Фазовые состояния углеводородных систем и расчеты разгазирования нефти.

Фазовые состояния углеводородных систем и расчеты разгазирования нефти.

 

Давление и температура в системе сбора и подготовки продукции добывающих скважин непрерывно изменяются, что сопровождается фазовыми превращениями: разгазированием нефти, кристаллизацией парафина, выпадением солей в сложных гидродинамических условиях. Фазовые превращения происходят при отделении нефти и конденсата от их паров в сепараторах, при хранении нефти и конденсата в резервуарах, при образовании и разложении кристаллогидратов углеводородных газов.

Сжатие и охлаждение углеводородных газов при компрессионных методах переработки газа и его транспорте сопровождается фазовыми переходами. Фазовые переходы имеют место при выветривании сырого бензина или конденсата в емкостях.

Если скорость установления термодинамического равновесия между фазами смеси значительно превышает скорость изменения давления или температуры, паровая и жидкая фазы находятся в термодинамическом равновесии.

В такой системе все же возможен переход вещества из одной фазы в другую: в условиях термодинамического равновесия происходит равновесный массообмен компонентов между фазами, т.е. количество каждого компонента, перешедшего из первой фазы во вторую за данный промежуток времени равно количеству компонента, перешедшему из второй фазы в первую за тот же промежуток времени.

В замкнутом объеме при термодинамическом равновесии масса или число молей каждого компонента в системе остаются неизменными.

В условиях термодинамического равновесия при невысоких давлениях (до 1МПа) и температурах справедливо уравнение Дальтона-Рауля о равенстве парциальных давлений компонентов в паровой и жидкой фазах:

 

(1.78)

 

где N_iv, N_iL - молярные концентрации i- го компонента в паровой и жидкой фазах соответственно;

P - давление паров смеси;

Q_i - упругость насыщенных паров i-го компонента в чистом виде при заданной температуре системы.

Давление паров смеси над жидкостью в условиях термодинамического равновесия складывается из парциальных давлений компонентов, входящих в жидкость:

 

(1.79)

 

Таким образом, из уравнения равновесия (1.78) следует, что распределение углеводородов между фазами двухфазной равновесной системы протекает в соответствии с упругостью насыщенных паров углеводородов и их молярными концентрациями.

При нарушении равновесия в системе вследствие изменения температуры или давления начинается перераспределение углеводородов между фазами, которое происходит до тех пор, пока парциальные давления каждого компонента в паровой и жидкой фазах не сравняются.

Углеводороды, обладающие при данной температуре упругостью насыщенных паров Q большей, чем общее давление Р системы, будут иметь более высокую концентрацию в паровой фазе, чем в жидкой и наоборот, углеводороды с давлением насыщенных паров меньшим, чем давление паров смеси, будут иметь более высокую концентрацию в жидкой фазе, чем в паровой. Следовательно, состояние углеводород, находящихся в смеси, определяется не только давлением и температурой, но еще и составом фаз.

Используя законы Рауля и Дальтона-Рауля, зная температуру и давление, при которых находится смесь, по концентрации компонента в одной фазе можно найти его концентрацию в другой. (См. задачи по курсу 'Физика пласта').

Такое решение, при котором определяются только составы паровой и жидкой фаз, не позволяют определить молярные доли паровой и жидкой фаз а, следовательно, рассчитать материальный баланс работы сепараторов, конденсаторов, испарителей, разделительных колонн, процессов сжатия и охлаждения углеводородных газов.

 

Типовые задачи

Типовая задача 1.21

Рассчитать равновесные составы нефти и газа в газожидкостной смеси, поступающей в сепаратор при давлении 0,3 МПа и температуре 38 ⁰С, если известен состав пластовой нефти (молярные доли): азот – 0,001, метан – 0,3298, этан – 0,0345, пропан – 0,0702, изобутан – 0,019, бутан – 0,0467, изопентан – 0,0166, пентан – 0,0249, гексан + высшие – 0,083 и нелетучая часть – 0,3743.

 

Решение:

По таблицам из Приложения определить константы фазового равновесия при давлении 0,3 МПа и температуре 38 ^оС.

Для заданного состав смеси при известных константах фазового равновесия по уравнению (1.89) найти молярную долю N_V газообразной фазы в смеси, а по уравнениям (1.86) и (1.87) рассчитать, соответственно, составы равновесных жидкости (N_iV) и газа (N_iL).

