1305

полярного распределения между жидкой п паровой фазами при лю­ бых температуре и давлении, для которых имеются константы равно­ весия, можно решить уравнения (IV.11) и (IV.12), подбирая значе­ ния L н N по методу проб и опшбок.-Для определения величины N можно пользоваться также уравнением

Расчеты по уравнениям (IV.11) и (IV.12) производятся следующим образом:

1)вначале выбирают графики или таблицы по константам рав­ новесия применительно к интересующей нас системе;

2)затем по данным графикам определяют величины K g для каж­ дого компонента при заданных давлении и температуре;

чения этих величин и расчет повторяют.

_ Типичный расчет распределения паровой и жидкой фаз, а также состав отдельных фаз приведены в табл. 5.

Втабл. 5 приведен расчет контактного разгазнрованпя при р =

=1 -9,81 -10* = Н/м2 (1 кГ/см2) и t = 30® С, а в табл. 6 по данным

121

табл. 5 дан расчет газового фактора и плотности нефти при тех же давлении и температуре.

В табл. 5 и 6 плотность фракции С7+ принята равной 0,865 г/сле3

Количество извлекаемого из нефти газа при движении ее от за­ боя скважин до товарных парков очень часто определяется по урав­ нению «двухфазной системы», в данном случае «газ — нефть». Для этого необходимо иметь пробу пластовой нефти и знать молекуляр­ ную массу дегазированной нефти, т. е. нефти при атмосферном да­ влении. В этом случае для каждого газообразного углеводорода со­ ставляется уравнение концентрации, имеющее вид:

где zt — число молей каждого углеводорода в 100 молях исходной смеси, т. е. для пластовых условий; yt — молярная концентрация каждого углеводорода в паровой фазе, выделяющейся из нефти на пути ее движения от пласта до товарного парка; Kt — константа равновесия данного углеводорода при определенном давлении и тем­ пературе нефти; 100 — число молей пластовой нефти; N — число молей отделяющегося от нефти газа.

Величину N в уравнении (IV.14), как и в уравнении (IV.12), находят путем подбора с таким расчетом, чтобы сумма концентра­

ций паровой фазы, т. е. сумма равнялась единице.

Как отмечено выше, для решения данной задачи необходимо знать молекулярную массу дегазированной нефти, что в промысловых усло­ виях не всегда возможно. Поэтому поступают следующим образом.

1.Принимают состав пластовой нефти по массе, например, 100 кг.

2.Массовые соотпошепия газообразных углеводородов, включая

иинертные газы, заменяют молярными, для чего массовую долю каждого углеводорода делят на его молекулярную массу, после чего все приводят к общему массовому количеству в пластовой нефти.

3.Составляют уравнение концентрации для каждого углеводо­ рода, за исключением инертных газов, по параметрам газообразной

где mt — массовая доля газообразного углеводорода в пластовой нефти, пересчитанная на молярные соотношения; у£— молярная

концентрация газообразного углеводорода в паровой фазе; р — упру­ гость паров газообразного углеводорода в Н/м2; т 0 — масса выделя­ ющегося из нефти газа в кг на 100 кг пластовой нефти; 100 — рас­ четное количество пластовой нефти в кг; 1 — атмосферное давление в Н/м2.

делят на плотность газа, определяемую лабораторным путем, и на­ ходят объем газа, приходящийся на 100 кг пластовой нефти. Для нахождения газового фактора, исчисляемого на 1 т пластовой нефти, полученный объем газа умножается на 10.

Ниже приводится расчет по уравнениям (IV.14) и (IV.15) двух­ ступенчатой сепарации, методику которого можно вполне распро­ странить и на многоступенчатую сепарацию.

Пример. Определить количество и состав газа, выделяющегося из нефти в сепараторе, в котором поддерживается давление 0,491 МН/м2 (5 кГ/см2). Тем­ пература нефти в сепараторе 16° С. Массовый состав пластовой нефти, отобран­

123

Ш

Баланс по массе на 100 молей пластовой нефти дан в табл. 10.

Средняя молекулярная масса газа

677,6 Мер 24,8.

2лг» 26,83

Плотность газа

125

Теперь количество газа, извлекаемого из недр вместе с нефтью, определим не по константам равновесия, как было сделано выше, а по упругости паров летучих углеводородов при температуре, например, 16° С. Упругость паров углеводородов согласно рпс. 82 для метана составляет 39,2 МН/ма (400 кГ/см2), этапа 3,72 МН/ма (38 кГ/сма), пропана 0,785 МН/м2 (8 кГ/см2), бутанов 0,314 МШма (2,3 кГ/сма), пентанов 58,8 кН/ма (0,6 кГ/сма), гексана 13,75 кН/м2 (0,14 кГ/см9).

