Составы нефти и газа после второй ступени сепарации

Компо-ненты	Молярный состав смеси на входе в сепаратор	Константы равновесия при р=0,1 МПа	Молярный состав, %
жидкости	газа
расчетный	откоррект.	расчетный	откоррект.
СH4	0,0307		0,27	0,27	47,30	47,30
C2H6	0,0083		0,31	0,32	9,03	9,03
C3H8	0,0333		2,35	2,36	18,81	18,81
i-C4H10	0,0440	2,8	3,97	3,97	11,13	11,11
C4H10	0,0425	2,0	4,01	4,01	8,02	8,0
i-C5H12	0,0241	0,8	2,44	2,44	1,95	1,95
C5H12	0,0346	0,6	3,54	3,54	2,13	2,1
C6H14	0,0904	0,18	9,50	9,50	1,71	1,7
C7H16	0,6921		73,59	73,59
высшие
	∑1,0000		∑99,98	∑100,00	∑101,37	∑100,00

Молярные массы нефти и газа на I и II ступенях сепарации, рассчитанные по (1.8), представлены в таблице 1.22.

 

Таблица 1.22.

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.

Составы нефти и газа по ступеням сепарации

Компоненты	Массовый состав, %
пластовой нефти	после I ступени	после II ступени
нефти	газа	нефти	газа
СH4	2,65	0,24	71,22	0,01	22,26
C2H6	0,33	0,13	6,19	0,03	7,97
C3H8	1,01	0,69	10,13	0,40	24,32
i-C4H10	0,54	1,19	5,35	1,00	18,4
C4H10	1,26	1,15	4,11	1,00	13,64
i-C5H12	0,81	0,82	0,93	0,76	4,13
C5H12	1,15	1,17	1,15	1,12	4,44
C6H14	3,85	3,61	0,92	3,61	4,30
C7H16	88,40	91,59		92,07
+высшие
	∑100,00	∑100,00	∑100,00	∑100,00	∑100,00

 

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.

Так как молярная масса получающегося газа равна

= 0,5144∙16,04 +... + 0,0038∙86,17 = 31,5 кг/кмоль,

а конденсата

= 0,0155∙16,04 +... + 0,162∙86,17 = 62,66 кг/кмоль,

то количество конденсата, образующегося в сепаратор, будет

 

4217,6∙62,66∙0,083 = 21,93 т/сут,

и, соответственно, газа

4217,6∙31,5∙0,917 = 121,83 т/сут.

 

Сумма 121,83 + 21,93 = 143,76 < 143,82 на 0,06 вследствие округления при расчете.

Полученный газ содержит еще много пропан-бутановых фракций и поэтому охлаждение его только до 10 ^оС недостаточно.

Результаты предоставлены в таблице 1.24.

Таблица 1.24

Составы конденсата и газа после компримирования при 0,5 МПа и охлаждении до 10^оС

Компоненты	Константы равновесия	Молярный состав, %
конденсата	газа
расчетный	откоррект.	расчетный	откоррект.
СH4	33,0	1,56	1,55	51,44	51,44
C2H6	5,0	1,93	1,95	9,67	9,67
C3H8	1,3	14,75	14,75	19,18	19,18
i-C4H10	0,45	22,42	22,45	10,09	10,09
C4H10	0,35	19,80	19,80	6,93	6,93
i-C5H12	0,11	10,61	10,60	1,17	1,17
C5H12	0,09	12,69	12,70	1,14	1,14
C6H14	0,024	16,19	16,20	0,39	0,38
Сумма		99,95	100,00	100,01	100,00

 

Задание для самостоятельной работы по теме 1.7

Задача 1.22

Рассчитать равновесные составы нефти и газа для газожидкостной смеси, поступающей в сепаратор при заданном давлении и температуре,если известен состав пластовой нефти (мольн.%).Определить количетво получающихся нефти и газа при заданном расходе сырья, и известной молекулярной массе нелетучего осадка.

Таблица1.25

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

Плотность пластовой воды, кг/м^3

Плотность нефти, кг/м^3

Содержание чистой воды, %

36,8

Минерализация обусловлена

NaCl

NaCl

NaCl

NaCl

NaCl

NaCl

NaCl

NaCl

NaCl

NaCl

Параметр

Варианты

Плотность пластовой воды, кг/м^3

Плотность нефти, кг/м^3

Содержание чистой воды, %

Минерализация обусловлена

NaCl

NaCl

NaCl

NaCl

NaCl

NaCl

NaCl

NaCl

NaCl

NaCl

Параметр	Варианты
Плотность пластовой воды, кг/м^3
Плотность нефти, кг/м^3
Содержание чистой воды, %
Минерализация обусловлена	CaCl2	CaCl2	CaCl2	CaCl2	CaCl2	CaCl2	CaCl2	CaCl2	CaCl2	CaCl2

Таблица2.3

Исходные данные к задаче 2.2

Параметр	Варианты
Плотность эмульсии, кг/м^3
Плотность нефти, кг/м^3
Плотность пластовой воды, кг/м^3
Минерализация обусловлена	NaCl	NaCl	NaCl	NaCl	NaCl	NaCl	NaCl	NaCl	NaCl	NaCl

 

Параметр

Варианты

Плотность эмульсии, кг/м^3

Плотность нефти, кг/м^3

Плотность пластовой воды, кг/м^3

Минерализация обусловлена

CaCl2

CaCl2

CaCl2

CaCl2

CaCl2

CaCl2

CaCl2

CaCl2

CaCl2

CaCl2

Параметр

Варианты

Плотность эмульсии, кг/м^3

Плотность нефти, кг/м^3

Плотность пластовой воды, кг/м^3

Минерализация обусловлена

CaCl2

CaCl2

CaCl2

CaCl2

CaCl2

CaCl2

CaCl2

CaCl2

CaCl2

CaCl2

Параметр

Варианты

Плотность эмульсии, кг/м^3

Плотность нефти, кг/м^3

Плотность пластовой воды, кг/м^3

Минерализация обусловлена

CaCl2

CaCl2

CaCl2

CaCl2

CaCl2

CaCl2

CaCl2

CaCl2

CaCl2

CaCl2

 

Таблица2.4

Исходные данные к задаче 2.3

Параметр	Варианты
Дебиты скважин, м^3/сут Q1 Q2 Q3 Q4 Q5
Обводненность продукции, % W1 W2 W3 W4 W5	0,48 0,39 0,27 0,30 0,12	0,90 0,70 0,30 0,20 0,60	0,20 0,28 0,32 0,35 0,70	0,32 0,24 0,29 0,40 0,80	0,90 0,20 0,40 0,30 0,10	0,20 0,37 0,15 0,80 0,70	0,30 0,40 0,50 0,45 0,80	0,24 0,18 0,35 0,47 0,12	0,88 0,76 0,72 0,30 0,90	0,80 0,60 0,40 0,50 0,70
Плотность нефти, кг/м^3
Плотность пластовой воды, кг/м^3