Для этого задаемся произвольными молярными долями газообразной фазы в смеси. Например, первое приближение N_V = 0,5. Затем, используя данные о составе смеси, рассчитывают значение левой части уравнения (1.89). В результате вычислений, при молярных долях газообразной фазы в смеси N_V = 0,5; 0,4;0,475; 0,47; 0,46; 0,465; 0,4655; 0,467; 0,466 получены соответственно следующие значения левой части уравнения 0,0;

-0,1074; 0, 2151; -0,0284; -0,0126; 0,0191; 0,0032; 0,0017; -0,0042; 0,000077.

Принимаем как окончательное значение N_V = 0,466.

Так как исходный состав пластовой нефти, как правило, содержит погрешность, то при решении (1.89) вполне можно ограничиться приближением, при котором абсолютная величина значения правой части уравнения (1.89) отличается от нуля не более, чем на 0.003, что позволяет сократить объем вычислительной работы.

Результаты расчета равновесных составов газообразной и жидкой фаз по (1.86) и (1.87) представлены в таблице 1.18.

Расчет количества образовавшихся фаз показан в типовой задаче 1.23

Таблица1.18

Равновесные составы смеси нефти и газа при 0,3 МПа и 38 ^оС

Компо-ненты	Молярные составы нефти и газа при различных приближениях
Nv = 0.465	Nv = 0.466	Nv = 0.467
Nil	Niv	Nil	Niv	Nil	Niv
N2	8∙10^-6	0,0021	8∙10^-6	0,0021	8∙10^-6	0,0021
CH4	0,011	0,6965	0,011	0,6952	0,0109	0,6937
C2H6	0,0052	0,0682	0,0052	0,0681	0,0052	0,068
C3H8	0,0296	0,1169	0,0296	0,1168	0,0295	0,1166
i-C4H10	0,0148	0,0238	0,0148	0,0238	0,0148	0,0238
C4H10	0,0431	0,0508	0,0431	0,0508	0,0431	0,0508
i-C5H12	0,0218	0,0107	0,0218	0,0107	0,0218	0,0107
C5H12	0,0343	0,0141	0,0343	0,0141	0,0344	0,0141
C6H14	0,1394	0,0181	0,1396	0,0181	0,1398	0,0182
C7H16+	0,6996		0,7009		0,7023
Итого	0,9988	1,0013	1,0003	0,9997	1,0018	0,998

Таблица1.19

Пример оформления решения задачи на расчет фазового равновесия нефть-газ в EXCEL:

Компо- ненты	Молярный состав пластовой нефти, Ni(L+V)	Молекулярная масса компонентов, г/моль	Константы равновесия при Р=0,6 МПа, t=20 ^ОС	Молярный состав продуктов сепарации	бор NV
Нефть, NiL	Газ, NiV
СН4	0,2671			0,034706	0,867658	0,8329522
С2H6	0,0182			0,006731	0,047120	0,0403889
С3Н8	0,0375		1,4	0,033735	0,047229	0,0134941
i-C4H10	0,0152		0,56	0,017327	0,009703	-0,007624
n-C4H10	0,0352		0,38	0,042562	0,016173	-0,026389
i-C5H12	0,0183		0,16	0,023901	0,003824	-0,020077
n- C5H12	0,0262		0,12	0,034460	0,004135	-0,030326
C6H14	0,0729		0,04	0,099568	0,003982	-0,095586
C7+ ВЫСШИЕ	0,5074			0,703744		-0,703745
				0,996738	0,999827	0,0030892
	Сумма = 1					NV = 0,279
						NL = 0,721

 

Продолжение таблицы расчетов1.19

 

Молеку- лярная масса смеси, Мсм	Число молей исходной смеси, nсм	Число молей нефти, nн	Число молей газа, nг	Молеку-лярная масса нефти, Мн	Молеку-лярная масса газа, Мг	Количест- во нефти, Gн, т/сут	Количест- во газа, Gг, т/сут	Заданный расход смеси,т/сут
4,27				0,55	13,88
0,54				0,20	1,41
1,65				1,48	2,08
0,88				1,00	0,56
2,04				2,47	0,94
1,32				1,72	0,27
1,87				2,48	0,29
6,26				8,56	0,34
126,85				175,93
145,71				194,43	19,8	115450,8	4549,2

 

Типовая задача 1.22

Рассчитать молярные и массовые доли нефти и газа при двухступенчатой дегазации пластовой нефти. Температура дегазации 20 ⁰С. Давление на первой ступени 0,6 МПа, на второй 0,1 МПа. Состав пластовой нефти: метан 0,2695; этан 0,0180; пропан 0,0375; изобутан 0,0152; бутан 0,0352; изопентан 0,0183; пентан 0,026; гексан 0,0729; гептан+высшие 0,5074. Молярная масса фракции гептан+высшие 284 кг/кмоль.