Решим предыдущую задачу приближенным способом, без учета молекуляр­ ной массы нефтяного остатка, для случая, когда давление в сепараторе равно атмосферному.

Сначала пересчитаем летучую часть пластовой нефти из массовых соотно­ шений в молярные, а затем сделаем пересчет молярных соотношений в их общую массу в пластовой нефтп. Указанные расчеты сведены в табл. 12.

П «эд#в>р а е л к т а ш ив®ы ш р ш ш а д и т ся в т а13б .л .

или 118 кг газа выделится из 1000 кг сырой нефти.

Произведем расчет сепарации на второй ступени, пользуясь уравнением

Составляем уравнения концентраций для каждого углеводорода с исполь­ зованием данных табл. 7:

У1~ 100+399JV — 100+ 399JV *

У2~ 100+ 37N — 100+ 37V *

10,02-8 80,16 Уз~ 100+ 7N “ 100+7JV »

55,5 • 2,3 У* ~ 100+ 1.3ЛГ *

127

Подбор величины N представлен в табл. 14.

Составим материальный баланс в молях на 100 молей пластовой нефти (табл. 15) и затем массовый баланс тоже на 100 молей пластовой нефти (табл. 16).

128

Средняя плотяость газа

Средняя молекулярная масса газа

Объем выделяющегося газа (на 100 молей пластовой нефти) будет

Vr= 2 • 22,4= 40,55 *22,4 = 910 м3.

Содержание тяжелых углеводородов в газе получим делением массы каж­ дого компонента на общий объем выделяющегося газа (910 м3).

Содержание в газе (в г/м3):

Общее содержание тяжелых углеводородов 763 г/м3.

Определим погрешность приближенного метода расчета сепарации (без молекулярной массы нефтяного остатка) путем сопоставления его с точным мето­ дом, т. е. с учетом молекулярной массы нефтяного остатка.

Если принять среднюю плотность газа равной 1,42 кг/м3, то газовый фактор для приближенного метода получится

г = т | - =83м8/т;

по точному методу Г = 79,5 м3/т.

Таким образом, погрешность составляет

(83-79,5)* 100 /оп/

---------83------------ 4'2 /о '

что вполне допустимо для промысловых расчетов.

Описанная выше методика расчета сепарации с учетом молекуляр­ ной массы нефтяного остатка, несомненно, является точной, однако расчеты по этой методике занимают много времени. В производствен­ ных условиях высокая точность определения газовой фазы, выделя­ ющейся из нефти, не нужна, поэтому в этих случаях рекомендуется пользоваться номограммой, полученной в Грозненском нефтяном институте А. И. Гужовым (см. приложение 2).

Сущность ускоренного способа определения выделившейся из нефти газовой фазы по номограмме А. И. Гужова сводится к следу­ ющему.

Уравнения фазового состояния углеводородных систем для услов­ ных 100 молей исходной смеси преобразовываются и приводятся

кследующему виду:

щ= - — система уравнений для паровой фазы;

Решение систем уравнений (IV.16a) и (IV. 166) сводится к реше­ нию задачи о качественном и количественном распределении сложной углеводородной смеси на жидкую и паровую фазы при следующих заданных условиях:

а) молекулярный состав исходной смеси Л £;

б) давление и температура системы = f (р, Т). Неизвестными величинами являются N и щ или L и 1£ в зависи­

мости от того, какая из двух рассмотренных систем уравнений ис­ пользуется для решения задачи. Так как системы уравнении (IV.16a) и (IV.166) эквивалентны, то при решении задачи обычно используется одна из этих систем в зависимости от того, для какой фазы хотим получить результат. После получения результата для какой-лпбо одной фазы решение для другой фазы легко осуществляется на основе материального баланса:

JY —J- L = 1 0 0 и - j-11 — Ag.

Задача решается, как говорилось выше, при помощи номограммы, на которой изображено семейство кривых, построенных по уравне­ ниям (IV.16a) и (IV.166), и вспомогательной линейки с рабочей шка­ лой для L /N = / (N) и N/L = f (L).

Так как в системах уравнений границы изменения переменных лежат в очень широких пределах (например, константы равнове­ сия углеводородов Kt могут изменяться от 0,001 до 1000), то графи­ чески эти функции изображаются на номограмме при помощи лога­ рифмических шкал.

130