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

при пластовой температуре 0,7264 г/сж. Сум1мар1ный объем, занятый 149,83 кг пластовой жидкости, составит 212,54 дм, что дает излишек 53,54 дм по сравнению с объемом сырой нефти 159 дм. Таким образом, усадка окончательно будет (53,54 X XI00)/159 - 33,70/0.

Так как избыточный объем 47,2 дм" при атмосферном давлении и температуре весит 19,1 кг, то растворенный газ обладает кажущейся плотностью 0,418 г1см, которую можно сравнить со значением плотности 0,427 гж изображенным на фиг. 32, для газа уд. веса 0,810, что соответствует приведенному выше составу. Необходимо отметить, что если была бы указана плотность газа, а не его состав, было бы использовано непосредственно это значение плотности в проделанных вычислениях.

О o,f ог 0,3 0, о J ofi

кажущаяся плотность при f5,6°Culam , zjcM

Фиг. 35. Кажущаяся плотность метана и этана в жидкой

фазе.

Тогда объем, занятый растворенным газом, был бы 48 ж, а суммарный объем газа и нефти при 15,5° С и атмосферном давлении соответственно 206,9 дм. Эквивалентная суммарная плотность была бы 0,746 г\см. Исправленная по фиг. 33 на пластовое давление плотность была бы 0,758 г}см, а при пластовой температуре - 0,725 zjCM. Эти значения надлежит сравнить с 0,749; 0,7624 и 0,7264 zjCM, полученными ранее путем определения кажущейся плотности газа, исходя из детального анализа состава. Исправленная плотность пластовой жидкости 0,725 г/сл«з предполагает объем 213,0 дм, или излишек 54,00 дм? сверх 159 дм сырой нефти, взятой с поверхности. Отсюда усадка будет (54,0 X 100)/159== 34,0% по сравнению с 33,7%, полученными выше.

Выбор первичных данных для приведенных примеров был чисто произвольным. Поэтому выводы не вполне согласуются с фиг. 28 и 29, дающими зависимость растворимости от давления насыщения, а также растворимости от плотности газа. Однако

корреляционная кривая на фиг. 30, дающая зависимость усадкн от растворимости, показывает значение 34,0% почти в точном соответствии с величиной ее, полученной подробными вычислениями.

Плотность остаточной или дегазированной нефти при атмосферном давлении может быть легко измерена обычными методами. Все же бывает необходимо дать оценку плотности смеси, исходя из ее состава. На фиг. 36 дана кривая эффективной плотности парафиновых углеводородов в жидкой фазе как функция от молекулярного веса. Этой кривой можно пользоваться либо путем сложения долей индивидуальных компонентов, либо подсчетом среднего молекулярного веса из состава, а также непосредственным отсчетом плотности состава.

го У-О 60 80 iOO iZO

Молекулярный, бес

то т т zoo

Фиг. 36. Изменение плотностей жидкой фазы при 15,5° С и упругости пара парафиновых углеводородов от молекулярного

веса.

Надо отметить, что кривая на фиг. 36 не всегда справедлива. Ее необходимо рассматривать лишь полуколичественно. Она не учитывает природы углеводсродной смеси в области высоких молекулярных весов и строго применима лишь к парафиновым составляющим сырых нефтей. Что же касается низких молекулярных весов, то проведенное рассмотрение и фиг. 35 показывают, что эффективные плотности жидкой фазы весьма чувствительны к составу остальной части системы.

Этот чисто эмпирический подход может быть сформулирован более строго и формально с введением понятия «частичный объем». Он определяется как изменение объема фазы, обусловленное добавлением единицы веса рассматриваемого компонента. Предполагается заранее, что первоначальный объем фазы так велик, что добавление единицы веса данного компонента не вызывает заметного изменения в суммарном составе. Обозначив частичный объем гo компонента через Vi, весовую долю этого

компонента в фазе через iVi, получаем удельный объем V (объем на единицу веса) фазы, выраженный при помощи

Было собрано и увязано много данных по частичным объемам углеводородов в системах природных газов и сырых нефтей и было показано, что они зависят не только от давления и температуры фазы, но также от ее состава, особенно для более легких компонентов. По этой лричине фиг. 36 не следует применять непосредственно для определения пластовых объемов газонефтяных систем, характеризуемых точкой парообразования при высоких давлениях, где эти системы содержат заметные корщентрации более легких ком!понентов. Кажущиеся плотности последних, как указано на фиг. 35, зависят от природы более тяжелых компонентов. Если метан и этан присутствуют в значительных количествах, то пренебрежение влиянием тяжелых ксм-понентов может привести при оценке суммарной плотности к заметным ошибкам. При атмосферном давлении, когда концентрации более легких компонентов малы, достаточно даже грубой оценки их индивидуальных плотностей. Можно престо подсчитать средний молекулярный вес и применить для этой тдели кривую фиг. 36. Описанный метод по существу тождествен уравнению (1), приложенному к атмосферным условиям,, а затем перенесенному на пластовые условия при помощи поправочных коэффициентов (фиг. 33 и 34), выраженных в эквивалентной плотности.

Проведенное рассмотрение предполагает, что растворимость и усадка в системах сырых нефтей и природного газа не зависят от термодинамических путей между конечными точками, т. е. пластовыми и атмосферными условиями. Это положение правильно, если общее содержание углеводородов в системе поддерживается постоянным, а газовая и жидкая фазы находятся в непрерывном контакте. Свободный газ и усадка объема нефти с уменьшением давления от пластового значения до атмосферного определялись бы только этими конечными состояниями. Такой процесс (для постоянного суммарного состава) называется «однократным испарением» или «контактным выделением».

Примером такого процесса на практике служит изменение давления и температуры потока нефти и газа, подымающегося по скважине на поверхность, при стационарных условиях.

Если во время спада давления первоначально насыщенной нефти из нее непрерывно выделяется весь свободный газ или часть его, как это происходит в нефтяных пластах, то процесс называется «дифференциальным выделением». Суммарный состав системы непрерывно меняется во время дифференциального выделения. Поэтому нужно ожидать, что по достижении атмосферных условий весь улетучившийся газ и остаточный объем нефти