 

Решение:

Решение задачи аналогично предыдущей (табл.1.20).

Константы фазового равновесия при давлении 0,6 МПа рассчитывают (см. приложение) квадратичной интерполяцией (см. предыдущую задачу).

Молярную массу пластовой нефти рассчитывают по формуле

,

где n - число компонентов;

N_i(L+V) - молярная доля i-го компонента в смеси;

М_i - молярная масса i-го компонента, кг/кмоль.

Результат решения уравнения (1.89), необходимый в дальнейшем для расчета составов и равновесного газа, при молярных долях газообразной фазы в смеси N_V = 0,5; 0,25; 0,3; 0,28; 0,285; 0,283; 0,284 соответственно дает следующие значения левой части уравнения: -0,7212; 0,1393; -0,0631; 0,0134; -0,0062; 0,0016;таблица 1.20. Составы нефти и газа на первой ступени сепарации

Таблица1.20

Компо- ненты	Молярн. состав пластовой нефти	Молярн. масса, кг/кмоль	Константы равновесия при р =0,6 МПа, t=20 ^0С	Молярный состав, %
жидкости	газа
Расчет-ный	Откор- ректир.	Расчет-ный	Откор- ректир.
СH4	0,2695	16,04	28,5	3,07	3,07	87,46	87,46
C2H6	0,0180	30,07	5,1	0,83	0,83	4,25	4,05
C3H8	0,0375	44,09	1,45	3,33	3,33	4,82	4,52
i-C4H10	0,0152	58,12	0,48	4,40	4,40	2,11	1,81
C4H10	0,0352	58,12	0,39	4,25	4,25	1,66	1,39
i-C5H12	0,0183	72,15	0,145	2,41	2,41	0,35	0,25
C5H12	0,0260	72,15	0,119	3,46	3,46	0,41	0,31
C6H14	0,0729	86,17	0,031	10,04	9,04	0,31	0,21
C7H16	0,5074			70,77	69,21
высшие
нефть	∑1,0000			∑102,56	∑100,00	∑101,37	∑100,00

 

Так как значение левой части (1.89) при N_V = 0,283 удовлетворяет неравенству |0,0016| < |0,003| (см. задачу), то молярная доля газообразной фазы на первой ступени дегазации пластовой нефти при давлении 0,6 МПа и температуре 20 ⁰С может быть принята равной 0,283.

Необходимость корректировки состава нефти и равновесного газа вызвана неточностью решения (1.89). При корректировке учитывают следующее. Из-за некоторой неравновесности разгазирования нефти в сепараторах фактический состав жидкости более обогащен легкими углеводородами по сравнению с рассчитанным равновесным составом. Поэтому корректируют в составе жидкости только доли тяжелых компонентов, а в составе газа доли всех компонентов тяжелее метана в сторону уменьшения.

Пренебрегая захватом пузырьков газа жидкостью на первой ступени сепарации, принимают за исходный состав нефти на второй (последней) состав жидкости на первой ступени (1.21)

Составы жидкой и газообразной фаз рассчитывают по (1.86) и (1.87) после решения уравнения (1.89) при последовательных приближениях молярных долей газообразной фазы в смеси N_V = 0,5; 0,1; 0,005; 0,076; 0,06; 0,059; 0,0595 и соответствующих значений левой части его: -1,3345; -0,2748; 0,1082; -0,1292; -0,0041; 0,0058; 0,00079.

Корректировку расчетных составов нефти и попутного газа проводят аналогично корректировке составов после первой ступени сепарации.

