1470
.pdfnCH |
= 0 ,0 2 |
165 |
|
Z: c н |
165 |
|
|
= 0,056 ; |
= 0 ,0 1 ---------- |
= 0,023; |
|
||||
n_C4H'0 |
|
58,12 |
|
,_C5Hl2 |
72,15 |
|
|
|
Zn г н |
= 0 ,0 1 5 |
165 |
|
|
|
|
|
--------- = 0,034; |
|
|
||||
|
|
n- C5H12 |
|
72,15 |
|
|
|
Мольная доля остатка «гексан + высшие» |
|
|
|||||
Z c 6+ = ^ ” (^ N j |
+ Z COl + |
^ с н 4 + |
^ с 2н 6 + |
Z c 3H8 + |
^ i-C 4Hl0 + |
^п -С 4Н,о + |
+ |
+Zn-CjHl2) = 1 - (0,177 + 0,075 + 0,206 + 0,274 + 0,112 + 0,028 + |
|
||||||
+0,056 + 0,023 + 0,034) = 0,0 15.
Пример 8.2. Рассчитать составы и основные свойства фаз, полу чаемых при сепарации пластовой нефти Ефимовского месторожде ния (Оренбургская обл.) при давлении 0,7 МПа и температуре 293 К. Состав пластовой нефти таков (% мольн.): азот - 4,24; углекислота - 3,50; метан - 10,49; этан - 4,14; пропан - 7,84; изобутан - 2,52; н- бутан - 5,61; изопентан - 3,32; н-пентан - 3,24. Молярная масса смеси - 139 кг/кмоль.
Решение 1. По формуле (8.21) вычисляем константы фазового равновесия
компонентов пластовой нефти при давлении 0,7 МПа и температуре 293 К
^293 2)048 ^0 7^-0,9223
K Na =541,94- |
|
|
|
|
104,08; |
||
|
|
^273 |
|
|
|
||
|
|
|
|
293^>054 Г л п ^ - 0,9567 |
|||
К со |
|
=51,99- |
| |
----- |
|
0,7 |
= 10,03; |
|
|
|
|||||
со, |
|
2?3 |
^0,1 J |
||||
|
|
|
|
/ |
|||
|
|
|
|
у . 979 |
( |
0,7^ |
-0,9699 |
К г |
=146,581- |
|
= 25,54; |
||||
|
----- |
U ,iJ |
|||||
|
|
|
|
273 ) |
|
||
К с |
=18,542 |
|
293 |
( о,7Л- °>9452 |
|||
^273; |
|
0,и |
= 4,29; |
||||
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
/ |
ч6,875 |
/ |
4-0,9256 |
|
|
|
|
( 00-3 \ ’ |
( г\ п \ |
’ |
||
К г |
|
= 4,582- |
|
293 |
|
0 J |
= 1,23; |
|
|
|
U U |
||||
L3 |
|
\21Ъ) |
|
||||
309
|
|
|
|
\ 8,829 |
\ -0,8287 |
|
|
К ;_с |
=1,367- |
293 ) |
0,7 |
= 0,519; |
|
|
----- |
) |
||||
|
с4 |
\21Ъ) |
0, 1 |
|
||
|
K n г |
=0,9678- |
( 293^9,024 ^0,7^ -0,8612 |
|||
|
----- |
|
= 0,340; |
|||
|
П_С4 |
|
|
1^273J |
, о , ь |
|
|
К; г |
=0,3215 |
^293У ° ’328 |
Го,7>-°’8158 = 0,136; |
||
|
1-L5 |
|
4273, |
V0,ly |
|
|
|
|
|
|
|||
|
К пС |
=0,2157- |
Г293У2’159 |
Г0 7 У ° ’8192 |
||
|
----- |
• — |
= 0,104 . |
|||
|
5 |
|
V 273 J |
V 0,1 J |
