Аналитический расчет фазовых превращений газоконденсатных смесей при изменении давления и температуры

Природные 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 р_кр— р_р. 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£0,7р_сх; II область — 0,7р_сх<р£р_cx, где р_cx - 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 М_Сn+ 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 С_n+(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 М_C7+ и плотности r_C7+ (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: , y_i=K_ix_i,

где x_i и у_i - молярные концентрации i-ro компонента в жидкой и паровой фазах соответственно при различных р и t; h_i - 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; K_i=y_i/x_i—коэф­фициент распределения i-гo компонента (функция р, t и со­става).

По рассчитанному составу жидкой фазы с помощью уравне­ния (IV.41) определяют давление схождения p_cx1 Если р_сх и p_cx1 отличаются незначительно, расчет считается правильным. В про­тивном случае расчет повторяется для нового значения p_cx1=(p_cx+ p_cx1)/2.

5. Определяют объемы образовавшихся жидкой Ω_ж и паро­вой Ω_п фаз

Ω_ж=Ln₀M_ж/r_ж,

где n₀ — общее число молей смеси;

, Ω_п=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 С_1i, C_2i и n — некоторые постоянные величины (0£n£1). Выбирая три значения давления в первой области (р<0,7р_сх) p₁, р₂ и р₃, находят соответствующие им коэффициенты К₁, K₂ и К₃. После этого решают систему из трех уравнений (IV.47) и находят С_1i, С_2i 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 Т_кр и р_кр и ацентрический фактор. При отсутствии разгонки кри­тические параметры остатка Т_кр и р_кр 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 y_i и жидкой x_i фаз.

4. Вычисляют коэффициент а и b по составу жидкой фазы.

5. Вычисляют по уравнению (III.69) коэффициенты сверх­сжимаемости паровой z_П и жидкой z_Ж 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