Критические параметры для много компонентных смесей

Определение критического давления многокомпонентных углеводородных смесей основывается на условном приведении многокомпонентной смеси к бинарной системе. В качестве первого компонента такой системы принимают метан, во второй псевдокомпонент объединяют все остальные компоненты (этан плюс высшие или условно C2+высшие). Тогда критическая кривая для смеси постоянного состава имеет вид подобный критическим кривым бинарных смесей метана с индивидуальными углеводородами (рисунок 9.10), а ее расположение зависит относительно этих кривых от псевдокомпонента.

В качестве параметра, характеризующего состав псевдокомпонента, можно использовать его эквивалентную молекулярную массу, (9.3)

где gim – массовое содержание углеводородов, входящих в состав псевдокомпонента,

Мэквi – эквивалентные молекулярные массы углеводородов, входящих в состав псевдокомпонента, для нормальных парафинов совпадают с их действительными молекулярными массами.

После вычисления эквивалентной молекулярной массы псевдокомпонента выбираются по рисунку 9.10 два ближайших нормальных парафиновых углеводорода, с молекулярными массами больше и меньше, чем у псевдокомпонента. Точки искомой критической кривой определяются линейной интерполяцией по молекулярной массе при различных температурах. Конкретное положение критической точки зависти от критической температуры Ткр смеси, которая определяется:, (9.4)

где Тпк – псевдокритическая температура,, (9.5)

∆ T – поправка между истинной критической и псевдокритической температурами, устанавливаемая по экспериментальным данным;

η i – мольные концентрации входящих в смесь компонентов;

Ткрi – критические температуры компонентов.

Для определения критической температуры подсчитывают псевдокритическую температуру по формуле (9.3), разделив смесь на два компонента (метан и C2+высшие), определяют молекулярную массу псевдокомпонента по формуле:, (9.6)

где – молярные доли углеводородов, входящих в состав псевдокомпонента, Мi – их молекулярные массы.

34 Фазовое состояние систем нефть газ при различных термобарических условиях. Общий вид фазовых диаграмм для нефтей с низкой и большой

усадкой приведен на рис. IV. 17. Эти нефти отличаются содержанием

легких фракций — более богата летучими компонентами нефть с боль-

шой усадкой. Критическая температура этих нефтей обычно ближе

к пластовой, а линии одинакового объемного содержания жидкости

вблизи критической точки расположены более широко, чем для неф-

тей с малой усадкой. Критические точки в системах нефть — газ

обычно расположены справа от криконденбары.

Нефть в пласте недонасыщена газом, если пластовые условия

соответствуют условиям в точке А'. Когда пластовое давление

соответствует давлению в точке L, в пласте углеводороды находятся

в двухфазном состоянии. Газовая фаза обычно залегает в виде газо-

вой шапки, находящейся в равновесии (в условиях точки росы) с под-

стилающей нефтью, а жидкость (прилегающая к шапке) — в условиях

начала кипения. Как уже отмечалось, в зависимости от состава газа

и нефти, пластового давления и температуры, а также геологических

условий залегания газ в шапке может быть сухим, жирным или кон-

денсатным. В последнем случае месторождение является нефтегазо-

конденсатным. В связи с увеличением глубин залегания месторожде-

ний нефти и газа, вовлекаемых в эксплуатацию, число нефтяных

месторождений с газоконденсатной шапкой непрерывно повышается.