Определение констант фазового равновесия по данным исследования глубинных проб нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

Определение констант фазового равновесия по данным исследования глубинных проб нефти

С.А. Леонтьев

Фазовые превращения флюидов наблюдаются как при их фильтрации в пласте, что обуславливает характер вытеснения одного флюида другим, так и при движении смеси в скважинах и наземном промысловом оборудовании. При этом условия движения флюидов определяются количеством газа, выделяющегося из нефти при снижении давления. Это количество связано с фазовыми равновесиями в системе нефть - газ. Переход углеводородных систем из однофазного состояния в двухфазное сопровождается не только выделением новой фазы, но и непрерывным изменением компонентного состава газовой и жидкой фаз. При расчете компонентного состава как жидкой, так и газовой фазы используется константа фазового равновесия (коэффициент распределения), которая определяет распределение компонента нефти между паровой и жидкой фазами в условиях термодинамического равновесия системы. Множество существующих методов определения констант фазового равновесия вносит некоторые трудности с выбором способа их расчета, что в конечном итоге приводит к недостаточной достоверности технологических расчетов.

Расчетный метод определения констант фазового равновесия состоит в использовании уравнений состояния реальных газов для определения летучести компонентов смеси в паровой и жидкой фазах и далее - нахождении константы равновесия как отношения летучести компонента в паровой фазе к его летучести в жидкой фазе. Понятие летучести в практику расчетов парожидкостного равновесия было введено Льюисом, при этом для идеальных систем летучесть компонента равна его парциальному давлению [1]. Уравнение для нахождения констант фазового равновесия при этом определяется из совместного решения законов Дальтона и Рауля

, (1)

где р - давление в системе, - парциальное давление i - того компонента.

Однако при стандартных условиях проведения исследований [2] выделяющийся газ и дегазированная нефть подчиняются законам идеального газа и идеального раствора соответственно [3]. Тогда константа фазового равновесия может быть определена как отношение мольной доли компонента в газовой фазе к отношению мольной доли этого же компонента в жидкой фазе, то есть

(2)

При составлении проектных документов на разработку месторождений проводится стандартный набор исследований по изучению свойств пластовых жидкостей и газов. Одно из исследований - изучение компонентного состава нефти при однократном и дифференциальном разгазировании [2]. Данные, полученные в результате исследования, используют для расчета объемного коэффициента нефти, газового фактора, оборудования системы сбора и подготовки скважинной продукции. Изучение компонентного состава разгазированной нефти и выделяющегося газа проводится с помощью хроматографического анализа. Термобарические условия проведения исследования определяются отраслевым стандартом [2], исследования проводят при давлении 0,1 МПа и температуре 20 0С. Глубинную пробу помещают в специальную установку, давление снижают увеличением объема бомбы, производится измерение выделяющегося объема газа и объема дегазированной нефти, затем на хроматографе изучается компонентный состав газа и нефти по следующим компонентам: азот, углекислый газ, метан, этан, пропан, изобутан нормальный бутан, изопентан, нормальный пентан, остаток, включающий компоненты от С6 и выше, данные по исследованиям сводят в типовые таблицы [2].

Проведем анализ экспериментальных данных, полученных различными научно - исследовательскими институтами, исследования пластовых проб нефтей различных месторождений Западной Сибири. Определим константы фазового равновесия по формуле (2), данные сведем в таблицу 1.

Таблица 1

Расчет константы фазового равновесия

В таблице 1 указано, что в дегазированной нефти неуглеводородные компоненты отсутствуют полностью, однако это не совсем верно, так существующие стандартные условия проведения исследований не позволяют полностью извлечь данные компоненты из нефти. Однако, как показывают данные таблицы 1, при проведении экспериментов содержание неуглеводородных компонентов считаю пренебрежительно малым.

Для удобства сравнения констант между собой и с расчетными значениями, полученными по одному из расчетных методов - давлению схождения, представленными в [4] занесем данные в таблицу 2. Также в таблицу занесены значения констант фазового равновесия, рассчитанные по уравнению (1) с условием, что для смесей подчиняющихся законам идеальных растворов парциальное давление компонента равно давлению его насыщенных паров. Значения давления насыщенных паров компонентов смеси возьмем из справочника [5]. Для расчета давления насыщенных паров метана, так как его не существует при температурах, больших критической [1], рекомендуется использовать трехпараметрическое уравнение Антуана, с коэффициентами представленными в [6], однако уравнение (3) применимо лишь для давлений до 0,4 МПа.

Давление насыщенного пара определяется

констант фазовое равновесие метан

(3)

где P - давление, А, B, C - коэффициенты, характерные для каждого углеводорода в определенных пределах температуры, t - температура, 0С. Таким образом, выражение 3 для расчета константы фазового равновесия примет вид

(4)

где Р - давление в системе.

Таблица 2

Расчетные значения констант фазового равновесия

Как показывает сводный анализ значений констант фазового равновесия, представленный в таблице 2, наибольшие схождение с экспериментальных и расчетных данных наблюдается при расчете константы фазового равновесия, исходя из условия, что при небольших давлениях и температурах смесь углеводородных компонентов подчиняется законам идеальных газов и идеальных растворов. Это подтверждает правильность выводов, представленных в [3]. Расхождения расчетных и экспериментальных значений констант для бутанов объясняется их необычным, по сравнению с другими углеводородами, поведением, отличие свойств бутана от других углеводородных компонентов подробно описано в [3].

Небольшое отличие расчетных и экспериментальных значений констант фазового равновесия возможно объяснить, исходя из условий фазового равновесия [2]

(5)

(6)

(7)

где условие (5) - равенство температур во всех фазах - есть термическое равновесие, условие (6) - равенство давлений во всех фазах - механическое равновесие и условие (7) - равенство химических потенциалов мk каждого компонента во всех фазах называют химическим равновесием. Таким образом, расхождение значений констант объясняется не полным установлением фазового равновесия при проведении исследованием, что объясняется началом отвода газа из системы до установления равновесия между фазами. В этой связи стандартная методика проведения исследований [2] требует доработки, так как получаемые результаты не всегда достоверны.

Список литературы

1. Ю. Намиот Фазовые равновесия в добыче нефти. Москва, Недра, 1976. - 183 с.

2. ОСТ 39-112-80

3. Гуревич Г.А., Ширковский А.И. Аналитические методы исследования парожидкостного состояния природных углеводородных газов (Обзор зарубежной литературы). М.: ВНИИОЭНГ, 1975. - 132 с.

4. Рекомендации по автоматизации выбора констант равновесия углеводородных систем на ЭЦВМ. Таблицы констант равновесия. Министерство газовой промышленности, ВНИИгаз, Северо-Кавказский филиал, М., 1972, 152 с.

5. Физико-химические свойства индивидуальных углеводородов. Справочник по редакцией Татевского В.М., М., 1960.

6. Рид Р., Праусниц Дж., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей: Справочное пособие / Пер. с англ. под ред. Б.И. Соколова. - 3-е изд., перераб. и доп. - Л.: Химия, 1982. - 592 с.

Размещено на Allbest.ru