Фазовые состояния углеводородных смесей

Фазовые состояния углеводородных смесей

Значительно сложнее закономерности фазовых переходов двух- и многокомпонентных систем. С появлением в системе двух и более компонентов в закономерностях фазовых изменений возникают особенности, отличающие их от поведения однокомпонентного газа.

В смеси углеводородов каждый компонент имеет собственные значения упругости насыщенных паров, поэтому процессы конденсации и испарения не будут проходить при конкретных значениях давления и температуры, а в определённом диапазоне значений давления и температуры. Границы диапазона будут тем больше, чем больше разница между критическими значениями давления и температуры индивидуальных компонентов, входящих в систему.

Изотермическое сжатие системы будет приводить к конденсации сначала более тяжелого компонента, затем более легкого. В результате изотермы в двухфазной области имеют наклон (рис. 4.3, а). С появлением в системе второго компонента большие различия появляются и в диаграммах "давление – температура" (рис. 4.3, б).

Рис. 4.3. Диаграммы фазового состояния бинарных систем: а. - зависимость "давление – удельный объём" для смеси н-С₅Н₁₂ – н-С₇Н₁₆; б. – диаграмма "давление-температура" для смеси C₂Н₆ – н-С₇Н₁₆

Крайние левая и правая кривые соответствуют давлениям насыщенных паров для легкого (слева) и более тяжелого компонента (справа). Между ними расположены фазовые диаграммы смесей.

Для многокомпонентных систем, в силу их неидеальности, возможны существование двух фаз при температурах или давлениях выше критических величин. Явления существования двух фаз при изотермическом или изобарическом расширении (сжатии) смеси в области выше критических температур и давлений называются ретроградными явлениями или процессами обратного испарения и конденсации. Изотермические ретроградные явления происходят только при температурах выше критической и ниже максимальной двухфазной температуры. Изобарические процессы испарения и конденсации наблюдаются между критическим и максимальным двухфазным давлением. Такие явления характерны, в основном, для газоконденсатных месторождений, имеющих высокие пластовые температуры и давления.

Степень насыщения газоконденсатной залежи высококипящими углеводородами (конденсатом) определяется величиной газоконденсатного фактора. По аналогии с газовым фактором (Г^о) для нефтяных месторождений понятие газоконденсатный фактор (К^о ) применяется для конденсатных залежей. Газоконденсатный фактор - представляет собой отношение количества (дебита) газа в м³ к количеству стабильного конденсата в м³. Величина, обратная газоконденсатному фактору, называется выход конденсата.

Нефть и конденсат полученные, непосредственно, на промысле при данных температурах и давлениях, называются сырыми. Нефть и конденсат, прошедшие процессы дегазации (сепарации), стабилизации при стандартных условиях называются стабильными.

Фазовые переходы в нефти, воде и газе

Фазовые переходы подчиняются определённым закономерностям, в основе которых лежит понятие равновесия фаз. Равновесие фаз характеризуется константой равновесия, которая зависит от температуры и давления.

Константа фазового равновесия i-го компонента характеризуется отношением мольной доли компонента в газовой фазе (у_i или N_yi) к мольной доле этого компонента в жидкой фазе (х_i или N_xi), находящейся в равновесном состоянии с газовой фазой:

. (4.1)

Для определения равновесного состояния газожидкостных смесей используются законы Дальтона и Рауля.

Согласно закону Дальтона каждый компонент, входящий в газовую фазу имеет своё парциальное давление P_i, а общее давление в газовой системе равно сумме парциальных давлений:

. (4.2)

Согласно закону Рауля, парциальное давление компонента над жидкостью (нефтью) равно давлению насыщенного пара (Р_{нас. пара}) или упругости пара (Q_i) этого компонента, умноженному на его мольную долю в нефти:

или , (4.3)

где Q_i – упругость паров компонента;

N_xi – мольная доля компонента;

p_i_{нас. пара} – давление насыщенного пара i-го компонента.