Таблица 1.21

Молярные массы нефти и газа

Нефть и газ I и II ступеней	Молярная масса, кг/моль
Нефть:
пластовая
после I ступени сепарации
после II ступени сепарации
Газ
после I ступени сепарации	19,7
после II ступени сепарации	34,1

 

В окончательном виде составы нефти и газа при двухступенчатой дегазации пластовой нефти при 20 ⁰С с давлением на первой ступени 0,6 МПа, а на второй 0,1 МПа представлены в таблице1.23 Как видно из табл.1.23, газ после первой ступени сепарации содержит всего 12,46% компонентов тяжелее пропана. Газ же после второй ступени сепарации содержит таких компонентов 45,45%, т.е. в 3,6 раза больше. Так как газ после второй ступени содержит почти половину жирных компонентов, его необходимо направлять на дополнительную обработку.

 

Таблица 1.23.

Типовая задача 1.23

Газ концевых ступеней сепарации в количестве 143,82 т/сут сжимается до давления первой ступени сепарации 0,5 МПа и охлаждается в воздушном холодильнике до 10 ⁰С, затем поступает в сепаратор для отделения конденсата от газообразной фазы.

Молярный состав газа концевых ступеней сепарации принять следующим (%): метан 47,3, этан 9,03, пропан 18,81, изобутан 11,11, бутан 8,0, изопентан 1,95, пентан 2,1, гексан 1,7.

Определить составы газа и конденсата после компримирования и охлаждения. Найти количество получающегося конденсата.

 

Решение:

Решение задачи сводится к решению уравнения фазовых равновесий (1.89) и затем уравнений (1.86), (1.87). Константы фазового равновесия определяют по номограммам или таблицам.

Решения уравнения (1.89) при последовательных приближениях молярных долей газообразной фазы смеси N_V = 0,5; 0,99; 0,9; 0,9; 0,92; 0,91; 0,917 равны соответственно значениям левой части этого уравнения: 0,7998; -0,5308; 0,0553; -0,1440; -0,01010; 0,0243; 0,00059.

Если значение левой части уравнения (1.89) по абсолютной величине меньше 0,003, то поиски решения заканчиваются, а молярная доля газообразной фазы, при которой получено такое отличие левой части от нуля, используется в дальнейших расчетах.

Всего в сепаратор поступает 143,82 т/сут смеси углеводородов, молярная масса которых равна:

=0,473∙16,04+…+0,017∙86,17= 34,1 кг/моль,

где r - число углеводородов в смеси.

Из всего количества молей смеси углеводородов

 

m/M_см = 143,82/34,1∙10 ³ = 4217,6 кмоль/сут

 

0,917 составляет газ и 0,083 – соответственно, конденсат.

Исходные данные к задаче1.22

Состав смеси, % мольн.	Варианты
СН4	32,55	24,42	17,26	27,37	27,45	36,01	38,30	39,58	50,35	17,26
С2H6	0,38	1,22	3,24	2,36	3,89	0,30	9,61	0,27	13,20	3,24
С3Н8	0,72	2,67	6,82	5,00	8,01	0,32	7,99	0,22	7,29	6,82
i-C4H10	1,16	1,68	1,36	2,01	1,78	0,64	0,86	0,62	1,35	1,36
n-C4H10	0,82	3,56	4,17	3,86	5,70	0,12	3,94	0,13	3,36	4,17
i-C5H12	1,29	1,96	1,65	1,98	2,09	0,22	1,27	0,27	1,22	1,65
n- C5H12	0,53	2,65	2,58	2,38	3,53	0,06	2,48	0,08	1,78	2,58
C6H14	3,47	5,22	4,42	5,27	5,66	1,56	3,20	0,76	2,48	4,42
C7+ ВЫСШИЕ (нелетучий остаток)	59,08	56,62	58,50	49,77	41,89	60,77	32,35	58,07	18,97	58,50
Молекулярная масса остатка
Расход сырья, т/сут
Условия сепарации:
давление, МПа	0,3	0,2	0,4	0,6	0,7	0,5	0,4	0,5	0,6	0,7
температ., ^оС

 

