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

где v -- удельный объем газа, а М его средний молекулярный

вес; М можно нодсчитать, исходя из мольной концентрации составляющих газ компонентов:

М = 2 щМ,, (2>

где М -молекулярный вес /-го компонента; щ -его мольная

концентрация. М можно также «епосредственно высчитать из удельного веса d относительно воздуха при 15,5° Си 1 ат по формуле

М=: 23,97 б/. (3)

Z в уравнении (1) можно найти экспериментальным путем. Однако для большинства практических задач достаточно пользоваться эмпирической корреляцией, основанной на так называемых «поев до критических» конста1Нтах. Они представляют собой средневзвешенные в соответствии с соста(вом критические константы системы, т. е.

Рс=У тРс г; = V щТс г, (4>

где Рс i, Тс i являются критическими давлением и температу->ой чистого i-ro компонента. Тогда по аналогии с общей термо-динамическсй практикой «приведенные» давления рг и температуры Тг определяются равенствами

P.-f; Тг=. (5>

Т с

Определив величины р и Т, значение Z находят из диаграммы на фиг. 20, данные которой находятся в хорошем согласии с непосредственными измерениями.

Приведенная диаграмма представляет откорректированные данные, первоначально полученные для метана.

Если состав газа не известен, можно высчитать псевдокритические константы по дополнительной эмпирической корреляции между этими константами и плотностью газа (фиг. 21).

Значения рг и Тг могут быть тогда вновь рассчитаны при помощи уравнения (5), а значение Z получено из фиг. 20.

В принципе Bice свойства многокомпонентной жидкой смеси определяются ее составом. Для практических же задач нет простого и удовлетворительного метода, чтобы заранее знать поведение системы в зависимости от ее состава. Поэтому в ряде случаев сами основные свойства характеризуют сложные углеводородные жидкости.

* Использование «приведенных> давлений и температур представляет собой применение «закона соответствующих состояний».

Наиболее общими параметрами последних являются плотность и средний молекулярный вес, ксторый определяется по криоокопическому методу. Основные свойства углеводородных жидкостей, например, вязкость, коэффициенты теплового расширения и сжимаемости, меняются с изменением этих параметров.

Пцибеданное дпдлвиие г 3 Ч 6 Ь

§ I

9 10 и П i3 Ш f5 iJpueedeNHoe давление

Фиг. 20. Диаграмма коэффициентов сжимаемости для углеводородных газов.

Так, вязкость возрастает, а сжимаемость, коэффициент теплового расширения и растворимость газа понижаются с увеличением плотности и среднего молекулярного веса. Однако количественные характеристики подобных изменений определяются не только этим путем. Воздействие да(вления и температуры на физические свойства углеводородных жидкостей изменяет их значительнее, чем изменение одной плотности.

При рассмотрении двухфазной области многокомпонентных углеводородных систем общего типа подробное графическое изо-

бражение изменения состава не дает результатое. Однако вполне возможно описать посредством основных свойств многие физические характеристики обычных сырых нефтей и газов и их фазовые изменения. С этой целью сложные системы определяются относительными величинами газовой и жидкой фазы при нормальных давлении и температуре.

Состав фазы можно выразить в процентном соотношении массы газа и нефти или чаще всего единицами объема. Обычно рассматривают «газовый фактор», т. е. объем газа, связанный с добычей единицы объема нефти. Разумеется, в дальнейшем газ и нефть характеризуются по их составу, если он определен или часто только по их плотности.

Однако плотность и удельный вес газа и нефти меняются с повышением температуры и давления; меняется и содержание газа, растворенного в нефти. Не все компоненты газа растворяются в одинаковой степени, а компоненты жидкой фазы переходят в газовую фазу также неодинаково. Хорошо известно, что в обыкновенных углеводородных смесях газа и сырой нефти газ с повышением давления содержит меньше тя- желых компонентов. Но эти осложнения можно и не принимать во внимание, за исключением тех случаев, когда составы фаз представляют особый интерес.

Отдельные важные черты двухфазного изменения сложных углеводородных смесей можно получить лучше всего, рассматривая экспериментальный материал. Из-за трудности получения соответствующих экспериментальных данных интервалы охватываемых переменных обычно ограничиваются наиболее практически интересными и не включают полностью двухфазной области. Большую часть рассматриваемых данных брали на участке кривых точек парообразования. Вследствие высоких точек кипения компонентов сырых нефтей получить удовлетворительные данные о точке конденсации для таких систем невозможно. Так, на фиг. 22 указаны типичные изотермы зависимости объема от давления в районе кривой точки парообразования для смеси газа и нефти удельного веса 0,823.

В этом случае газовый фактор служит также для определения состава сложной системы.

гзгг

fZfJ

ом 0,70 ОМ 00 1,00 по

Уёельмыи бес JUSdldosdyccl)

Фиг. 21. Изменение псевдокритических констант с удельным весом газа.