|
|
2. |
Молярная доля остатка «гексан + высшие» |
|||||
Zc = 1-0,01 -У Ъ = 1 -0,01-(4,24 + 3,50 + 10,49 + 4,14 +7,84 +2,52 + |
||||||
б+ |
i=i |
|
|
|
|
|
+5,61+ 3,32+ 3,24) = 0,551 |
|
|
||||
3. |
Величина комплекса |
|
|
|||
£ М |
^ =0,01-(28,02-4,24 + 44,01-3,5+ 16,04-10,49 + 30,07-4,14 + |
|||||
i=l |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
кг |
+44,09-7,84 + 58,12 (2,52 + 5,61) + 72,15-(3,32 + 3,24) = 18,6 |
||||||
|
|
|
|
|
|
кмоль |
4. Молярная масса остатка по формуле (8.30а) |
||||||
|
|
. _ |
= |
139-18,6 |
_ |
кг |
|
|
Мс |
____ =218,5- |
кмоль |
||
|
|
|
|
0,551 |
|
|
5. Коэффициенты |
а, |
и а2 для остатка по формулам (8.22): |
||||
а, =10"5 • (-2343+ 17615,1-218,5 - 36,147 - 218,52 -1,894-10 '2 -218,53) = 19,23;
а2 = -1 0 “6 - (1031660 —3098,58 • 218,5 +1,279 - 218,52) = —0,4157
6.Константа равновесия остатка по формуле (8.21)
293 N15.23
К с |
= 4 ,3 0 5 -1 0 ^ -1 ----- |
{ °’ 71 |
= 0,00075 |
'б+ |
\21Ъ) |
U,iJ |
|
7. Проверяем выполнение неравенства (8.20)
310
10
O.OlIZjKi = 0,01-(4,24-104,8+3,50-10,03+ 10,49-25,54+ 4,14-4,29 +7,84- i
•1,23+ 2,52-0,509+ 5,61-0,340+ 3,32-0,136+ 3,24 0,104 +55,1-0,00075) = 7,79
Так как 7,79 > 1, то при Р=0,7 МПа и Т=293К пластовая нефть находится в двухфазном состоянии.
8. Подставляя величины Ъки Kt в формулу (8.17), получаем |
|
||||||||
4,24-(1-104,8 |
3,5-(1-10,03) |
10,49-(1-25,54) |
4,14-(1-4,29) |
|
|||||
1 -8(1 -104,8) + 1 -8(1 -10,03) + |
1 -8(1 -25,54) + |
|
1 -е(1 -4 ,2 9 ) |
+ |
|||||
7 ,8 4 -0 -1 ,2 3 ) |
2 ,5 2 -0 -0 ,5 0 9 ) |
5,61 - (1 - 0,340) |
|
3,32-(1-0,136) |
|||||
+ 1 -8(1 -1,23) |
1 -8 (1 -0,509) |
+ 1 -8(1 -0,340) |
+ |
1 -8(1 -0,136) + |
|||||
3 ,2 4 -0 -0 ,1 0 4 ) | 55,1 -0-0,00075) _ |
|
|
|
|
|
||||
+ 1 -8(1 -0,104) + 1-8(1 -0,00075) “ |
|
|
|
|
|
||||
или |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
440,1 |
|
31,61 |
257,4 |
|
13,62 |
|
1,803 |
|
|
1 + 103,8-8 |
1 + 9,03-е |
1 + 24,54-8 |
|
1 + 3,29-8 |
|
1 + 0,23-е + |
|
||
1,237 |
t |
3,703 | |
2,869 |
| |
2,903 |
| |
55,06 |
_ |
|
+ 1 -0,491-8 + 1 - 0 ,66-е + 1 - 0 ,864-е |
|
1 - 0 ,896-е + 1-0,99925-8 " |
|||||||
Решая это уравнение относительно е методом последовательных при |
