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

фазе. Однако во время процесса перехода система между этими" точками парообразования находится в двухфазной области. Происходит развитие газовой фазы, затем ее усадка и конечное исчезновение, в то время как объем или температура продолжают монотонно изменяться. При более низких температурах и давлениях «нормальное» поведение жидких систем состоит в том, что изобарный рост температуры приводит к длительному испарению жидкой фазы. Аналогичное испарение возникает на первых стадиях увеличения температуры выше низкотемпературной точки парообразования в ретроградном процессе испарения. Более поздние стадии создают конденсацию газовой фазы и ее конечное исчезновение по мере дальнейшего роста температуры до высокотемпературной точки парообразования. Это последнее явление и называется «ретроградным». По характеру граничных кривых вблизи критического состояния можно показать, что ретроградное изменение возникает при соответствуюпдих условиях у всех фактически многокомпонентных углеводородных смесей. Ретроградные явления имеют большое значение при разработке конденсатных или дестиллатных месторождений.

Газ на точке конденсации и жидкость на точке парообразования обладают составом, тождественным с составом системы в целом. В двухфазной области состав сосуществуюпдих фаз отличается друг от друга, а также от состава сложной системы. Жидкость, конденсирующаяся из газа на точке конденсации, относительно богата тяжелыми компонентами. По мере подъема давления и дальнейшей конденсации в жидкую фазу вступают более летучие компоненты, делая ее более легкой. Удаление конденсируемых компонентов одновременно понижает молекулярный вес газовой фазы. При точке парообразования, когда состав жидкой фазы соответствует составу смеси, последние следы газовой фазы имеют максимальную концентрацию наиболее летучих компонентов (фиг. 10 и 17),

Для установления изменений в объеме обычных многокомпонентных углеводородных систем, например, смеси природного газа и сырой нефти, достаточно выразить суммарный состав системы относительными величинами газовой и жидкой фаз при обычных условиях. Это простое соотношение называется газовым фактором и выражается в куб. метрах газа на тонну или куб. метр нефти. В дальнейшем газовая фаза может быть уточнена по ее составу. Обычно ограничиваются данными о среднем молекулярном или удельном весе (плотности) газа по отношению к воздуху. Достаточно знать плотность газа, чтобы опре-де.лить его поведение в чисто газовой фазе, т. е. дать его уравнение состояния. Это последнее есть уравнение состояния идеального газа, где сомножителем к температурному члену является поправочный коэффициент, известный как «коэффициент отклонения», «коэффициент сжимаемости» или «коэффициент сверхсжимаемости» [уравнение 2.7 (1)]. Были разработаны корреляционные множители для этих коэффициентов отклонения,

исходя из приведенных давлений и температур системы (фиг. 20). Значения последних представляют действительные давления и температуры, деленные на «псевдокритические давления и температуры».

Псевдокритические давления и температуры являются либо средневзвешенными от состава чистых компонентов, либо выведенными, основываясь на плотности газа (фиг. 21). Жидкую фазу сложных углеводородных систем полностью описать при помощи простого понятия затруднительно. Для характеристики ее необходимо, как минимум, знать ее плотность, средний молекулярный вес и некоторые данные об ее составе. Однако выражение состава жидкой фазы даже через гептаны не может еще дать полного количественного представления об ее изменении вблизи критической области.

В двухфазной области у смесей из насыщенного газа и сырой нефти для получения качественной характеристики, общей для всех этих систем, достаточно провести непосредственный эксперимент над соответствующими образцами газа или нефти. Так, удельные объемы (величины, обратные плотности соединения) уменьшаются с ростом давления. Скорость уменьшения объема, являющаяся мерой сжимаемости, падает скачкообразно на точках парообразования при температурах, отдаленных от критических (фиг. 22). При постоянных давлениях удельный объем увеличивается с температурой. Изменение наклона кривой происходит вновь на точках парообразования, что соответствует падению коэффициента теплового расширения при вступлении в насыщенную жидкостью область (фиг. 23). Если система поддерживается на постоянном объеме, то с повышением температуры происходит рост давления. Наклоны кривых вновь круто меняются на точках парообразования, как и при бинарных системах даже чистых компонентов. В процессе температурного приближения к точке парообразования плотность каждой фазы сближается с другой по величине (фиг. 24). Полное равенство достигается лишь в критической точке.

Как и следует ожидать, «объемный коэффициент нефти», т. е. объем одного нормального кубометра нефти в пластовых условиях, повышается при постоянных давлении и температуре с ростом газового фактора. Скорость повышения объема уменьшается для более высоких давлений (фиг. 25). Растворимость газа в жидкости на точке парообразования уменьшается с повышением температуры, но увеличивается с ростом давления. Первоначальный подъем кривой растворимости с повышением давления обычно очень крут, а затем падает до приблизительно линейного изменения. Однако растворимость может вновь ускориться при давлениях в несколько сотен атмосфер (фиг. 27). Растворимость увеличивается также с уменьшением плотности сырой нефти.

Для уточнения объемного поведения систем, состоящих из природного газа и сырой нефти, в условиях, далеких от кри-

тического состояния, разработаны корреляционные диаграммы и методика их применения. Точность предлагаемого способа, разумеется, зависит от полноты и точности определения исходных основных данных. Так, если даны плотность сырой нефти и давление насыщения, то растворимость газа можно оценить, за исключением очень малых давлений, с точностью примерно до 25% (фиг. 28). Если известны плотность сырой нефти и общая растворимость газа, можно определить плотность газа, выделившегося из раствора, с точностью до 10% (фиг. 29).

Зная растворимость газа, можно определить с точностью до 15% усадку жидкости в точке парообразования при выделении газа из раствора (фиг. 30). Разработаны таклсе корреляционные диаграммы определения непосредственной термической усадки остаточной нефти при понижении ее температуры от пластовой до стандартной 15,5° С (фиг. 31).

Если известны плотность газа и сырой нефти, растворимость, пластовые давление и температура, можно вычислить усадку нефти с вероятной ошибкой в 5%. Этот вывод получается из корреляционных кривых, дающих кажущуюся плотность жидкости, являющейся раствором газа, в зависимости от его плотности в сырых нефтях разного удельного веса (фиг. 32). Если известен также состав газа, то для получения суммарного состава жидкости в точке парообразования вычисления могут быть уточнены при помощи добавления объемных долей отдельных растворенных компонентов. В эффективные плотности растворенных метана и этана можно внести поправки на эффект их концентрации в системе в целом, а также на среднюю плотность более тяжелых составляющих (фиг. 35).

Определение заранее составов газовой и жидкой фаз сложной углеводородной смеси с изменением ее давления и температуры требует другого подхода. Исходя из подробного анализа составов сосуществующих фаз в естественных смесях при различных давлениях и температурах, были подсчитаны и составлены таблицы и диаграммы соотношений мольных концентраций в газовой фазе к мольным концентрациям в жидкой фазе для отдельных компонентов в зависимости от давления и температуры. Если бы углеводородная система подчинялась законам идеального раствора и идеального газа, то значения этих соотношений можно было высчитать непосредственно как функции давления и температуры. Наблюденные отклонения соотношений от идеального поведения и высчитанных значений не явились случайными. Однако, предполагая, что они останутся не зависимыми от суммарного состава системы, их назвали «константами равновесия». По мере накопления данных выяснилось, что эти соотношения зависят от состава смесей в целом, особенно при более высоких давлениях, а для метана и этана - даже при низком давлении (табл. 3 и 4). Отсюда более правильно называть эти величины «равновесными соотношениями» (или «коэффициентом распределения»).