В момент равновесия парциальное давление i-го компонента в газовой фазе равно парциальному давлению компонента над жидкостью. И это равновесное состояние двухфазной системы (газовой и нефтяной фаз) описывается законом Дальтона-Рауля:

; (4.4)

Уравнения (4.4), описывающее равновесное состояние двухфазной системы позволяет рассчитать состав равновесной газовой фазы для известного состава жидкой фазы и наоборот – найти равновесный состав жидкой фазы для известного состава газовой фазы и находящейся с ней в контакте.

Рассмотрим пример.Найти состав равновесной газовой фазы, если мольный состав (в долях) жидкой фазы следующий: С₃Н₈ – 0,2; i-C₄H₁₀ – 0,3; n-C4H₁₀ – 0,5. Температура смеси 25 °С. Давления насыщенных паров (упругости паров) углеводородов взяты из справочных данных: Q_С3Н8 – 9,2 атм, Q_i-С4Н10 – 3,7 атм, Q_n-С4Н10 – 2,8 атм.

Решение. Определим общее давление в системе:

P = S(Nxi Qi) = 0,2 9,2 + 0,3 3,7 + 0,5 2,8 =

1,84 + 1,11 + 1,4 = 4,35 (атм).

Воспользуемся соотношением (4.4) и рассчитаем мольные доли компонентов газовой фазы:

Nyi = Nxi Qi / P → N_С₃_Н₈= 0,2 9,2 / 4,35 = 1,84 / 4,35 = 0,423;

N_i-С₄_Н₁₀ = 0,3 3,7 / 4,35 = 1,11 / 4,35 = 0,255;

N_n-С₄_Н₁₀= 0,5 2,8 / 4,35 = 1,4 / 4,35 = 0,332;

SNyi = 0,423 + 0,255 + 0,332 = 1.

Уравнение:

P = S(Nxi Qi) или P = S(Nxi Рi нас.пара) (4.5)

называется уравнением начала однократного (контактного) испарения. Оно характеризует давление, при котором кипит смесь при данной температуре. Температура учитывается в этом уравнении в неявном виде, так как упругости паров (давление насыщенных паров) компонентов зависят от температуры.

Рассмотрим пример. Найти состав компонентов равновесной жидкой фазы, если известен объёмный состав (V_i, доли) газовой фазы: C₃H₈ – 0,6; i-C₄H₁₀ – 0,3; n-C₄H₁₀ – 0,10. Температура смеси 25°С.

Решение. Зная что V_i= N_i, а упругости паров компонентов (Qi) взятые из справочных данных равны: Q_С3Н8 – 9,2 атм, Q_i-С4Н10 – 3,7 атм, Q_n-С4Н10 – 2,8 атм, находим общее давление в системе:

P = S(Nxi / N_yi Q_i), SNxi = 1,

P = 1/ S(N_yi / Q_i) = 1/(0,6 / 9,2 + 0,3 / 3,7 + 0,1 / 2,8) =

= 1/ (0,065 + 0,081 + 0,036) = 1/0,182 = 5,5 атм.

Находим концентрации компонентов равновесной жидкой фазы:

Nx_С₃_Н₈= Ny_С₃_Н₈ P / Q_С₃_Н₈= 0,6 5,5 / 9,2 = 0,065 5,5 = 0,357,

Nx_i-С₄_Н₁₀ = Ny_i-С₄_Н₁₀ P / Q_i-С₄_Н₁₀= 0,3 5,5/3,7 = 0,81 5,5 = 0,455,

Nx_n_-С₄_Н₁₀ = Ny_i-C4H10 P / Q_n-C4H10= 0,1 5,5 / 2,8 = 0,036 5,5 = 0,198,

SN_xi= 1 = 0,357 + 0,455 + 0,198.

Уравнение:

P = 1/ S(N_yi/ Q_i) или P = S(N_xi Р_{i нас.пара}) (4.6)

называется уравнением конца однократного испарения или уравнением начала однократной конденсации. Оно характеризует величину упругости паров (давления насыщенных паров) углеводородной смеси при данной температуре, при которой кипит смесь при данной температуре.