|||||||||
ближений, находим, что е =0,2088. |
|
|
|
|
|
||||
9. |
Вычисляем мольные доли компонентов в жидкой и газовой |
||||||||
фазах по формулам (8.26):
х0,01-4,24
= 1,87-10"
N2 1 - 0 ,2088-(1-104,8)
YN2 = 1,87-10"3 -104,8 = 0,196;
0,01-3,50 Хсо2 = 1 -0 ,2 0 8 8 -0 -1 0 ,0 3 ) = 12,10-10-3;
Yco = 12,10-10"3 -10,03 = 0,122;
X , = |
° ’0 1 1 0 -49 |
=17,М О '3; |
|
1 -0 ,2 0 8 8 -0 -2 5 ,5 4 ) |
|
Yc =17,МО"3 -25,54 = 0,437;
311
|
0,01-4,14 |
|
= 24,5-10~3; |
Хс2 = 1 -0,2088 -(1 -4,29) |
|
Yc |
= 24,5-10'3 -4,29 = 0,105; |
|
0,01-7,84 |
|
= 74,8-10"3; |
Хс3 = 1-0,2088 (1-1,23) |
|
Yc |
,-3 . |
= 74,8-10~3 -1,23 = 92,0-10~J; |
|
|
0,01-2,52 |
|
= 28,1-10-3; |
Х,_с4 = 1 -0 ,2 0 8 8 -0 -0 ,5 0 9 ) |
|
Y .c |
= 28,1 -10-3 • 0,509 = 14,3-10"3; |
X п-С |
0,01-5,61 |
= 65,1-10-з. |
|
4 1 -0 ,2 0 8 8 -0 -0 ,3 4 0 ) |
|
Yn_c |
= 65,1 -10-3 • 0,340 = 22,1-10"3; |
Х;_с = |
0,01-3,32 |
= 40,5 • 10-3; |
|
1-0,2088 (1 -0,136) |
|
Y_c |
= 40,5 ■10_J • 0,136 = 5,51 Ю '3; |
|
0,01-3,24 |
“ri-Сг |
= 39,9-10"3; |
|
1 -0 ,2 0 8 8 -0 -0 ,1 0 4 ) |
||
|
Yn_C5 =39,9-10_J • 0,104 = 4,15-10"3;
Содержание компонентаг «гексан + высшие» в обеих фазах находим из условия, что ^ Yj = 1, что даёт XCfi = 0,696 и YCe+ = 0,02.
10.Молярные массы'фаз по формулам (8.28):
Мг = 28,02-0,196 + 44,01-0,122 +16,04-0,437+ 30,07-0,105 +
+44,09-0,092 + 58,12-(0,0143+ 0,0221) +72,15 (0,00551+ 0,00415) +
К Г
+86,18-0,02 = 29,62——— . кмоль
Мж =10'3-[28,02-1,87 + 44,01 -12,1 + 16,04-17,1 + 30,07 -24,5 + 44,09-74,8 +
+58,12 (28,1 + 65,1) + 72,15 (40,5 + 39,9) + 218,5-696] = 168,2- кг кмоль
312
11. Плотность условного компонента Сб+ в жидкой фазе по фор муле (8.36)
103-218,5
= 854,7—тр
'б+ 47,409 + 0,953-218,5 |
м |
12. Полагая в первом приближении
К Г |
К Г |
РС, =459,3— , рС2 =519,5— ,
мм
вычисляем комплекс
.1,87-28,02 12,1-44,01 17,1-16,04 24,5-30,07 74,8-44,09
V Pi |
467 |
578 |
459,3 |
519,5 |
508 |
. 28,1-58,12 , 65,1-58,12 , 40,5-72,15 , 39,9-72,15 , 696-218,5^ 1Q_3=
563 |
584 |
625 |
631 |
854,7 |
м
=0,206-
КМ О Л Ь
13.По формуле (8.32) вычисляем первое приближение фиктив ной плотности жидкой фазы
168,2 кг р, = --------= 816,5— .
