16 Фазовые состояния углеводородных систем.

Давление и температура в пласте, скважине и в системе сбора продукции добывающих скважин непрерывно изменяются, что сопровождается фазовыми превращениями: рактированием нефти, кристаллизацией парафина, выпадением солей в сложных гидродинамических условиях. Таким образом, расчет фазовых превращений является актуальной проблемой в проектировании систем разрабо!-ки нефтяных месторождения, coopi. и подготовки продукции добывающих сяаа жин / 23 /.

Компонентный состав нефти и газа.

При известных составах жидкой фазы (нефти) до и после сепарации сосгак выделившегося из нефти газа можно рассчитать по уравнению

где 

- молярная доля /-го компонента в выделившемся из нефти газе,

- молярные доли i - ю компонента в пластовой и сепарированной нефти соответственно,

  - молярные доли нелетучего остатка в пластовой и сепарированной нефти соответственно.

Для расчета состава пластовой (газонасыщенной) нефти по известному со­ставу выделившегося газа, молярной массе сепарированной нефти и константам фазового равновесия можно использовать уравнение

где 

К, - константа фазового равновесия / - го компонента при стандартных ус­ловиях (табулировано);

Мн - молярная масса сепарированной нефти, кг/кмоль;

Рн - плотность сепарированной нефти, кг/м3;

Го - газонасыщенность нефти, м3/м3.

Если неизвестна молярная масса сепарированной нефти, то вместо (16.2) можно использовать

где 

- динамическая вязкость нефти при стандартных условиях, мПа-с.

НЕ нашли? Не то? Что вы ищете?

Молярная доля остатка  в этом случае определяется уравнением

молярная масса остатка в нефти (Afm)

где  г - число летучих компонентов в нефти.

Задача 16.1 Рассчитать состав выделившегося из нефти газа, если состав нефти до и после разгазирования известен (табл. 16. i).

Задача 16.2 Рассчитать компонентный состав пластовой нефти, используя данные приведенные в табл. 16.2 и 16.3.

Решение. Полагая, что объемная (v,) и молярная (Щ доли компонентов для смеси газов находятся в соотношении v, по формуле (16.2) можно рассчитать состав пластовой нефти, если использовать известные константы фазового равно­весия компонентов нефти (см. табл. 16.3), которые при 20 "С и давлении 0,1 МПа будут: метан 174; этаи 29; пропан 8,0; изобутаи 2,8; бутан 2; пентан 0,6 (табл. 16.3).

Таблица 16.2





Наименование параметра

Значение параметра

Варианты заданий

1

2

3

4

5

1

Газонасыщенностъ нефти Г„, mj/mj

107

115

98

121

117

2.

Молярная масса сепарированной неф-

ти М„ кг/кмоль

250

230

270

220

235

3.

Плотность сепарированной нефти при

20 °С и 0,1 МПа, р, кг/м3

860

847

873

857

868

4.

Объемное содержание компонентов в газе однократно раз газированной неф­ти до 0,1 МПа при 20 °С, %

- метан

50

45,4

47

53,9

50,3

- этан

26,8

28,3

31,6

22,4

26,3

- пропан

11,3

15,1

10,7

12,8

11,8

- изобутаи

1,3

1,2

1,8

1,6

1,7

- бутан

.3,9

4,2

3,5

4,6

3,7

- пентан

6,7

5,8

5,4

4,7

6,2

Таблица 16.3



Компоненты

Константы фазового равновесия

Варианты задании

1

2

3

4

5

t=20 0C

p=0.1 Мпа

t=30 0C

p=0.1 Мпа

t=40 0C

p=0.1 Мпа

t=20 0C

p=0.2 Мпа

t=20 0C

p=0.3 Мпа

Метан

174

184

190

86

58

Этан

29

35

40

14

9,5

Пропан

8

10

12,5

3,9

2,8

п - бутан

2,8

3,8

5

1,5

0.95

п - бутан

2

2,6

3,3

1,0

0,72

п пентан

0,6

0,83

1,15

0,28

0,22

Вычисляем:

Тогда (16.2) примет пид:

Откуда молярная доля метана в пластовой нефти составит

этана

В результате аналогичных расчетов молярный состав пластовой нефти по­лучается следующим: метан 0,284; этан 0,155; пропан 0,070; изобутан 0,009; бутан 0,030; пентан 0,084; остаток 0,368.

Молярную долю остатка нефти рассчитывают по (16.4)

= 1-(0,284 + 0,155 + 0,070 + 0,009 + 0,030 + 0,084) = 0,368.