Министерство образования и науки

ГОУ ВПО Тюменский государственный университет

ИМЕНИТ

Кафедра моделирования физических процессов и систем

Отчет:

«Расчет равновесного состояния

трехкомпонентной системы углеводородов»

Выполнил:

студент 4 курса 481 гр.

Бузаев Анатолий Сергеевич

Проверил:

к.ф.-м.н., доцент

Шевелёв Александр Павлович

Тюмень 2011

Содержание

Введение…………………………………………………………………………..3

Глава 1. Методы описания многокомпонентных систем………………….4

1. Углеводороды…………………………………………………………...4

2. Методы описания многокомпонентных систем………………………5

3. Уравнения состояния…………………………………………………...6

Глава 2. Программа для расчета фазового равновесия……………………8

1. Постановка задачи………………………………………………………8

2. Решение задачи………………………………………………………….9

2.2.1. Расчет коэффициентов распределения и определение

молярных долей жидкости и пара………………………………..…….9

2.2.2. Расчет уравнения состояния……………………………………..9

2.2.3. Метод Кардано…………………………………………………..10

2.2.4. Расчет коэффициентов фугитивности и пересчет констант распределения…………………………………………………………..11

3. Блок схема………………………………………………………………11

4. Код программы…………………………………………………………14

5. Результаты расчета……………………………………………………..19

Заключение.……………………………………………………………………..20

Литература………………………………………………………………………21

Введение

При разработке месторождения для определения фазовых проницаемостей и подвижности фаз необходимо знать соотношения объемов газа и жидкости в каждом расчетном блоке пласта. Их компонентный состав определяет плотность и вязкость фаз. Таким образом, гидродинамика пластовых жидкостей зависит от перераспределения компонентов между газом и нефтью. Зная соотношения жидкой и газовой фаз, а также их состав, мы можем рассчитать как гидродинамику процесса, так и процессы сепарации (в скважинах и наземном оборудовании).

Глава 1. Методы описания многокомпонентных систем

1. Углеводороды

Углеводороды – сложная структура (рис. 1). Они могут принимать газообразное, жидкое и твердое состояние. Примером газообразного состояния может служить природный газ, жидкого – нефть, а твердого – различные асфальтены и смолы.

Для решения многих практических задач необходимо уметь описывать физические процессы с участием углеводородов, для этого используются различные модели.

Композиционная модель – предполагает описание трех и более компонент в составе углеводородов.

В модели черной нефти учитывается только две компоненты. К черной нефти можно отнести товарную нефть и природный газ.

Рис.1. Типы углеводородов

Алифатические углеводороды:

• Алканы или парафины – насыщенные углеводороды с открытой цепью атомов. Формула – C_nH_2n+2­. Их структура стабильна.

• Алкены и алкилы имеют нестабильную структуру, в данной работе мы их не рассматриваем.

• Циклоалканы (циклопарафины) или нафтены - имеют замкнутое циклическое строение. Их формула - C_nH_2n. Структура стабильна.

Рис 2. Структура нафтенов

Ароматические углеводороды – это циклические, непредельные углеводороды, содержащие ядро бензола. Общая формула - C_nH_2n-6. Структура стабильна.

Рис 3. Структура ароматических углеводородов

Кроме того, в нефти содержаться неуглеводородные компоненты, такие как сера (0.04%-5%), сульфиды, кислород (до 0.5%), азот (0.1% - 2%), углекислый газ.

2. Методы описания многокомпонентных систем

Для описания поведения природных углеводородов используются модели:

• модель черной нефти;

• композиционная модель.

Модель черной нефти применяется для малоизученных месторождений. В модели "black oil" пластовая углеводородная система рассматривается как двух компонентная. Один из компонентов - "газовый", а другой - "нефтяной". Аналог "нефтяного" компонента (stock tank oil )- группа С₅₊ , а аналог "газового" компонента (stock tank gas ) - группа остальных веществ пластовой углеводороной смеси. Вследствие псевдобинарности смеси достаточно иметь зависимости свойств жидкой и газовой фаз от давления. При том задается плотность при стандартных условиях "нефтяного" и газового" компонентов. PVT-данные, используемые моделями "black oil", всегда включают зависимости от давления объемного коэффициента и газосодержания жидкой фазы. Для задания свойств газовой фазы существуют два варианта. В первом из них предполагается, что газовая

фаза не содержит веществ группы C₅₊, то есть состоит только из "газового" компонента. В этом случае требуется знание лишь зависимости от давления объемного коэффициента газовой фазы. Во втором варианте учитывается растворимость в газовой фазе "нефтяного" компонента (то есть учитывается содержание веществ группы С₅₊) и поэтому необходимо знать также динамику от давления величины растворимости "нефтяного" компонента в газовой фазе.

Отметим, что поскольку модели "black oil" основаны на концепции псевдобинарной смеси, то с позиций термодинамики корректным является их использование только для тех пластовых нефтей, у которых результаты дифференциального и контактного разгазирования близки.

Для прогнозирования процессов разработки месторождений летучих нефтей ("volatile oil") и для моделирования методов газового воздействия, характеризующихся интенсивным межфазным массообменом, целесообразно применять композиционные модели, основанные на теории многокомпонентной фильтрации. Многокомпонентные системы используются для хорошо известных месторождений.