1 0,206 м3
14.По формулам (8.35) уточняем фиктивные плотности метана
иэтана в жидкой фазе:
рс |
кг |
=0,46 -816,5 -13,8 = 3 6 1,8^ -; |
|
1 |
м |
Рс2 = 0,30-816,5 + 248,0 = 493,0
15. Уточняем величину комплекса
£ |
^ - = 0,206 + 17,1-16,04- |
+ 24,5-30,07 |
f \ _ |
\ ) |
i=. |
р ; |
361,8 459,3 J |
,493 |
519,5, |
■Ю"3 =0,2062- м кмоль
и величину фиктивной плотности жидкой фазы при стандартных условиях
168,2
815,7-^-.
0,2062 м
313
Уточнение величины р, составило менее 0,1%, т. е. найденную вели
чину можно считать окончательной. |
|
|
|
||
16. |
Величины поправок плотности на температуру и давление по |
||||
формулам (8.33) |
|
|
|
|
|
|
Дрт = 10"2 • (185,4 - 0,148 ■815,7) • (293 - 293) = 0; |
||||
|
Дрр = 10"3 |
|
о л |
-1 |
= 0,371-^-. |
|
(187,4-0,154-815,7) |
||||
|
|
|
0,1 |
|
м |
17. |
Плотность жидкой фазы по формуле (8.31) |
||||
|
|
|
|
КГ |
|
|
|
ps = 815,7 + 0+0,371 = 816,1— |
|
||
|
|
|
|
м |
|
18. |
Плотность газовой фазы при нормальных условиях |
||||
|
|
29162 = |
22 кг |
|
|
|
|
ч' 22,4 |
м3 ‘ |
|
|
19. |
Критические температура и давление компонента «гексан + |
||||
высшие» в газовой фазе по формулам (8.40): |
|
|
|||
|
= 19,25-(1п 86,18)" +44,06 -In86,18- 70 = 508,7 К; |
||||
|
га», |
=7,77 -9 ,5 -ИГ3 -508,7 = 2,94 МПа, |
|||
т.е. отличаются от критических параметров гексана не более чем на 3%. 20. Вычисляем комплексы, входящие в формулы (8.39)
=(3,46'196+7,5-122+4,58-437+4,68-105+4,34-92+3,72-14,3 +
+3,57-22,1+3,28-5,51+3,3-4,15+ 2,94-20)-10~3 =4,65МПа;
2 T №kYi =a26,ll% +3D 4,2m +190,7 437+306.1°5 + 369,8-92 +407,2
и
-14,3 + 425,2-22,1+461-5,51+470,4-4,15+508,7 20)-ИГ3 =23IK.
21. Приведенные давление и температура по формулам (8.39):
T . - f - U , .
22. Коэффициент сжимаемости тазовой фазы при условиях се парации по формуле (8.38)
314
Zc = l - |
0,0241-0,151 |
= 0,975. |
|
|
1 -1,68 • 1,27 + 0,78 • 1,272 + 0,0107 • 1,273 |
23. Плотность газовой фазы при условиях сепарации по формуле (8.37)
0,7 |
- |
= 8,84-^- |
Рг= 1,322- |
||
0,975-0,1 |
293 |
м3 |
24. Динамическая вязкость жидкой фазы по формуле (S.43)
4,69-10"*
47.35 = 3,93-10"’Па-с.
