КАТЕГОРИИ: Архитектура-(3434)Астрономия-(809)Биология-(7483)Биотехнологии-(1457)Военное дело-(14632)Высокие технологии-(1363)География-(913)Геология-(1438)Государство-(451)Демография-(1065)Дом-(47672)Журналистика и СМИ-(912)Изобретательство-(14524)Иностранные языки-(4268)Информатика-(17799)Искусство-(1338)История-(13644)Компьютеры-(11121)Косметика-(55)Кулинария-(373)Культура-(8427)Лингвистика-(374)Литература-(1642)Маркетинг-(23702)Математика-(16968)Машиностроение-(1700)Медицина-(12668)Менеджмент-(24684)Механика-(15423)Науковедение-(506)Образование-(11852)Охрана труда-(3308)Педагогика-(5571)Полиграфия-(1312)Политика-(7869)Право-(5454)Приборостроение-(1369)Программирование-(2801)Производство-(97182)Промышленность-(8706)Психология-(18388)Религия-(3217)Связь-(10668)Сельское хозяйство-(299)Социология-(6455)Спорт-(42831)Строительство-(4793)Торговля-(5050)Транспорт-(2929)Туризм-(1568)Физика-(3942)Философия-(17015)Финансы-(26596)Химия-(22929)Экология-(12095)Экономика-(9961)Электроника-(8441)Электротехника-(4623)Энергетика-(12629)Юриспруденция-(1492)Ядерная техника-(1748) |
Аналитический расчет фазовых превращений газоконденсатных смесей при изменении давления и температурыПриродные углеводородные смеси, находящиеся в поровом пространстве пласта и движущиеся по стволу скважины, в промысловом оборудовании, промысловых и магистральных газопроводах, при изменении давления и температуры претерпевают фазовые превращения, т. е. переходы паровой фазы в жидкую и обратно. Процессы превращения паровой фазы в жидкую происходят при неизменной температуре не только с увеличением давления в докритической области, но и с уменьшением его в определенном диапазоне температур Ткр—Ткк (критическая— конец кипения). Явления конденсации паровой фазы при неизменном давлении происходят не только с понижением температуры и при давлении меньше критического, но и с увеличением температуры в интервале изменения давления ркр— рр. Мы имеем дело с явлениями прямой и обратной (ретроградной) изотермической и изобарной конденсации. В процессах разработки залежи, добычи, транспорта и переработки углеводородных газов большое значение имеет правильное прогнозирование составов сосуществующих паровой и жидкой фаз, объемов образующихся фаз при различных давлениях и температурах. При определении давления начала конденсации углеводородной смеси в пористой среде, составов сосуществующих равновесных фаз, объемной насыщенности пористой среды жидкой фазой, потерь жидких углеводородов в пласте необходимо знать влияние пористой среды на эти процессы, уметь аналитически рассчитывать это влияние, зная геолого-физические параметры пористой среды. На современном уровне развития науки и вычислительной техники приближенный аналитический расчет диаграмм фазовых соотношений и объемов образовавшихся жидкой и паровой фаз можно произвести двумя методами: а) используя табличные значения констант равновесия; б) применяя уравнение состояния для определения летучестей компонентов в паровой и жидкой фазах, плотностей фаз, коэффициентов сверхсжимаемости компонентов смеси и фаз. Для этого может быть принят следующий порядок расчетов. 1. Разделяют диаграмму фазовых соотношений условно на две области: I область — р£0,7рсх; II область — 0,7рсх<р£рcx, где рcx - давление схождения, т. е. давление, при котором коэффициенты распределения вещества (каждого компонента смеси) на паровую и жидкую фазы равны единице. Давление схождения для начала расчетов приближенно определяют по известным МСn+ и r Сn+ по формулам (IV.39) или (IV.40) и уточняют по рассчитанному составу жидкой фазы по формуле (IV.41). 2. Определяют коэффициенты фазовых соотношений для компонентов смеси C1—С6, N2, CO2, H2S по таблицам констант равновесия без учета характеристического фактора при расчете коэффициента фазового соотношения метана. 3. Определяют коэффициент распределения фракции Сn+(n>5) по формуле (IV.45). Находят плотность жидкой фазы и коэффициент сверхсжимаемости паровой фазы, который вычисляется по уравнению состояния реальных газов Пенга—Робинсона. Критические параметры фракции С7+ (или С5+) определяют по номограммам Стендинга и Каца по заданным значениям молекулярной массы МC7+ и плотности rC7+ (по формулам (III.42) и (III.43) или рассчитывают по специальным уравнениям [28]. Плотность жидкой фазы определяют по номограммам Стендинга и Каца или рассчитывают по уравнению (III.57). 