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;
Ni(L+V) - молярная доля i-го компонента в смеси;
Мi - 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 NV = 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 NV = 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 NV = 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
Дата добавления: 2015-05-19; просмотров: 864;