Состав смеси, % мольн.	Варианты
СН4	21,43	12,71	21,43	26,7	27,4	26,2		39,6	33,5	12,98
С2H6	0,66	3,35	0,66	1,5	2,36	2,17	0,84	0,3	8,2	3,35
С3Н8	3,46	8,48	3,46	1,9	5,99	5,3	2,53	0,2	10,6	8,48
i-C4H10	1,80	2,24	1,8	1,6	2,01	1,6	1,41	0,6	2,1	2,24
n-C4H10	5,50	6,39	5,5	1,9	3,88	4,2	2,56	0,6	6,8	6,39
i-C5H12	2,94	2,33	2,94	5,1	7,23	6,5	6,12	1,0	7,0	2,33
n- C5H12	4,65	3,69	4,65	4,9	7,68	7,4	5,72	4,1	6,3	3,69
C6H14	-	0,27	-	-	-	-	-	-	-	-
C7+ ВЫСШИЕ (нелетучий остаток)	59,55	60,54	59,56	56,4	43,45	46,63	46,82	53,6	25,5	60,54
Молекулярная масса остатка	223,6	222,6	223,6							222,6
Расход сырья, т/сут
Условия сепарации:
давление, МПа	0,1	0,1	0,1	0,6	0,4	0,9	0,5	0,5	0,6	0,1
температ., ^оС

 

 

Состав смеси, % мольн.	Варианты
СН4	21,44	28,72	33,14	34,45	28,37	28,48	24,75	26,8	34,49	36,32
С2H6	0,66	2,72	0,38	0,84	2,36	3,89	1,22	1,71	8,24	0,3
С3Н8	3,46	6,37	0,72	2,08	5,0	8,21	2,67	5,33	10,57	0,32
i-C4H10	1,80	1,65	1,16	1,41	2,01	1,78	1,68	1,55	2,12	0,64
n-C4H10	5,50	4,9	0,82	2,56	3,88	5,7	3,56	4,15	6,77	0,12
i-C5H12	2,94	1,84	1,29	1,72	1,98	2,09	1,96	1,73	1,9	0,22
n- C5H12	4,65	2,83	0,53	1,78	2,38	3,53	2,65	2,46	2,94	0,06
C6H14	-	8,42	3,47	4,4	5,27	5,66	5,22	4,74	4,13	1,56
C7+ ВЫСШИЕ (нелетучий остаток)	59,58	42,56	58,49	50,76	48,75	40,66	56,29	51,53	28,84	60,46
Молекулярная масса остатка
Расход сырья, т/сут
Условия сепарации:
давление, МПа	0,3	0,4	0,5	0,6	0,7	0,8	0,3	0,4	0,5	0,55
температ., ^оС			-15		-10				-5	-20

 

Состав смеси, % мольн.	Варианты
СН4	35,02	40,1	27,49	17,69	38,82	40,64	52,42	21,44	12,98	33,5
С2H6	1,5	0,27	1,48	3,24	0,65	9,61	13,2	0,66	3,35	8,2
С3Н8	3,15	0,22	1,94	6,82	0,98	7,9	7,29	3,46	8,48	10,6
i-C4H10	1,34	0,62	0,85	1,36	0,72	0,86	1,35	1,80	2,24	2,1
n-C4H10	3,43	0,13	1,93	4,17	0,3	3,94	3,36	5,50	6,39	6,8
i-C5H12	1,76	0,27	1,42	1,65	0,33	1,27	1,22	2,94	2,33	7,0
n- C5H12	2,43	0,08	1,55	2,58	0,19	2,48	1,78	4,65	3,69	6,3
C6H14	4,71	0,76	3,67	4,42	1,37	3,2	2,48	-	-	-
C7+ ВЫСШИЕ (нелетучий остаток)	46,66	57,55	59,67	58,07	56,64	30,1	16,9	59,55	60,54	25,5
Молекулярная масса остатка								223,6	222,6
Расход сырья, т/сут
Условия сепарации:
давление, МПа	0,6	0,5	0,7	0,3	0,4	0,8	0,8	0,1	0,7	0,5
температ., ^оС	-5			-15		-10	-20

 

НЕФТЯНЫЕ ЭМУЛЬСИИ

 

Продукция скважин представляет собой смесь газа, нефти и воды. Вода и нефть при перемешивании образуют механическую смесь водо- нефтяную эмульсию, причем количественное соотношение воды и нефти в процессе разработки месторождения может меняться в широких пределах.

Эмульсия - это смесь дисперсных частиц, которые образуются под влиянием затраченной энергии. Большинство исследователей считает, что в пластовых условиях диспергирование газо-водо-нефтяных систем исключается. Глубинные пробы жидкости, отобранные у забоя скважины, как правило состоят из безводной нефти и воды.

