МИНИСТЕРСТВО нефтяной шшлпшности Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский инотитут ( ВШИ )

МЕТОДИКА РАСЧЕТА фазовых равновесий и физических свойств фаз нвотегаэокодввсатшх систш

РД 39-1-348 - 80

1$£0 г,

1ш;стерстбо пбугяной npa^iraiHccTii

Всесоюзной нефтегазовый научно-исследовательский институт ( ВНИИ )

/.^фст^чь j.::d:ctpa

IffltyytSKtii ?ЛРС^1ЖЕПК0СТ11 U. Халимов 1?л> г.

МЕТОДИКА

РАСЧЁТА ЧАЗОВЫХ РАВН0ВТЗС11И II -ЖЗЛЧЕС1С1Х СВОЛСТП Ш 1®:>Т12ГАЗОКОЩСЕЗ!СЛТ1!УХ СИСТЕМ

РД 39-1-348-80

било би и при отсутствии свободного газа в пласте для расчётов состава пластовой нефти использовать газовый фактор и данные по составу попутного газа. Точность таких данных, однако, ниае, чем данных, получаемых путем исследования глубинных проб.

2.2. Физические свойства идентифицированных и условных компонентов.

В расчётах фазовых равновесий и физических свойств фаз, рекомендуемых в данной методике, используются такие физические свойства составляющих смеси компонентов, как критические параметры (темпераутра, давление и объём), молекулярная масса, темпе-f -г.тура jсипения и характеристический фактор.

Их значения для индивидуальных компонентов, известные по данным экспериментальных определений, приведены в табл, 4.

Сзойства остатка п составляющих его условных компонентов в значительной мере зависят от их группового соотава. Влияние последнего на физические свойства остатка и условные компоненты принято учитывать с помощью параметра, называемого характеристическим фактором. Он не имеет теоретического обоснования и установлен эмпирически. Его величина уменьшается при переходе от пара мовых углеводородов к нафтеновым и ароматичеоюш и, таким образом, дает лродставлоппе о содержании в нефти углеводородов различных рядов.

Характеристический фактор определяется средней температурой кипения остатка или условного компонента и их плотностям при нормальных условиях.

Известны различные виды средней температуры кипения условного компонента:

Среднеобъёмная температура кипени-ч (СОТХ)

х) Характеристические факторы мстила, этана в пропана взяты по Степановой (I), поскольку в кастета ей ме годись рекомендуются способы расчета, яспользуюсие указанные значения характерноткческого факторе. С днахо, этв значения характеристического фактора для первых трех углеводородов пе соответствуют его определению /уравнение (6)/ГВ скобках приведены значения характеристического фактора, подучеа-ныо в соответствии с уравнением (6) по данным американского нефтяного институте.

СО Т/С ^s £***•/ Zn >    (з)

с¹/

где X_vi - объёмная доля I - той фракции при разгонке по ГОС? 2177-66;    7¹i    -    температура    кипения    С    -ой    фракции;    П

число фракций условного компонента.

Среднемольная температура кипения (СМТК)

А т

СКГГК = Г Xi T_Ki    (4)

„    L¹t    .

где X; - мольная доля L -ой фракции;

Среднекубическая температура кипения (СКТК)

/^я Jb И

сктк¹[1¹Л)    (0)

Zci в последнем случае обязательно выражается в абсолютной температуре (°К ).

Характеристический фактор определяют по уравнению /,215 iff⁴

где J) - плотность условного компонента при 15,6°С в г/см³ и Ткср - средняя температура кипения жидкости. Для узких фракций способ усреднения температуры кипения не имеет значения, если же температура кипения меняется в широких пределах, то в качестве средней температуры следует брать полусумму среднемольной и среднекубической температуры кипения

