,002	15,56	37,78	19	0,0008		108
10	Не летучие компоненты								266

Таблица 3.5