При подъеме нефти и понижении давления газ выделяется с такой энергией, что ее уже достаточно для диспергирования капель пластовой воды. Но наиболее устойчивые нефтяные эмульсии образуются при механическом способе, компрессорном способе добычи нефти, когда в качестве рабочего агента применяется воздух

Эмульсией называется такая система двух взаимно нерастворимых жидкостей (или не вполне растворимых), в которых одна содержится в другой во взвешенном состоянии в виде огромного количества микроскопических капель (глобул) исчисляемых триллионами на

 

Нефтяные эмульсии характеризуются следующими свойствами:

I. Дисперсность - т.е. степень раздробленности.

Дисперсионность является основной характеристикой эмульсии и характеризуется тремя величинами (параметрами):

1. d_к - диаметр капли

2. 1/d_к - обратная величина диаметру капли (дисперсность)

3. S_уд - удельная межфазная поверхность

 

II. Вязкость эмульсии – не аддитивное свойство.

 

μ_э ≠ μ_н + μ_в (2.5)

 

где μ_н - абсолютная вязкость нефти;

μ_в - абсолютная вязкость воды.

, (2.6)

 

а измеряемая вязкость μ* называется кажущейся.

d_к может быть самым разнообразным и колебаться в пределах от 0,1 до 100мк (микрон) 10^-5–10^-2 см.

Эмульсии могут быть:

1. монодисперсные, состоящие из d_к одинакового диаметра,

2. полидисперсные, микрогетерогенные системы, видны в микроскоп,

3. коллоидные, ультрамикрогетерогенные системы.

Для оценки вязкости используются различные эмпирические формулы:

(2.7)

(2.8)

где μ_э - вязкость эмульсии;

μ - внешняя вязкость;

ε - отношение объема диспергированного вещества к общему объему.

III. Плотность эмульсии - функция почти аддитивная и потому определяется относительно легко (на основании структурно молекулярной особенности молекул).

(2.9)

где g - содержание Н₂О и растворимых солей в эмульсии, %:

(2.10)

 

где g_o - содержание чистой воды,%;

X - содержание растворимых солей в воде, %.

IV. Электрические свойства эмульсии. И нефть и вода, хорошие диэлектрики, (φ - удельная электропроводность). Дана в таблицах. Электропроводность нефтяных эмульсий обусловлена не только количественным содержанием Н₂О, нефти дисперсностью и количественным содержанием кислот и солей.

V. Устойчивость - способность в течении некоторого времени не разрушаться и не разделятся на нефть и воду.

 

Типовые задачи

Типовая задача 2.1

Пластовая вода плотностью 1086 кг/м³ и нефть плотностью 840 кг/м³ при добыче образуют эмульсию. Рассчитать плотность эмульсии, если известно, что она содержит 45% чистой воды, а минерализация обусловлена NaCl или CaCl₂.

 

Решение

Плотность эмульсии определяется по формуле

Исходя из плотности пластовой воды по таблице находим соответствующее содержание растворенных солей Х, %:

при ρ_в = 1086 кг/м³ Х = 12%

Рассчитываем содержание воды и растворенных солей в эмульсии:

,

Плотность эмульсии:

 

Типовая задача 2.2

Рассчитать содержание чистой воды в нефтяной эмульсии, если плотность эмульсии равна 980 кг/м³, плотность воды 1197 кг/м³, а минерализация обусловлена NaCl или CaCl₂.

 

Решение:

Содержание воды в нефтяной эмульсии определяется по формуле:

Исходя из плотности пластовой воды по таблице 2.1 из Приложения [ ] находим соответствующее содержание растворенных солей Х в %

при ρ_в = 1197 кг/м³ Х = 26%

Рассчитываем содержание чистой воды в эмульсии:

,

 

ПРИЛОЖЕНИЕ К РАЗДЕЛУ 2

Таблица2.1

Плотность растворов неорганических солей

NaCl(20*)	CaCl2 (20*)
Х, %	ρ, кг/м^3	Х, %	ρ, кг/м^3
	1005,3		1007,0
	1012,5		1014,8
	1026,8		1031,6
	1041,3		1048,6
	1055,9		1065,9
	1070,7		1083,5
	1085,7		1101,5
	1100,9		1119,8
	1116,2		1138,6
	1131,9		1157,8
	1147,8		1177,5
	1164,0		1228,4
	1180,4		1260,3
	1197,2		1281,6
-	-		1337,3
-	-		1395,7

 

Типовая задача 2.3

В сборный коллектор после первой ступени сепарации дожимными насосами перекачивается обводненная продукция L скважин с дебитами Q_j, м³/сут (в условиях сборного коллектора). Массовая обводненность продукции каждой j-той скважины в условиях сборного коллектора составляет W_j. Известны значения плотности нефти ρ_н и воды ρ_в после дожимных насосов.