сптк+сктк

г

Наиболее доступные данные по (фракционному составу нефтей получают при разгонке типа Зиглера ( в Советском Союзе ГОСТ 2177-66, ь США. А$ТВД86). В такого рода раз гонках получают связь иездг объёмным выходом фракций и температурой их кипения. Имеется эмпирический график рис. 2 J_% с помощью которого могло по среднеобъёмной температуре кипения найти другие сроднив температуры кипения (СМТК, СКТК). В качестве параметра на графике рис. 2 используется средний наклон кривой разгонки по ГОСТ 2177-66 в интервале от 10% до 90 % отгона ( в °С на 1% отгона)²^ Пользуясь графиком рио. 2 можно по данным разгонки и плотности продукта вычислять характеристический фактор. Для средних и тяжелых нефтей разгонка по ГОСТ 2177-66 часто охватывает менее половины всего количества нефти. Поэтому для нахождения средних температур кипения в этом случае приходится применять значительную экстраполяцию кривой разгонки, что приводит к снижению точности.

Характеристический фактор смеси, состоящий из нескольких компонентов, получают суммированием по массовым долям •

( 7 )

Молекулярную массу условного компонента находят по графику Ватсона (рис. I), который дает эмпирическую связь между характеристическим фактором, средней температурой кипения в плотностью

РД 39-1-348-80 Стр.15 при нормальных условиях, ’.кхлекулярная масса условного комлонен-та по рис, I монет быть найдена по значениям характернотпческо-го фактора и средней температуры кипения или плотности.

Для расчётов молекулярной массы условного компонента на ЭВМ приведенные на рис. I корреляционные зависимости аппроксимированы следующим образом:

М = А *ВТ_К + СТк ,    (    8    )

^г«^в    А    =А‘    *А,К

В --5. *В,К * ЪК* ,

С - С +С,К +С_гК^г,

Т_к -температура кипенпя условного компонента в °С. Числешше значения коэф]мциентов приведены в таблице 5.

Коэффициенты уравнения

Таблица 5

Коэффициент » ' iЗначение S Коэф- |! Значение •йшшект* Ао 4,03542357X43 . 10* В2 - 3,57142856146 ,1(Г* Ах -6,90285714287 . I01 С0 9,90999975773 . 10“в Аг 3,42857142857 Cj -1,90999995581 . 10~3 во -3,82757X41651 С2 9,99999979933 . I0"5 h 7.627X4283515 . 1СГ1

Если остаток не расчленяется на условные компоненты, а рассматривается как целое, то его физические свойства рассчитывают следующим образом.

I. молекулярную массу остатка М_ост определяют по ураянешво

Обозначения в ( 9 ) такие же, как в уравнении ( I ). Если приближенно принять все /I. равными нулю, то получим Мост ~ П^.н. » т.е. молекулярная маоса остатка в этом случав будет равна молекулярной массе дегазированной нефти.

2. Плотность остатка р определяют из уравнения

Joct

Lsz

Ат

где - плотность дегазированной нефти в нормальных условиях, г/см³; у* - плотность компонентов, начиная о пропана ( в рас-створенном в жидкости состоянии);    -    массовые    доли    идентифи

цируемых компонентов в дегазированной нефти (массовые доли азота, метана, этана и двуокиси углерода принимаются равными нулю). Приближенные значения плотностей компонентов в растворенном состоянии приведены в таблице 6,

Таблица 6

Плотность компонентов в растворенном в жидкости состоянии при 20°С и 1,033 кгс/см²

Компоненты    !    Плотность    г/см³

Пропан    0,50

Сумма бутанов    0,57

Сумма углеводородов С₅    0,66

Суша углеводородов Cg    0,70

Суша углеводородов С^    0,72

РД 39-1-348-30 Стр.17 Еслл приближенно принять все <f_t* =0, то получи»!    _;

т.е. плотность дегазированной нефти будет в этом случае равна плотности остатка.

3. Характеристический фактор.

а)    определяют по молекулярной массе остатка и его плотности в нормальных условиях с помощью график/, рис. X;

б)    для легких нефтей и конденсатов монет быть определен по средней температуре кипения остатка³⁵ и его плотности э нормальных условиях с помощью уравнения ( 6 )

Критическая температура условного компонента или остатка в целом моает быть определена по номограмме на рис. 3, используя плотность при нормальны--: условиях и среднюю температуру кипения. Рпс. 4 дает возможность г.о тем лее параметра:,; найти пах критическую температуру, так и критическое давление условного компонента ади остатка в целом. Если известна средняя молекулярная масса продукта, то рис. 3 или рис.** можно испольгсвать, зная jmnn, один параметр - плотность иди среднюю температуру кипения. Недостающий параметр в этом случае находят до рис. I,

использу_я молекулярную массу и один из пззоегкых параметров.