4. Определяют молярные доли паровой V и жидкой L фаз по уравнениям концентраций: , yi=Kixi, где xi и уi - молярные концентрации i-ro компонента в жидкой и паровой фазах соответственно при различных р и t; hi - молярная концентрация i-го компонента в исходной газоконденсатной смеси; L и V — молярные доли вещества в жидкой и паровой фазах при различных р и t; L+V=1; Ki=yi/xi—коэффициент распределения i-гo компонента (функция р, t и состава). По рассчитанному составу жидкой фазы с помощью уравнения (IV.41) определяют давление схождения pcx1 Если рсх и pcx1 отличаются незначительно, расчет считается правильным. В противном случае расчет повторяется для нового значения pcx1=(pcx+ pcx1)/2. 5. Определяют объемы образовавшихся жидкой Ωж и паровой Ωп фаз Ωж=Ln0Mж/rж, где n0 — общее число молей смеси; , Ωп=Vn0zRT/p. Здесь R — универсальная газовая постоянная. В области II (р>0,7 рсх) сохраняется такой же порядок расчета, изменяется лишь метод определения коэффициентов распределения компонентов (констант равновесия). В критической области коэффициенты распределения компонентов находят по формуле (IV.47) где С1i, C2i и n — некоторые постоянные величины (0£n£1). Выбирая три значения давления в первой области (р<0,7рсх) p1, р2 и р3, находят соответствующие им коэффициенты К1, K2 и К3. После этого решают систему из трех уравнений (IV.47) и находят С1i, С2i и n. Приведён пример Б. Использование уравнения состояния для расчетов парожидкостного равновесия (контактной конденсации) природных газоконденсатных смесей. Расчет парожидкостного равновесия многокомпонентных смесей производится в следующей последовательности: 1. Определяют по результатам фракционной разгонки остатка содержание фракций в смеси, их критические параметры Ткр и ркр и ацентрический фактор. При отсутствии разгонки критические параметры остатка Ткр и ркр и ацентрический фактор w рассчитывают по формулам (III.27), (III.28) и (III.24). 2. Определяют тем или иным методом начальные значения констант фазового равновесия компонентов исходной смеси, например, вычисляют по уравнению для идеальных констант: (IV.48) 3. Вычисляют по уравнению (IV.38) молярную долю паровой фазы V и составы сосуществующих паровой yi и жидкой xi фаз. 4. Вычисляют коэффициент а и b по составу жидкой фазы. 5. Вычисляют по уравнению (III.69) коэффициенты сверхсжимаемости паровой zП и жидкой zЖ фаз. 6. Рассчитывают коэффициенты летучести компонентов в паровой и жидкой фазах, используя уравнение (IV.26). 7. Корректируют константы равновесия компонентов смеси по формуле Глава V ПЛАСТОВЫЕ ВОДЫ И ИХ ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА В большинстве месторождений вместе с нефтью и газом в пласте залегает вода. Она обычно занимает пониженные зоны нефтяных и газовых пластов, а иногда в разрезе продуктивной пачки выделяются самостоятельные водоносные горизонты. Подошвенными или краевыми принято называть воды, заполняющие поры коллектора под залежью и вокруг нее. Иногда краевые воды находятся и в верхних размытых сводовых частях антиклинальных складок или в головных частях моноклинально залегающих нефтеносных пластов. Промежуточными называют воды, приуроченные к водоносным пропласткам, залегающим в самом нефтеносном пласте. Верхние и нижние воды приурочены к водоносным пластам, залегающим выше и ниже нефтяного пласта. В продуктивных пластах нефтяной и газовой частей залежи также содержится вода. Эту воду, оставшуюся со времени образования залежи, называют остаточной. Связанные водоносные и продуктивные части пластов представляют единую гидродинамическую систему, и различные изменения пластового давления и свойств пластовых жидкостей при эксплуатации месторождения происходят не без влияния водоносной части резервуара, окружающей залежь. Пластовая вода часто является агентом, вытесняющим нефть из пласта. Ее свойства, следовательно, будут влиять на количество вытесняемой нефти, так как некоторые воды лучше отмывают нефть, другие хуже. Поэтому свойства пластовых вод имеют большое значение в промысловой практике.
Дата добавления: 2014-11-07; Просмотров: 1161; Нарушение авторских прав?; Мы поможем в написании вашей работы! Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет |