![]() Главная страница Случайная страница КАТЕГОРИИ: АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника |
Критические параметры для много компонентных смесей
Определение критического давления многокомпонентных углеводородных смесей основывается на условном приведении многокомпонентной смеси к бинарной системе. В качестве первого компонента такой системы принимают метан, во второй псевдокомпонент объединяют все остальные компоненты (этан плюс высшие или условно C2+высшие). Тогда критическая кривая для смеси постоянного состава имеет вид подобный критическим кривым бинарных смесей метана с индивидуальными углеводородами (рисунок 9.10), а ее расположение зависит относительно этих кривых от псевдокомпонента.
В качестве параметра, характеризующего состав псевдокомпонента, можно использовать его эквивалентную молекулярную массу, (9.3)
где gim – массовое содержание углеводородов, входящих в состав псевдокомпонента, Мэквi – эквивалентные молекулярные массы углеводородов, входящих в состав псевдокомпонента, для нормальных парафинов совпадают с их действительными молекулярными массами. После вычисления эквивалентной молекулярной массы псевдокомпонента выбираются по рисунку 9.10 два ближайших нормальных парафиновых углеводорода, с молекулярными массами больше и меньше, чем у псевдокомпонента. Точки искомой критической кривой определяются линейной интерполяцией по молекулярной массе при различных температурах. Конкретное положение критической точки зависти от критической температуры Ткр смеси, которая определяется:, (9.4)
где Тпк – псевдокритическая температура,, (9.5)
∆ T – поправка между истинной критической и псевдокритической температурами, устанавливаемая по экспериментальным данным; η i – мольные концентрации входящих в смесь компонентов; Ткрi – критические температуры компонентов. Для определения критической температуры подсчитывают псевдокритическую температуру по формуле (9.3), разделив смесь на два компонента (метан и C2+высшие), определяют молекулярную массу псевдокомпонента по формуле:, (9.6)
где –
34 Фазовое состояние систем нефть газ при различных термобарических условиях. Общий вид фазовых диаграмм для нефтей с низкой и большой усадкой приведен на рис. IV. 17. Эти нефти отличаются содержанием легких фракций — более богата летучими компонентами нефть с боль- шой усадкой. Критическая температура этих нефтей обычно ближе к пластовой, а линии одинакового объемного содержания жидкости вблизи критической точки расположены более широко, чем для неф- тей с малой усадкой. Критические точки в системах нефть — газ обычно расположены справа от криконденбары. Нефть в пласте недонасыщена газом, если пластовые условия соответствуют условиям в точке А'. Когда пластовое давление соответствует давлению в точке L, в пласте углеводороды находятся в двухфазном состоянии. Газовая фаза обычно залегает в виде газо- вой шапки, находящейся в равновесии (в условиях точки росы) с под- стилающей нефтью, а жидкость (прилегающая к шапке) — в условиях начала кипения. Как уже отмечалось, в зависимости от состава газа и нефти, пластового давления и температуры, а также геологических условий залегания газ в шапке может быть сухим, жирным или кон- денсатным. В последнем случае месторождение является нефтегазо- конденсатным. В связи с увеличением глубин залегания месторожде- ний нефти и газа, вовлекаемых в эксплуатацию, число нефтяных месторождений с газоконденсатной шапкой непрерывно повышается.
|