Для расчётов на¹ ЭЕМ приведенные на рис. 4 корреляционные зависимости аштроксигсрованы следующие полиномами:

Т*р ^:Д. гАх'+А/'+Ъ- +ДгХ**Д_с*у *

Д_?у^г +в_гх³+Д**У    ,    <    ¹¹    >

Rv>*3, I^uB,x'+e₁u''-t&₃x *В*ц tBs B.’t/² *■ BfX^J * S₃x‘y + В,₀ху*_г

^^лоцопояьэозать данные разгон;^-;! ГОСТ 2.177-66 и рас.2 для нахождения С; ГТК + СКТК

Ткр, ъ - е *с , Ркр -кгс/сп*.

Численные значения коэффициентов Р ’ , 5* приведены в таблице 7

Таблица 7 Коэдациенты уравнений (II) к (12) ³

Коэф-	Значение	{Козф- \	Значение
шциент}		}фдциент|
Ао	В,253797941.1О3	во -	1,133054524.I03
А1	- 2.4757093ЛО1	В1	2.744342944Л02
h	- 2Д333714974Л02	h	9,295584176.10
Аз	- 1,4099589803ЛО3	вз	1,031028382ЛО3
Л4	- 2,0786410102ЛО3	В4	2,75393700ЛО2
А5	0,632684031ЛО3	В5 -	5,589794067ЛО2
Л6	- 2,5395515118.10	В6	1,089743141.10
А?	0.8269642545ЛО3	-	0,945604084ЛО2
А8	- 1,4962224008ЛО2	В8	1,383396692 ЛО2
h	1.23П719Ю1Л02	в9 -	0,813540591ЛО2
> ы о	- 0,7279493847ЛО2	^0	6,097699836ЛО1
А11	- 1,217661ШЛ02	®Х1	3,807176626ЛО-1

иьиАдения.

Для расчёта фазовых равновесий на основе .методов первого типа необходимо располагать сведениями о составе системы ^т' уравнениями состояния, поззоляюидои рассчитывать шягеескис потенциалы компонентов d газовой и жидкой фазах. В настоящее время имеются отделенные успехи в разработке уравнений состояния для смесей углеводородов (уравнения Бенедпхта-Всбба-рубпка я Редлиха-Квоьта и их модификации, включая уравнения Соаза-Леига-Робинсока). Применение этих уравнений в ряде случаев вполне оправдано для простейших систем, составленных из компонентов нефтяного и природного газа. Одншсо упомянутые уравнения пока еще не являются достаточно совершенными для слоеных смесей, содержащих нефти и конденсаты.

Второй тип методов расчётов оснозан на использовании бо~ доступной исходной информации и во многих случаях приводит к приемлемым результат?.!. Техника счёта в .методах второго типа значительно процо, чем в методах первого типа.

В основу рекомендуемых в методике расчётов фазовых равновесий положен метод давления схомдения. Этот метод дополнен одной из наиболее простых закономерностей термодинамики фазовых равновесий - законом Генри для метана и азота. Результаты, получаемые по этому методу, з большинстве случаев имеют точность, удовлетворяухцую практическим требованиям. Исключение составляет определение точки росы газовых смесей.