\ о з - Ш
1000
25.Вычисляем суммы, входящие в формулы (8.45):
Е^ Х > /Н = 1 0 ^ [0 ,017-196-V28,02 + 0,014-122-V44,01+0,0104-437-^16,04 +
i«l
+0,0086 •105• ^30,07 + 0,0075 • 92 •yj44,09 + 0,0068 -^/58,12 -(14,3 + 22,1)+
+0,0063 • J72,15 • (5,51 + 4,15) + 0,0057 ■20 *J86,18] = 60,2 • 1(Г*Па - с -( — |
) ; |
|
|
1юиоль1 |
|
£ Y; |
= И)"3 ‘[196• ^28,02 +122 - ^44,01 + 437 - J l6 ,0 4 + 105- ^30,07 +92 - V44.09 + |
|
i*l |
|
|
+(l4,3 + 22,l)->/58,12 + (5,51 + 4,15)'J72,15 + 20'^86,18] = 5,ЗзГ———1
(.нмоль7'
26. Динамическая вязкость газовой фазы при нормальных усло виях по формуле (8.45)
60,2-10 |
= 11,3-10^ Па-с. |
ц = ----------- |
|
5,33 |
|
27. Объем газа, приходящийся на 1м3 жидкой фазы при условиях фазового перехода, по формуле (8.27)
29,62-816,1-0,2088 м*
г 168,2-8,84 (1-0,2088) * м*'
28. Расходное газосодержание смеси
Рг = |
4,29 = 0,811. |
1+5г |
1+4,29 |
315
Пример 8.3. Рассчитать основные параметры газонасыщенной нефти при 280 К, содержащей 15 нм3/м 3 растворенного газа плотно стью 1,4 кг/м3Свойства дегазированной нефти таковы: плотность при 293 К равна 835 кг/м3, кинематическая вязкость при 273 К - 35 мм2/с, а при 293 К - 9 мм2/с.
Решение 1. Относительные плотности дегазированной нефти и газа (по воде):
|
|
Ан = |
835 |
= 0,835; |
|
|
|
|
|
|
1000 |
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
1,4 |
= 1,4-10"3 |
|
|
||
|
|
Аг = 1000 |
|
|
|
|
|
|
2. Коэффициент растворимости газа при 293 К по формуле (8.49) |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
.3 |
К |
= 115,4-1012 -fl,4-10"3) ’ |
|
|
|
|
|
НМ |
|
ех р (-7,76 -0,835) = 8,82— |
||||||||
р |
V |
' |
FV |
|
|
' |
м3 МПа |
|
3. Давление насыщения нефти при 293К по формуле (8.52) |
||||||||
|
Ps |
= 0,1 + 15 |
|
= 1,80МПа. |
|
|
||
|
,293 |
- |
882 |
|
|
|
|
|
4. Температурная поправка давления насыщения по формуле (8.54) |
||||||||
|
|
1 on |
|
|
|
|
|
МПа |
|
к 5 = ю- 26,2+ ^ у ( 1 9 ,4 - 0,835-12) = 0, 0102- |
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
К |
5. Давление насыщения газонасыщенной нефти при температуре |
||||||||
280 К по формуле (8.53) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ps =1,80 + 0,0102-(280 - 293) = 1,67МПа . |
|||||||
6. Объемный коэффициент газонасыщенной нефти при темпе |
||||||||
ратуре 293 К по формуле (8.56) |
|
|
|
|
|
|||
|
Вк = (l + 19,4 • о,835-°эя • 0,00141'49 • 1s |
f |
= 1,046. |
|||||
7. Плотность газонасыщенной нефти при температуре 293К по |
||||||||
формуле (8.55) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
835± М 115= |
кг |
|
|
|||
|
|
1,046 |
|
|
м3 |
|
|
|
8. Температурная поправка плотности газонасыщенной нефти |
||||||||
по формуле (8.58а) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5 = 1,854 -0,148 |
10"2 -818,4 = 0,643 |
кг |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
м3 |
К |
316
9. Плотность газонасыщенной нефти при температуре 280 К по формуле (1.2)
р = 818,4 + 0,643 • (293 - 280) = 826,8 —у .
