- •Краус Юрий Александрович расчёты разделения продукции скважин
- •Содержание
- •Ведение
- •1 Основные сведения о дегазации и очистке от механических примесей продукции скважин
- •1.1 Конструкции и принцип действия сепараторов
- •1.2 Выбор числа ступеней сепарации и давления в сепараторах
- •2 Парметры многокомпонентных смесей
- •2.1 Расчет составов многокомпонентных смесей
- •2.2 Фазовые переходы в многокомпонентных углеводородных смесях
- •2.3 Определение основных параметров жидкой и газовой фаз
- •3 Расчеты разделения продукции скважин
- •3.1 Эффективность процесса сепарации
- •3.2 Расчет гравитационных сепараторов по газу
- •3.3 Расчет гравитационных сепараторов по жидкости
- •3.4 Расчет циклонных сепараторов
- •3.5 Расчет насадочных сепараторов
- •4 Задачи и варианты для самостоятельного решения
- •Приложение а
- •Приложение б Зависимость скорости осаждения капель воды от диаметра при разных давлениях
- •Приложение в
- •Библиографический список
2.2 Фазовые переходы в многокомпонентных углеводородных смесях
Фазовые переходы (выделение из нефти растворенного газа, конденсация части газа при компримировании и т.п.) описывается уравнениями фазовых концентраций [4]
(2.16)
где Zi – молярная доля i-гo компонента в исходной смеси;
– мольная доля газовой фазы;
Кi – константа фазового равновесия i-го компонента при заданных давлении Р и температуре Т.
Для нахождения мольной доли газовой фазы е удобнее решать объединенное уравнение
(2.17)
Из него, как частные случаи, вытекают условие начала выделения растворенного газа (=0)
(2.18)
и условие начала конденсации многокомпонентного газа (=1)
(2.19)
Прежде чем решать уравнение (2.17) необходимо убедиться, что многокомпонентная смесь находится в двухфазном состоянии. В этом случае должны выполняться неравенства
, . (2.20)
Уравнение (2.17) решается относительно методом последовательных приближений.
При решении (2.17) важно правильно вычислить константы фазового равновесия Ki. Для этого можно воспользоваться различными номограммами, атласами или табличными данными.
При давлении менее 2 МПа и температурах 263–313 К расчёт констант фазового равновесия рекомендуется вести по формуле
, (2.21)
где а0, a1, a2 – постоянные коэффициенты для каждого компонента смеси (см. таблицу 2.1).
Таблица 2.1 – Величины коэффициентов а0, a1, a2
.
После нахождения мольной доли газовой фазы вычисляют содержание каждого компонента в жидкой (хi) и газовой (уi) фазах
; , (2.24)
а также объем газа, приходящийся на 1м3 жидкой фазы при условиях фазового перехода
, (2.25)
где МГ, МЖ – молярные массы газовой и жидкой фаз;
ρГ, ρЖ – их плотности при условиях фазового перехода.
2.3 Определение основных параметров жидкой и газовой фаз
Основными параметрами многокомпонентных углеводородных смесей являются молярная масса, плотность, вязкость, коэффициент сжимаемости, давление насыщения [4].
Молярные массы фаз являются аддитивными величинами, т.е. определяются по правилу пропорционального сложения:
; . (2.26)
Сведения о молярных массах компонентов Мi приведены в таблице А.1. Молярная масса условного компонента С6+ зависит от его состава и условий фазового перехода. При температуре не более 293 К величину в газовой фазе допускается принимать равной молярной массе гексана. При повышенных температурах (Т>293 К)
, (2.27)
где – константа фазового равновесия условного компонента.
Молярная масса условного компонента С6+ в жидкой фазе находится через молярную массу исходной смеси по формуле
. (2.28)
Плотность жидкой фазы вычисляется по формуле Стендинга и Катца
, (2.29)
где ρ1 – фиктивная плотность жидкой фазы при стандартных условиях
, (2.30)
ΔρТ, ΔρР – поправки соответственно на температуру и давление
;
, (2.31)
Величина ρ1 называется фиктивной потому, что легкие углеводороды, азот, углекислый газ при стандартных условиях не могут быть жидкостью.
Плотности индивидуальных углеводородов ρi для подстановки в формулу (2.30) берутся из таблице А.1.
Величины фиктивных плотностей метана и этана в общем случае зависят от компонентного состава жидкой фазы и наиболее просто находятся по методике Сибнии нп [4]
; . (2.32)
Однако в этом случае для нахождения ρ1 по формуле (2.32) требуется решать трансцендентное уравнение.
Учитывая незначительное содержание метана и этана в жидкой фазе при интересующих нас давлении и температуре, с достаточной для инженерных расчетов точностью можно принять ρС1=459,3 кг/м3, ρС2=519,5 кг/м3.
Плотность условного компонента С6+ в жидкой фазе вычисляется по формуле Крего
. (2.33)
Плотность газовой фазы при условиях фазового перехода
, (2.34)
где ρну – плотность газа при нормальных условиях
;
z – коэффициент сжимаемости газа
, (2.35)
Рпр, Тпр – приведенные соответственно давление и температура
, ; (2.36)
Pкpi, Tкpi – критические давление и температуры i-гo компонента (таблица А.1).
Для условного компонента С6+ критические параметры вычисляют по корреляционным зависимостям
;
. (2.37)
Динамическая вязкость жидкой фазы приближенно может быть найдена по формуле Кондела-Монроэ
, (2.38)
где μi – динамическая вязкость i-гo компонента (таблица А.1).
Для фиктивного компонента С6+ величину динамической вязкости можно вычислить по формуле СибНИИ НП
. (2.39)
Для жидкой фазы, содержащей растворенный газ, можно также пользоваться формулой
(2.40)
а для жидкостей, разгазированных при атмосферном давлении
, (8.41)
где ρВ – плотность воды.
В формулах (2.39)–(2.41) динамическая вязкость рассчитывается в мПа∙с.
Учитывая приближенный характер расчета μ по формулам (2.40), (2.41), можно рекомендовать для нахождения динамической вязкости при температуре Т подставлять в них плотность жидкой фазы при этой же температуре.
Динамическая вязкость газовой фазы при нормальных условиях находится по формуле
. (2.42)
Вязкость условного компонента С6+ в газовой фазе можно принять равной 0,0057 мПа∙с.
Давление насыщения жидкой фазы при заданной температуре находится методом последовательных приближений из уравнения
. (2.43)