Найти:

· массовую долю воды в смеси продукций всех скважин (массовую обводненность);

· плотность эмульсии в сборном коллекторе (плотность смеси эмульсий всех скважин).

 

Решение:

1. Определение массовой обводненности смеси продукции скважин.

Известно, что массовая доля компонента в смеси g_i – это отношение массы i-го компонента к суммарной массе смеси L компонентов (1.1).

 

1≤ i≤ L.

В частном случае, массовая доля воды в водонефтяной эмульсии W -это отношение массы воды в эмульсии к массе водонефтяной эмульсии:

, (2.18)

 

где m_э – масса водонефтяной эмульсии, кг,

 

m_э = m_в + m_н, (2.19)

 

где m_н - масса нефти в эмульсии, кг.

Исходя из уравнений (1.1) и (2.18), можем записать:

. (2.20)

Из уравнения (2.18) следует, что масса воды в продукции j-той скважины равна:

 

m_вj = W_j∙m_эj. (2.21)

 

Тогда уравнение (2.20) примет вид:

(2.22)

Зная дебит скважины, массу эмульсии j-той скважины можно рассчитать по уравнению:

 

m_эj = Q_j ∙ρ_эj ∙t, (2.23)

где t - время, с.

Учтем, что плотность эмульсии - это

. (2.24)

 

Подставляем уравнения (2.23) и (2.24) в уравнение (2.22):

 

После преобразований получаем:

. (2.25)

Подставляем числовые значения из условия задачи, получим:

 

W_см = 0,0645 / 0,3996 = 0,16

2. Определение плотности эмульсии в сборном коллекторе.

По определению, плотность смеси веществ - отношение массы к объему этой смеси:

. (2.26)

По этому определению и условиям задачи можем записать:

(2.27)

Зная дебит скважины, объем эмульсии j-той скважины можно рассчитать по уравнению:

 

V_эj = Q_j∙t (2.28)

 

Подставив (2.23) и (2.28) в (2.27), получим:

(2.29)

 

С учетом выражения (2.24) для плотности эмульсии:

(2.30)

Подставляя значения параметров из условия задачи, получаем:

ρ_см = 357422,5 / 404 = 884,7 кг/м³

 

Задание для самостоятельной работы по теме 2

Задача 2.1

Пластовая вода известной плотностью и нефть известной плотностью при добыче образуют эмульсию. Рассчитать плотность эмульсии, если известно, скольков ней содержится чистой воды, а минерализация обусловлена NaCl или CaCl₂и выразить ее в размерности кг/м³. Результат вычислений округлить с точностью до десятых по правилам округления.

Исходные данные

 

Задача 2.2

Рассчитать содержание чистой воды в нефтяной эмульсии, если известна плотность эмульсии, плотность нефти и плотность воды, а минерализация обусловлена NaCl или CaCl₂ Результат вычислений округлить с точностью до десятых по правилам округления.

Исходные данные

 

Задача 2.3

В сборный коллектор после первой ступени сепарации дожимными насосами перекачивается обводненная продукция L скважин с дебитами Q_j, м³/сут (в условиях сборного коллектора). Массовая обводненность продукции каждой j-той скважины в условиях сборного коллектора составляет W_j. Известны значения плотности нефти ρ_н и воды ρ_в после дожимных насосов.

Найти:

· массовую долю воды в смеси продукций всех скважин (массовую обводненность);

· плотность эмульсии в сборном коллекторе (плотность смеси эмульсий всех скважин).

Исходные данные

Таблица 2.2

Исходные данные к задаче 2.1

Параметр	Варианты
Плотность пластовой воды, кг/м^3	1005,3	1101,5	1041,3	1177,5	1100,9	1031,6	1180,4	1228.4	1085,7	1014,8
Плотность нефти, кг/м^3
Содержание чистой воды, %
Минерализация обусловлена	NaCl	CaCl2	NaCl	CaCl2	NaCl	CaCl2	NaCl	CaCl2	NaCl	CaCl2

Параметр	Варианты