Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 [ 50 ] 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100

2) разделив смесь условно на два компонента (метан и + высшие), рассчитывают молекулярную массу сложного компонента но формуле (IV.9) (азот относят к первому компоненту системы);

3) используя графики на рис. IV. 15, определяют отклонение истинной критической температуры от псевдокритической ДГ (по мольному содержанию в смеси второго сложного компонента Сг + высшие и его молекулярной массе М). При несовпадении значений вычисленной молекулярной массы М с указанными на графиках

0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,В 0,7 08 0,9 1.0 Мольная доля сн

1,0 0,9 0,8 0,7 0,В 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 О мольная доля С,.

Рис. IV.15. Зависимость разности между истинной критической и псевдокритической температурами от "мольного содержания метана в бинарных смесях его с парафиновыми углеводородами (по Г. С. Степановой).

рис. IV. 15 значения ДГ определяются простой интерполяцией по молекулярной массе второго сложного компонента при данном его мольном содержании в смеси.

Пример!. Найти критическую температуру и критическое давление для смеси природного газа с бутаном молярного состава: N2 = 0,003; СО2 = 0,0035; Ci = 0,6524; С2 = 0,0298; Сз=0,0113; С4 = 0,3.

Расчетные величины псевдокритической температуры смеси, молекулярной массы второго сложного компонента С + выспше и его средней эквивалентной молекулярной массы приведены в табл. IV.1.

Псевдокритическая температура смеси

гпк = 2«Р>=266,82°К.

Молекулярная масса компонента С -Ь высшие

18.83

Ct+высшие 03411

= 55,28.

1 Степанова Г. С. Метод определения критической точки многокомпонентных углеводородных систем. Новости нефтяной и газовой техники. «Газовое дело», .N2 3, 1962.

Таблица IV.1

Расчетные данные нсевдокритической температуры смеси, молекулярной и средней эквивалентной молекулярной массы компонента

СгЧ-высшие

Компоненты

CJ 4LJ

Si I

g a"

Азот.....

Углекислота . Метан . . . .

Этан.....

Пропан . . . Бутаны . . . Этан-{-высшие

0,003

0.0035

0.6524

0,0298

0.0113

0.3411

126 304 191 305 370 425

0.378 1.064

124.608 9.089 4.181

127.5

28 44

16.04 30.07 44.09 58.12

0,084 0.154 10.464 0,896 0.498 17,936 18.83

0,0028 0,0052 0.3544 0.0303 0.0169 0,5904 0.6376

0,911 0.745 34.314 35,97

Средняя эквивалентная молекулярная масса компонента Cj + высшие

35,97

ЭквСа+высшие 0 6376

= 56,48.

По рис. IV.15 определяем отклонение истинной критической температуры oтJпceвдoкpитичecкoй ДГ при содержании Cj -Ь высшие в смеси 0,3411 моля

и с.высшие = 55,28:

при JIf = 58,12 ДГ = 60 при Л7=44,09 ДГ = 33,5

Для Л/= 55,28 ДГ=54,6а Критическая температура смеси составит:

Гпк =2 кр + Д ==266,8-(-54,6 = 321,4° К

<кр=48,4° С. По рис. IV. 13 определяем критическое давление

при <кр = 48,4°.С и Л/эквС.+высшие = 56,48 при <кр = 48,4° С и Af = 58.12 ркр=13,ЗМПа при *кр = 48,4° С и JIf=44.09 Ркр=8,95МПа

Для Мэкв = 56.48 Ркр = 12,59МПа

В пластовых газах часто содержится азот и поэтому на рис. IV. 13 приведены также кривые азот - метан и азот - этан. С их помощью можно построить критическую кривую для углеводородных смесей,

содержащих азот. Цифры на критической кривой азот - метан соответствуют мольному содержанию азота в смеси с метаном. Как уже упоминалось, при разделении углеводородов на условную бинарную смесь азот относят к первому компоненту. Левая начальная точка такой бинарной смеси начинается на кривой азот - метан и ноложение ее определяется мольным содержанием азота в нервом компоненте.

По методике Г. С. Степановой далее из этой точки проводят две кривые эквидистантно двум критическим кривым бинарных смесей метана с углеводородами, молекулярные массы которых наиболее близки к средней эквивалентной молекулярной массе компонента Сз -{- высшие. И далее интерполяцией между построенными кривыми при данной критической температуре определяют рр смеси но значению Мкв компонента Cg -f высшие.

Сравнение расчетных и экспериментальных данных показало S что критические параметры по методу Г. С. Степановой онределяются с удовлетворительной точностью для систем с малым содержанием тяжелых компонентов (конденсата).

По экспериментальным данным И. А. Тривус и И. И. Чернец-кого при массовой доле в системе газа 0,89 расхождения расчетных и экспериментальных величин рр и достигают значительных пределов = iQp Sr - газовый фактор, р - плотность газа).

§ 5. ВЛАГОСОДЕРЖАНИЕ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СИСТЕМ. ВЛИЯНИЕ ВОДЫ НА ФАЗОВЫЕ ПРЕВРАЩЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ

Природные газы и газоконденсатные смеси контактируют в пласте с остаточной водой коллекторов, а также краевыми и подстилающими водами. Вследствие этого гаэы в пласте содержат то или иное количество паров воды. Концентрация водяных паров в газе зависит от давления, температуры и состава газа.

Как и в случае углеводородных компонентов нри определенном давлении и температуре в единице объема газа может содержаться определенное максимальное количество воды. Газ нри этом будет насыщенным водяными парами. При повышении температуры этот газ при том же влагосодержании будет недонасыщен парами воды.

Отношение количества водяных паров, находящихся в газе нри данных условиях, к максимально возможному количеству водяных паров в газе нри тех же условиях называют относительной влажностью газа. Эта величина характеризует степень

Тривус Н. А., Чернецкий И. И. Построение фазовых диаграмм газоконденсатных систем на примере системы месторождения Зыря. Научно-технический сборник ВНИИ, вып. 35. М., изд-во «Недра», 1969.