SP |
м |
10. Крутизна вискограммы дегазированной нефти по формуле (1.10)
1 |
35 |
1 |
и = ------------- |
In— = 0 ,0 6 8 - . |
|
293 -273 |
9 |
К |
11. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при расчет ной температуре по формуле (1.9)
2
v280 = 35exp [(-0,068(280 - 273))] = 21,7 — •
12. Расчетный коэффициент Z по формуле (8.60)
Z= -0,375 • (In 21,7)’ 358 • (In 1,046)“°33 ■15°418 = -1 4 ,9 .
13.Кинематическая вязкость газонасыщенной нефти при 280К по формуле (8.59)
V S = 2 1 , 7 * 1 , 0 4 6 “14,9= 1 1 , 1 — |
. |
с
Пример 8.4. Используя данные примера 8.3, выполнить техноло гический расчет перекачки в газонасыщенном состоянии 16 млн.т дегазированной нефти в год по трубопроводу диаметром 720мм с толщиной стенки 9мм на расстояние 550км. Эквивалентная шерохо ватость труб - 0,2мм. Разность нивелирных высот AZ = -20м.
|
Решение |
|
|
1. |
Так как условия прохождения трассы нефтепровода дополни |
||
тельно не оговорены, то по табл. 5.1 определяем расчетное число |
|||
рабочих дней N p = 354. |
|
|
|
2. Массовый годовой расход газонасыщенной нефти по формуле (8.65) |
|||
|
Gs =16- r u h ± l L ) |
= 16,4 |
млн.т |
|
год |
||
|
835 J |
|
|
3. Расчетный часовой расход газонасыщенной нефти по формуле (8.64) |
|||
|
16,4-Ю9 |
М |
м |
|
= 2335— = 0,649— . |
||
|
Q s = 24-354-826,8 |
ч |
с |
4. По расчетному часовому расходу выбираем насосы: в качестве подпорных НПВ 2500-80, основных - НМ 2500-230.
317
5. Так как запорная арматура нефтепроводов рассчитана на дав ление Рэ = 6,4 МПа, то суммарный напор подпорного и основных насосов не должен превышать величины
^ > |
4 |
—1.6 7 )-106 = 5 Ю м . |
P* - g |
|
826,8 9,81 |
Следовательно, количество работающих основных насосов т мн=2. 6. Полагая, что в насосах используются роторы наибольшего ди аметра (НПВ 2500-80 - 540мм, НМ 2500-230 - 440мм) по формуле
(3.1) вычисляем напоры этих насосов при расчетном расходе:
Н2 = 7 9 ,7 -0 ,1 -10"5 -23352 = 74,3м ;
hMH = 281 - 7,84 • 10"* • 23352 = 238,3м .
Следовательно, рабочее давление на выходе головной насосной стан ции по формуле (5.4) с учетом давления насыщения газонасыщен ной нефти
Р = 826,8 ■9,81 • (2 • 23 8,3 + 74,3) +1,67 • 106 = 6,14 • 106 П а .
Так как Р < Рэ , то количество последовательно включенных насосов и диаметры их роторов подобраны верно. Если бы неравенство (5.5) не выполнялось, то потребовалось бы уменьшить диаметры роторов подпорных и/или основных насосов.
7. |
Внутренний диаметр нефтепровода по формуле (5.6) |
||
|
d = 720 - 2 • 9 = 702мм . |
||
8. |
Средняя скорость перекачки по формуле (5.8) |
||
|
4 |
0,649 |
1ГОм |
|
и = ---------------- = 1,68— |
||
|
3,14 |
• 0,7022 |
с |
9. Число Рейнольдса при перекачке газонасыщенной нефти по формуле (5.10)
1,68-0,702
=106249.
11,1-10-*
Так как число Re>2320, то режим перекачки турбулентный. 10.Относительная шероховатость труб
б= —^ —= 2,85-10^ 0,702
11.Переходные числа Рейнольдса по формулам (5.12):
10 |
.......... |
_ |
500 |
Re, = |
—35088! |
Re„ — |
=1754386. |
2,85-10' |
|
2,85-10' |
|
318