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

отобрать из сепаратора, вместе с составом газа и нефти в сепараторе.

При переходе на следующий этап сепарации или же при поступлении смеси в резервуар расчеты повторяют, используя для мольного суммарного состава т значения Xj, найденные предварительно для нефти в первом сепараторе, и учитывая давление и температуру второй ступени сепарации или же резервуар-ной емкости. Таким путем находят дополнительное количество выделившегося газа (новое значение для Пг) вместе с его составом и составом нефти в остатке. На основе полученных данных можно высчитать плотность и объем остаточной нефти. Вычислив также объем первоначальной системы при точке парообразования, можно установить суммарную усадку. Кроме того, легко определить состав газолина отдельных или комбинированных потоков выделившегося газа из количества и составов газа, освобожденного на различных ступенях сепарации. Эти расчеты можно повторить для различных условий сепарации, чтобы учесть влияние последних на характеристику промежуточных или конечных продуктов, выделившихся с уменьшением давления.

Примером использования такой методики служит следующее табулированное вычисление (табл. 5) результатов однократного испарения жидкости при точке парообразования с известным •составом до атмосферного давления и 37,8° С.

Таблица 5

Расчет однократного испарения жидкости при точке парообразования

Значения tit определяют первоначальный общий состав смеси. Значения Кг были взяты из таблиц и диаграмм предыдущего раздела; молекулярный вес менее летучего компонента принят

Применяя указанную методику и пользуясь инкрементом малых давлений, можно получить соответствующие результаты для дифференциального выделения газа из раствора.

за 200; средние значения для нормального изобутана берутся /С4, а для нормального пентана Къ-

Подставляя эти данные в уравнение 2.9 (5) или 2.9 (6), находим Пг = 0,5603. Для полученного значения 1Ь индивидуальные члены в сумме уравнения 2.9 (5) Xi занесены в 4-й столбец (табл. 5), а соответствующие члены уравнения 2.9(6) yt в последний столбец.

3, 5,1 6,8 Ладленив В сепараторе ат

Фиг. 43. Расчетные кривые влияния давления в сепараторе на свойства и относительные количества получаемой нефти и газа при 21,1° С в процессе сепарации пластовой жидкости постоянного состава,

i -газовый фактор в сепараторе; 2 -газовый фактор в резервуарной емкости.

Чтобы определить эквивалент газового фактора для мольной концентрации в газовой фазе, а именно Пт = 0,5603, можно воспользоваться следующей упрощенной процедурой. Прежде всего отметим, что указанный процесс выделения газа ведет к получению 0,5603/0,4397= 1,2743 молей газа на моль дегазированной нефти, или 32,06 газа (при 15,5° С) на киломоль последней. Из состава дегазированной нефти и принятого молекулярного веса 200 для менее летучего компонента, т. е. гексанов и тяжелее, определяем средний молекулярный вес смеси-194,8. Из фиг. 36 плотность парафинового углеводорода такого молекулярного веса при 15,5 С и атмосферном давлении будет 0,762 г1см, т. е, 3,7 киломоля на 1 м. Поэтому газовый фактор составит 32,06 X 3,7 = 118,3 м?1я.

Проводя те же эксперименты для газовой и нефтяной системы аналогичного состава при температуре 21,1° С, но под различными давлениями в сепараторе, а затем мгновенно снизив давление в нем до атмосферного, получим результаты, приведенные на фиг. 43.

Кривые фиг. 43, полученные вычислением или эксперимент тально, могут иметь большое значение для планирования промысловой работы. Описанные примеры показывают результаты практических применений, которые получены от использования равновесных соотношений. Используя значения равновесных соотношений, необходимо тщательно отбирать действительно применимые данные в зависимости от типа исследуемой газонефтяной смеси.

2.11. Вязкость нефтей и газов Знание вязкости пластовых жидкостей необходимо для количественной оценки их динамического поведения в эксплуатационных пластах. Поэтому подведем итог имеющимся эмпирическим материалам о вязкости углеводородных систем.

Что касается газовой фазы нефтяных углеводородных смесей, то недавно были разработаны полные корреляционные диаграммы. Путем экстраполяции наблюденных данных над изменением вязкости парафиновых углеводородных газов при атмосферном давлении были получены кривые, приведенные на фиг. 44, дающие зависимость вязкости от изотерм молекулярного веса.

Вязкости, приведенные на фиг. 44, ниже вязкостей для большинства других газов или паров, за исключением водорода. Из этой же фигуры видно, что вязкости возрастают с увеличением температуры и уменьшаются с повышением молекулярного веса. Если природный газ содержит не более 7% азота, то ошибка в определении его вязкости по фиг. 44 будет не более 3,5%.

Для давлений, превышающих атмосферное, корреляция и экстраполяция данных, полученных с бинарными смесями метана и пропана, дают результаты, приведенные на фиг. 45. Эти кривые построены по значениям вязкости, измеренным для природных газов, со средним отклонением 5,8%. Границы двухфазной области на фиг. 45 даны для системы метан - пропан. Очевидно, полученные кривые не должны использоваться вблизи критической или двухфазной области изучаемого газа .

1 Изменение вязкости воды с температурой при атмосферном давлении можно найти в принятых учебниках. Она колеблется от 1,13 сантипуаза при 15,5° С до 0,30 сантипуаза при 93,4° С. Эффектом давления на увеличение вязкости можно пренебречь, так как он составляет приблизительно 1,5% на 100 ат.

2 Справедливость этих кривых ограничена газами, содержащими малые количества азота. Если содержание азота превышает 5%, необходимо использовать молярную среднюю азотных и углеводородных вязкостей, фиг. 45 применима лишь к углеводородному компоненту.