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 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 [ 156 ] 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270

Т =TIT

(6.513)

где РиТ - текущие значения давления и температуры, для которых необходимо рассчитать коэффициент сверхсжимаемости.

Приведенные давление и температура для смеси углеводородных и небольшого (до 5%) количества неуглеводородных газов (без азота!) можно рассчитать по формулам П.Д. Ляпкова:

P„p=P-10V[lO(46,9 - 2,06pfJ Г„р=Г/(97 + 172р)

(6.514)

где р,у - относительная по воздуху плотность смеси газов (кроме азота)

Р„=(Р,.-РаУа)/(1-Уа); (6-515)

р, - относительная плотность газа при стандартньк условиях;

р, - относительная по воздуху плотность азота (р, = 0,97);

- объемная доля азота в составе газа, д.ед. Коэффициент сверхсжимаемости смеси газов, содержащих азот, вычисляют по следующей формуле:

z = z,(l-yj + z,y,, (6.516)

где Zy, z - соответственно коэффициенты сверхсжимаемости углеводородной части и азота.

Коэффициент сверхсжимаемости z, по известным Р и Г,,р определяется по графикам Брауна и Катца, а коэффициент сверхсжимаемости азота z - также по специальному фафику. Указанные коэффициенты могут быть рассчитаны по формулам. При изменении 0<Р<3 и 1,3 <Г,р<1,9 можно пользоваться следующей формулой:

Z = 1 -10- (0,76Г,; - 9,36Г„р +13) (8 - Р„р)Р„р. (6.517)

Для смеси газов, не содержащих азота, в интервалах 0<Р< 20 МПа и 273 <Т < 355 К можно рекомендовать следующие формулы: при О < Р р < 3,8 и 1,17 <Г,р< 2

Z, =1-Р„р[0,18/(Г„р -0,73)-0,135] + 0,016P,f ITf ; (6.518)

приО<Р„р<1,45и1,05 <Гр<1Д7

г, =1-0,23Р„р -(l,88-i,6r,JP,p; (6.519)

при 1.45 < Р„р < 4 и 1,05 <Г р< 1,17

2, = 0,13Р„р + (б,05Г„р -6,2б)Г„р /Pi. (6.520)

Для азота в интервале О < Р < 20 МПа и 280 <Г,р< 380 К

2, = 1 + 0,564 • 10-" (Г - 273)" Р- . (6.521)

Зависимости для расчета плотности и объема реальных газов при заданных давлении Р и температуре Г таковы:

РЛРЛ = Р,..с.РТАгР,Т), (6.522)

ViP,T)=zVJ>J/iPTJ, (6.523)

где V - объем газа при стандартных условиях, м-\

6.30.3. ДАВЛЕНИЕ НАСЫЩЕНИЯ НЕФТИ ГАЗОМ

ПРИг<1,„

Как правило, работа добывающих скважин связана с изменением температуры в процессе подъема продукции как вследствие теплообмена с окружающими горными породами, так и вследствие работы отдельных элементов погружного оборудования, например, пофужного афегата и кабеля в установке электрического центробежного насоса. Учитывая влияние температуры на давление насыщения Р, можно существенно повысить точность расчета технологических процессов добычи нефти, особенно при решении оптимизационных задач.

Давление насыщения в зависимости от температуры Р при постоянном количестве растворенного в нефти газа можно рассчитать по формуле М.Д. Штофа, Ю.Н. Белова и В.П. Прончука, если известно содержание в растворенном газе метана и азота:

liacj -вс 7П1 о , (6.524)

9 157 +

где Р, - давление насыщения нефти газом при пластовой температуре f,,, МПа;

t - текущая температура, "С,

Г - газонасыщенность пластовой нефти, характеризующаяся отнощением объема газа (приведенного к нормальным условиям), растворенного в нефти, к массе дегазированной нефти, м7т;

Ум У а-соответственно содержание метана и азота в газе однократного разгазирования пластовой нефти в стандартных условиях, д.ед.

Необходимо размерность газосодержания пластовой нефти G,, (mVm) привести к размерности формулы (6.524):

Г.м-, (6.525)

Рид-" ст • о

где Ю-* - коэффициент перевода плотности дегазированной нефти р,,, выраженной в кг/м\ в плотность, выраженную в т/м\

6.30.4. КРИВАЯ ОДНОКРАТНОГО КОНТАКТНОГО РАЗГАЗИРОВАНИЯ НЕФТИ

Разгазирование при t = 20°С

Количество вьщеляющегося газа при изменении давления отР до Р„ при температуре 20°С можно определить по формуле М.Д. Штофа, записанной в следующем виде:

а,„,=Го„Д[А(1 + Л,)-1], (6.526)

где G. - объем выделившегося из нефти газа при изотермическом (при 20°С) однократном ее разгазировании и снижении давления отР,2() Д° Л отнесенный к массе дегазированной нефти после снижения давления до 0,1 МПа, м/т (объем газа приведен к нормальным условиям);

K=lgnjlg(10-P„,„); (6.527)

«, = Л/Л,а.2оПриР ,„>Р. >0,1 МПа; (6.528)

D = 4,06 (р,„р, -1,045); (6.529)

р„д - относительная плотность дегазированной нефти (вычисляется как отнощение плотности нефти при 20°С и 0,1 МПа к плотности воды при 4°С и 0,1 МПа, равной 1000 кг/м);

Рг - относительная плотность газа (вычисляется как отнощение плотности газа при 20°С и 0,1 МПа к плотности воздуха при 0°С и 0,1МПа, равной 1,293 кг/м).