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.
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.