Уравнения равновесия (4.4), начала однократного испарения (4.5), начала конденсации (4.6) описывают поведение простых углеводородных смесей при низких давлениях и температурах. Для практических промысловых расчетов использовать их затруднительно, так как они не учитывают влияние давления и состава смеси на величину давления паров углеводородов, находящихся в смеси. Поэтому, для практических расчетов используют не упругости паров углеводородов (давления паров), взятые в чистом виде, а константы равновесия, характеризующие отношение:

, (4.7)

где К_i – константа равновесия i-го компонента при данной температуре и давлении смеси.

Оценить состав газовой (N_yi) и жидкой (N_xi) фаз можно на основе уравнения материального баланса, записанного для одного моля нефтегазовой смеси (N_zi):

, (4.8)

где L – мольная доля жидкой фазы;

V – мольная доля паровой фазы;

N_zi – мольные доли компонентов в нефтегазовой смеси.

Так как ∑ (N_zi) = 1, то сумма мольной доли жидкой фазы (L) и мольной доли паровой фазы (V) равна: V + L = 1. Отсюда следует:

V=1 – L. (4.9)

Используя уравнения (4.8) и (4.9) получим выражение для оценки мольной доли компонента жидкой фазы:

, (4.10)

или

, (4.11)

и для оценки мольной доли компонента газовой фазы:

. (4.12)

Величины: V и L оцениваются и уточняются методом последовательных проб и приближений.

Рассмотрим пример. Дан состав газонефтяной смеси (Nzi, доли). Рассчитать равновесные составы газовой (Nyi) и жидкой (Nxi) фаз для режимных параметров: давление Р = 2,45 атм и температура Т = 4,4°С. Доли жидкой составляющей L = 0,521, газовой составляющей V = 0,479.

Дано: N_zi , доли К _pi

C₁ 0,3396 61

С₂ 0,0646 9

С3 0,0987 2,2

С₄ 0,0434 0,61

С₅0,032 0,157

С₆ 0,03 0,035

С₇0,3917 0,0032

P = 2,45 атм; t° = 4,4°C; L = 0,521; V= 0,479.

Найти: N_xi, N_yi.

Решение. Крi = f (T, P), для условий задачи находим табличные значения констант фазовых равновесий и рассчитываем состав газовой и жидкой фаз.

Nxi = Nzi / (L + V Kpi);

Nyi = Nzi / (L / Kpi + V);

Nx₁ = 0,3396 / (0,521 + 0,479 61) = 0,01;

Ny₁= 0,3396 / (0,521 / 61 + 0,479) = 0,69;

Nx₂ = 0,0646 / (0,521 + 0,479 9) = 0,01;

Ny₂= 0,0646 / (0,521 / 9 + 0,479) = 0,12;

Nx₃= 0,0987 / (0,521 + 0,479 2,2) = 0,06;

Ny₃ = 0,0987 / (0,521 / 2,2 + 0,479) = 0,13;

Nx₄ = 0,0434 / (0,521 + 0,479 0,61) = 0,05;

Ny₄ = 0,0434 / (0,521 / 0,61 + 0,479) = 0,03;

Nx₅= 0,032 / (0,521 + 0,479 0,157) = 0,05;

Ny₅ = 0,032 / (0,521 / 0,157 + 0,479) = 0,01;

Nx6 = 0,03 / (0,521 + 0,479 0,035) = 0,05;

Ny₆ = 0,03 / (0,521 / 0,035 + 0,479) = 0,002;

Nx₇ = 0,3917 / (0,521 + 0,479 0,0032) = 0,75;

Ny₇ = 0,3917 / (0,521 / 0,0032 + 0,479) = 0,002;

Nxi = 0,98;

Nyi = 0,984.

Уравнение (4.8) при наличии достоверных данных о константах фазовых равновесий углеводородов при различных условиях существования смесей имеет широкое прикладное значение в практике разработки месторождений, нефтедобычи, подготовки скважинной продукции и в нефтепереработке.

Дата добавления: 2019-02-12; просмотров: 1384; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 19 20 21 22 232425 26 27 28 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!