Фазовые состояния и превращения углеводородных систем

Размещено на http://www.allbest.ru//

Фазовые состояния и превращения углеводородных систем

В процессе разработки месторождений в пластах непрерывно изменяются давление, температура. Это сопровождается непрерывным изменением состава газовой и жидкой фаз и переходом различных углеводородов из одной фазы в другую. Особенно быстро такие превращения происходят при движении нефти по стволу скважины от забоя к устью.

Дальнейшее движение нефти и газа к потребителю также сопровождается непрерывными фазовыми превращениями. Закономерности фазовых переходов и фазовое состояние газонефтяных смесей при различных условиях необходимо знать для решения многих задач.

- Интенсивность выделения газовой фазы из нефти зависит от многих факторов, основными из которых являются:

- Темп снижения давления и температуры при движении нефтяного потока;

- Наличие в составе нефти лёгких углеводородов (С2-С6);

- Молекулярная масса нефти;

- Вязкость нефти.

Схема фазовых превращений однокомпонентных систем

Углеводородные газы, подобно всем индивидуальным веществам, изменяют свой объём при изменении давления и температуры. На рис. 5.1 представлена диаграмма фазового состояния для чистого этана. Каждая из кривых соответствует фазовым изменениям при постоянной температуре и имеет три участка. Слева от пунктирной линии отрезок соответствует газовой фазе, горизонтальный участок - двухфазной газожидкостной области, левый участок - жидкой фазе. Отрезок пунктирной линии вправо от максимума в точке С называется кривой точек конденсации (или точек росы), а влево от максимума - кривой точек парообразования (кипения). В точке С пунктирной линии кривые парообразования и конденсации сливаются. Эта точка называется критической.

С приближением температуры и давления к критическим значениям свойства газовой и жидкой фаз становятся одинаковыми, поверхность раздела между ними исчезает, и плотности их уравниваются. Следовательно, с приближением к критической точке по кривой начала кипения плотность жидкой фазы будет непрерывно убывать. Если же к ней приближаться по линии точек конденсации, то плотность пара будет непрерывно возрастать.

Рис. 5.1. Диаграмма фазового состояния чистого этана

Для индивидуальных углеводородов граничным давлением (при данной температуре) между жидкой и газовой фазой является давление упругости паров, при котором происходит конденсация или испарение. Обе фазы (жидкость и пар) при данной температуре присутствуют в системе только в том случае, если давление равно упругости насыщенного пара над жидкостью. Давление, при котором газ начинает конденсироваться, называется давлением насыщения для газа.

Фазовые превращения углеводородов можно также представить в координатах давление-температура (рис. 5.2). Для однокомпонентной системы кривая давления насыщенного пара на графике давление-температура является одновременно кривой точек начала кипения и линией точек росы. При всех других давлениях и температурах вещество находится в однофазном состоянии.

Фазовая диаграмма индивидуальных углеводородов ограничивается критической точкой С (рис. 5.2). Для однокомпонентных систем эта точка определяется наивысшими значениями давления и температуры, при которых ещё могут существовать две фазы одновременно.

Рис. 5.2. Диаграмма фазового состояния чистого этана в координатах Т-Р

Из рисунка 5.2 следует, что путём соответствующих изменений давления и температуры углеводороды можно перевести из парообразного состояния в жидкое, минуя двухфазную область. Газ, характеризующийся параметрами точки А (рис. 5.2), можно изобарически нагреть до температуры точки В, а затем, повысив давление в системе при постоянной температуре, перевести вещество в область точки D, расположенную выше критической точки С, и далее в область точки Е. Свойства системы при этом изменяются непрерывно, и разделения углеводорода на фазы не произойдёт. При дальнейшем охлаждении системы (от точки D до точки Е), а затем при снижении давления до точки F вещество приобретёт свойства жидкости, минуя область двухфазного состояния.

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. 5.3, а). С появлением в системе второго компонента большие различия появляются и в диаграммах "давление - температура" (рис. 5.3, б).

Рис. 5.3. 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 (Го) для нефтяных месторождений понятие газоконденсатный фактор (Ко) 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 (уi или Nyi) к мольной доле этого компонента в жидкой фазе (хi или Nxi), находящейся в равновесном состоянии с газовой фазой:

. (5.1)

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

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

. (5.2)

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

или , (5.3)

где Qi - упругость паров компонента;

Nxi - мольная доля компонента;

piнас. 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:

; (5.4)

Уравнения (5.4), 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: QС3Н8 - 9,2 атм, Qi-С4Н10 - 3,7 атм, Qn-С4Н10 - 2,8 атм.

Решение. Определим общее давление в системе:

P = ?(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 (5.4) и рассчитаем мольные доли компонентов газовой фазы:

Nyi = Nxi Qi / P > NС3Н8 = 0,2 9,2 / 4,35 = 1,84 / 4,35 = 0,423;

Ni-С4Н10 = 0,3 3,7 / 4,35 = 1,11 / 4,35 = 0,255;

Nn-С4Н10 = 0,5 2,8 / 4,35 = 1,4 / 4,35 = 0,332;

?Nyi = 0,423 + 0,255 + 0,332 = 1.

Уравнение:

P = ?(Nxi Qi) или P = ?(Nxi Рi нас.пара) (5.5)

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 (Vi, доли) газовой фазы: C3H8 - 0,6; i-C4H10 - 0,3; n-C4H10 - 0,10. Температура смеси 25°С.

Решение. Зная что Vi = Ni, а упругости паров компонентов (Qi) взятые из справочных данных равны: QС3Н8 - 9,2 атм, Qi-С4Н10 - 3,7 атм, Qn-С4Н10 - 2,8 атм, находим общее давление в системе:

P = ? (Nxi / Nyi Qi), ? Nxi = 1,

P = 1/ ? (Nyi / Qi) = 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:

NxС3Н8 = NyС3Н8 P / QС3Н8 = 0,6 5,5 / 9,2 = 0,065 5,5 = 0,357,

Nxi-С4Н10 = Nyi-С4Н10 P / Qi-С4Н10 = 0,3 5,5/3,7 = 0,81 5,5 = 0,455,

Nxn-С4Н10 = Nyi-C4H10 P / Qn-C4H10 = 0,1 5,5 / 2,8 = 0,036 5,5 = 0,198,

? Nxi = 1 = 0,357 + 0,455 + 0,198.

Уравнение:

P = 1/ ?(Nyi / Qi) или P = ?(Nxi Рi нас.пара) (5.6)

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 (5.4), начала однократного испарения (5.5), начала конденсации (5.6) 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:

, (5.7)

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

Оценить состав газовой (Nyi) и жидкой (Nxi) фаз можно на основе уравнения материального баланса, записанного для одного моля нефтегазовой смеси (Nzi):

, (5.8)

где L - мольная доля жидкой фазы;

V - мольная доля паровой фазы;

Nzi - мольные доли компонентов в нефтегазовой смеси.

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

V=1 - L. (5.9)

Используя уравнения (5.8) и (5.9) получим выражение для оценки мольной доли компонента жидкой фазы:

, (5.10)

или

, (5.11)

и для оценки мольной доли компонента газовой фазы:

. (5.12)

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: Nzi, доли Кpi

фаза углеводородный многокомпонентный равновесие

C1 0,3396 61

С2 0,0646 9

С3 0,0987 2,2

?С4 0,0434 0,61

?С5 0,032 0,157

?С6 0,03 0,035

?С7 0,3917 0,0032

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

Найти: Nxi, Nyi.

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 (5.8) 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.

Размещено на Allbest.ru