Метод давления схоздекня - эмпирический метод, из теорш: фазовых равновесий известно, что в общем случае при раз-ювесш! жидкость - газ величины констант фазового равновесия определяются числом независимых пере?ле1гных, разным числу компонентов

АННОТАЦИЯ

Настоящая методика устанавливает способы и порядок расчёта относительных количеств, составов и физических свойств газовой и жидкой фаз нефтегазовых и газоконденсатных смесей. Методика предназначена для научных и инженерно-технических работников научно-исследовательских, проектных и производственных организаций нефтяной и газовой промышленности. Методика рекомендуется для использования при:

-    определении балансовых и извлекаемых запасов нефти, газа и содержащихся в них компонентов;

-    проектировании разработки и обустройства нефтяных, газовых и газоконденсатных залежей;

-    оперативных расчётах технологических показателей разработки, характеристик различных способов эксплуатации скважин, процессов сбора, промысловой переработки и транспорта их продукции.

-    обработке и анализе результатов исследования скважин и

пластов;

Лля использования методики необходимо знание исходных составов смесей и ряда стандартных лабораторных определений свойств нефтей и газов.

Методика составлена Наыиотом А.Ю., Шовкринским Г.Ю., Ахмедовым С. А., Мурке сом М.Н., Парондяановой Т.Н., Рождественским В. А. Юсуповой З.С.

Стр. 20 РД 39-1-343-80

з системе. 3 рассматриваемом методе величина констант равновесия определяется только тремя переменнши. Уменьшение числа переменных стало возг.опкш благодаря использованию закономерностей, приближенно соблэдаюидася в природных газонефтяных и газоконденсатных системах.

3.2. Константы фазового равновесия.

Связь между составами» находящимися в равновесии жидких и газовых фаз, выражается с помощью констант фазового равновесия. Константа фазового равновесия и-го компонента есть отношение мольной доли этого компонента в газовой фазе к его мольной доле з жидкой фазе

X *    (14)

^С

Если известен состав жидкой фазы X/_f Zj_t... _tX_n и заданы константы равновесия всех п компонентов, то по уравнениям (14) можно найтиу₀У*,...,У* » т.е. состав газовой фазы, находящейся з фазовом равновесии с жидкой фазой данного состава при данных значениях давления и температуры. Константа равновесия данного компонента в многокомпонентной системе, содержащей мотан, определяется значением давления, температуры, природой и количеством компонентов тяжелее метана, находящихся в системе. Для заданных значений давления и температуры константа равновесия гомолога метана (например, пентана) тем больше, чем более легкими (летучими) являются компоненты тяжелее метана в системе. Увеличиечпе константы равновесия означает возрастание концентрации данного компонента в газовой фазе, т.е. его более интенсивнее испарение (см.уравнение 14). Так, например, пентан из смеси с керосином испаряется менее интенсивно, чем из смеси со сжиженным газом.

°Д 39-1-348-80

МЕТОДИКА расчёта фазовых равновесий и физических свойств фаз нефтегазоконденсатных систем

РД 39-I-34e-S0 Впервые

Приказом Министерства нефтяной промшдекностк » 103    от 13,02.80

Срок введения установлен с 20.03. СО до_

I. ВВЕДЕНИЕ

Пластовые смеси нефтяных, газозых и газоконденсатных залежей состоят из большого числа веществ, преимущественно углеводородов, многие из которых являются года?®. Вместе с углевод:-родными газами эти смеси могут содержать и неуглеьодородные газы - азот, сероводород, двуокись углерода. Для фильтрации таких смесей в пластах, лх движения в скважпнах, в системах сбора и подготовки к транспорту характерны, связекяые с изкэнеппем давления и температуры, фазовые переходы - выделение растворенного газа из нефти, выпадение конденсата из газа. Такие фазовые превращения, помимо изменения отиоелтельшое количеств и составов фаз, сопровождаются изменением их физических свойств (вязкостей, плотностей) п могут оказывать существенное влияние на механизм и количественные показатели различных технологических процессов разработки пластов, на эксплуатационно характеристики сквакин, систем сбора, промысловой дереработю! к п транспорта продукции. Обоснованный прогноз отмеченных пока-

зателей и характеристик не возможен без учёта фазовых превращений и связанных с ними изменений физических свойств фаз.

