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

6.4-1

(no данным CNGA н NGAA)

Необходимо отметить, что точное значение газовой постоянной Л=8.31433± ±0,00044 Дж/(Моль.К). Примем это значение равным 8,314 с достаточной точностью для данного случая. Значением коэффициента свержжимаемости Zct в стандартных условиях пренебрегаем и приравниваем его к единице.

Плотность жидкости Ржа определяют с помощью номограммы Стэндинга (рис. 6.4-5). По этой номограмме можно определить плотность жидких углеводородов,

Таблица 6.4-3 Вторая ступень сепарации: Р2=0,2 МПа; Т2=4°С

г* 2=0.0388

0.0016 0.0215 0,0110 0.0230 0.0989 0.0254 О.ОЗ51 0.1119 0.6716

1.С0С0

0.2718 0,4695 0.0593 0,0413 0,1187 0,0109 0,0111 0,0129 0,0045

1,0000

Таблица 6.4-4 Третья ступень сепарации: рз = 0,101 МПа; Тз = 4°С

содержащих Ci и Сг. (Исходные данные приведены в таблице 6.4-5.) Тогда плотность жидкости, содержащей Сз-Ь, составит

РжСэ+ - 7+

= 688 кг/м»

Массовые доли Сг в жидкой фазе Cj-f составят 0,03%, а Ci в жидкой фазе Ci-t-0,66%. Из-за низких значений Ci-b и C2-I- по графику на рис. 6.4-5 данные получаем без отклонений. Поэтому можно принять ржз=688 кг/м. Из табл. 6.4-5 Мжз=

Таблица 6.4-5

1200 г

= 99,48 кг/моль. Подставляя полученные данные в уравнение (6.4-8), получим значение газового фактора:

(0,9258 + 0,0388.0,0742) 23,77-688

0,0742.0,9612.0,9798.99,48 - гюо м/и .

Если давление в сепараторе превышает 0,7 МПа или температура системы ниже -5 °С, необходимо определить кажущееся давление схождения и -константы равновесия К: по соответствующим номограм1мам.

Так как расчеты с использованием констант равновесия требуют много времени, рекомендуется заранее определить, могут ли существовать вообще две отдельные фазы при заданных температуре и давлении. Если продукция скважины состоит только из углеводородов, такое определение можно сделать следующим образом. При снижении температуры смеси при заданном давлении сначала достигаем области конденсации Е, затем точки кипения Н (рис. 6.4-6). Например, если мы при так называемой низкотемпературной сепарации вводим в сепаратор продукцию скважины после ее охлаждения, то необходимо рассмотреть, была ли температура системы до охлаждения ниже температуры конденсации, а температура после охлаждения - выше температуры кипения. Если ответ в обоих случаях будет положительным, то смесь в обоих случаях необходимо рассматривать как двухфазную и при этом следует провести расчеты фазовых равновесий. В точке кИпения один моль газовой фазы находится в равновесии с каплей жидкости быстро исчезающего размера. Отсюда с хорошим приближением по уравнениям (6.4-4) и (6.4-6) можно определить 2щ = 0 и 2г=1:

Рис. 6.4-5. держащей

Кажущаяся плотность нефти, со-метан и этан при 7=15,6°С и

1000

р=0,\ МПа (по Стэндингу)

(6.4-11)

Если это значение больше единицы, смесь - двухфазная; чтобы довести его до единицы, необходимо увеличить Ki. При этом, согласно номограмме, приведенной на рис. 6.4-3, потребуется повысить температуру в том случае, если давление поддерживается постоянным. Использо-