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

Таблица VIII.3

Компоненты

•a I

о 3 u s

Метан . Этан . . Пропан . Изобутан Н-бутан Пентаны

0,91 0.06 0,03

0,07 0,46 0,17 0,21 0,09

0,6097 0,0402 0,0201

0,0231 0.0518 0,0561 0.0693 0,0297

0.6097 0,0633 0,1719 0,0561 0,0693 0,0297

191 305 375 408 425 470

116,45 19,3 64,46 22,89 29,45 13,96

16,04 30,06 44,09 58,12 58,12 72,14

9,779 1,903 7,579 3,260 4,028 2.142

0,3409 0,0663 0,2642 0,1136 0,1404 0,0746

16,04 30,04 44,09 52,00 58,12 72,14

1,993 11,648 5,907 8,16 5,383

Сумма

1,00

1,00

0.67

0,33

1,00

266,51

28,69

1,00

33,09

„ 28.69 - 9,779 33.09 „ „

С-Ьвыошне- 0.3903 Сз,,= 591 = 50,2

Величину d при Тр = 40° С найдем, построив по трем точкам график зависимости критической температуры от мольной доли сжатого газа (рис. VIII.16). При Г = 40° С d = 0,665. Определяем критический состав при d = 0,665 и соот-ветствуюЕее ему критическое давление (методику расчетов см. гл. IV, § 4). Данные расчета критического со-

става и Л/экв лице VIII.3.

При d = 0,665

приведены в таб-

ДГ = 64-

(64 - 40) (58.12 - 48.44) 58,12-44.09

=47,75; Г кр = 266.51 + 47,45 - 273 = =40,96 «41° С.

QJ 0,55 0.6 0,65 0,7 Мольная Р-тлл сжатого газа

Рис. VIII.16. График зависимости критической температуры от мольной доли сжатого газа.

По значению Мэкв = 50,2 определяем критическое давление, соот-ветствуюЕее температуре 41° С. По рис. VIII.12, интерполируя между

критическими кривыми смесей метан - пропан и метан - к-бутан, находим: при М = 44,09 ркр = 94 и при М = 58,12 рр = 34 кгс/см".

Ркр=-134-

(134-94) (58.12-50,2)

= 111,42 кгс/см2.

58,12-44,09

§ 10. ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ГАЗОМ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ

В главе IV были рассмотрены свойства нефтегазовых смесей и, в частности, явления обратного или ретроградного их испарения. Эти свойства сжатых газов можно использовать для увеличения нефтеотдачи пластов. При этом в залежь для повышения давления необходимо нагнетать газ, который становится растворителем жидких компонентов нефти. По данным опытов при некоторых весьма высоких давлениях в газе растворяются почти все компоненты нефти, за исключением смолистых и других тяжелых ее составляющих. Добывая затем этот газ, в котором содержатся пары нефти или ее компонентов, на поверхности можно получать конденсат, выпадающий при снижении давления. Таким образом, сущность этого метода заключается в искусственном превращении месторождения в газоконденсатное. Практически его трудно осуществить, так как для растворения всей нефти требуются очень высокие давления (70-100 МПа) и огромные объемы газа (до 3000 м* в нормальных условиях для растворения 1 м* нефти). Давления обратного испарения значительно уменьшаются, если в составе нагнетаемого газа содержатся тяжелые углеводородные газы - этан, пропан или углекислота. Но объем требующегося газа остается высоким.

Процесс можно значительно упростить и удешевить, если извлекать наиболее ценные летучие фракции нефти. Для этого следует нагнетать меньшие объемы сухого газа при более низких давлениях

по сравнению с давлениями, необходимыми для полного растворения нефти. В остальном сущность процесса остается той же.

Опытами установлено, что в процессе нагнетания в модель пласта, содержащего легкие нефти, газов высокого давления нефтеотдача бывает большей, чем должна быть только при обратном испарении фракций нефти. Движущийся по пласту газ постепенно обогащается этаном и более тяжелыми углеводородами, а метан, встречаясь со свежими порциями нефти, имеющими давление насыщения ниже давления нагнетаелюго газа, растворяется в нефти. Газ, содержащий

значительное количество

100%

1 (граница двухфазной области)

Cj* высшие

Ст+высш.ие

0% С,

100% Ct-Cc

тяжелых углеводородов, уже при сравнительно небольших давлениях и температурах полностью смешивается с нефтью. Нефтеотдача при этом высокая, так как процесс становится близким к тому, который наблюдается во время вытеснения нефти жидким растворителем.

При рассмотрении и интерпретации различных процессов фазовых превращений, которые встречаются в процессе вытеснения нефти газом, пользуются треугольными диаграммами (рис. Vni.l7) физического состояния углеводородной системы при заданных температуре и давлении. На этой диаграмме углеводородная система произвольно представлена в виде трех групп компонентов - любая точка в пределах треугольной диаграммы характеризует состав углеводородной системы в виде соотношения каждой из трех групп компонентов: метана С, углеводородов от этана Сг до гексана Се и гептана----высшие компоненты (С7 -f- высшие), Вершины треугольников соответствуют 100%-ному содержанию соответствующих групп компонентов в системе. Сплошная линия 1 (в виде петли) на диаграмме является кривой раздела фаз. Она ограничивает двухфазную область. Кривая раздела фаз представляет собой геометрическое место точек состава систем, которые имеют при заданной температуре данное давление насыщения. Нижний участок кривой относится к жидкой фазе, а верхний - к газовой. Они соединяются в точке 8, которая характеризует состав смеси с критическими давлением и темпе-

Рис. VIII.17. Треугольная диаграмма физического состояния углеводородных систем при заданных температуре и давлении.

1 - кривая раздела фаз; г - связывающая линия; 3 - двухфазная область; 4 -я 7 - кривые составов насыщенного пара и контактирующей с ним жидкости; 5 - газ; 6 - нефть; 8 - состав смеси, находящейся при данном давлении и температуре в критической точке; 9 - критические составы, смепшва-ющиеся с нефтью; ю - критические составы, смешивающиеся с газом.