Данпые о фазовых превращениях п физических свойствах фаз нефтегазовых и газоконденсатных смесей могут быть получены путем лабораторных исследовали:*- Однако, сложность и трудоёмкость последних затрудняет возможность их массового проведения для пластовых смесей в широком диапазоне изменения давлений и температур (применительно к большому числу вариантов различных технологических процессов). В связи с этим важное значение приобретает использование достаточно точных п простых расчётных методов установления относительных количеств и составов фаз, их вязкостей и плотностей.

Настоящая методика расчёта фазовых равновесий и физических свойств предназначена для нефтегазовых или газоконденсатных смесей, основным летучим компонентом которых является метан. Содержание других углеводородных компонентов не ограничивается. Допускается содержанке небольших количеств двуокиси углерода, азота и сероводорода не более 10 % каждого компонента от содержания метана в смеси. Предлагаемые расчётные методы применимы при давлениях от I до 500 кгс/см^ и температурах в интервале от - 40 до 200°С. Они рекомендуются для расчётов относительных количеств, составов и физических свойств газовой и жидкой фаз нефтегазовых к газоконденсатных смесей при проектировании и оперативных расчётах процессов:

-    разработки нефтяных, нефтегазовых и газоконденсатных месторождении;

-    сбора, сепарации и транспорта продукции добывающих скважин;

-    стабилизации жидких продуктов и выделения сжиженного газа из

нефтяного газа при его компримировании и охлаждении.

Кроме того, предлагаемые расчётные методики рекомендуется использовать при

-    определении балансовых и извлекаемых запасов нефти, газа и содержащихся в них компонентов,

-    проектирования и оперативных расчётах характеристик различных способов эксплуатация скват;;

-    обработке 'Л анализе результатов исследования скважин и пластов.

В настоящей методике вначале излагаются способы определения-состава систем, свойств составляющих их компонентов, знание которых необходимо для нахо;;ден::я констант равновесия и физических свойств фаз. Затем приводятся методы нахождения констант фазового равновесия и способы расчета относительных количеств и ссста во? фее примшштельно к различным технологическим яродессгм.

Далее описываются методы расчета плотностей и вязкостей газовой и жидкой фаз.

Методам расчётов составлена параллельно как для ручного счёта, так и дал ЭВМ, Сравнительно простые задачи фазовых равновесий, разовые расчёты Зизячоодатх свойств и отдельные проьс-рочные расчёты могут проводиться вручную. Вое необходимые для этого рабочие графики приведены в отдельном приложении к методике.

Систематические расчёты фазовых равновесий к физических свойств фаз практически модно выполнять только на ЭЗМ. Необходимые для етого массивы констант равновесия и программы записаны на магнитной ленте. Программы расчётов на БЭСАМ5 сост гвтены В;ъЗ' н переданы для ?ВМ?*ЗС СевКавНИПИгазом. Эти материалы вместе с л» струкциями по использование программ могут- быть переданы всем заинтересованны!/! организациям по договоренности с руководстве:.! БН/И.

2. ОШЩШШ ИСХОДНОГО СОСТАВА СИЯЕМ И СВОЙСТВ С0СТАВЛЯЩ1Х ИХ КСШОНЕНТОВ

2.1. Исходный состав смесей.

Состав природного газа устанавливается по результатам его химического анализа. Состав пластовой нефти илы ретроградного газа обычно определяется путем измерения количества газа и жидкости, на которые разделяются смеси при приведении их к нормальным условиям и проведения анализа каждой из полученных фаз.

Состав пластовых нефтей или конденсатов принято представлять в виде совокупности идентифицированных компонентов и остатка. Обычно идентифицируются углеводороды, содераащие до 5 - 7 атомов углерода, и неуглеводородные компоненты (азот, двуокись углерода, сероводород). Остаток состоит из большого числа истинных компонентов. Часто остаток представляют в качестве одного условного компонента, обладающего некоторыми средними свойствами от свойств входящих в остаток истинных компонентов. Представление остатка в качестве одного условного компонента целесообразно в тех случаях, в которых компоненты остатка не переходя? в газовую фазу.

При переходе части остатка в газ его свойства меняются, так как более летучие компоненты переходят в газовую фазу интенсивнее менее летучих. В таких условиях имеот смысл расчленять остаток на несколько условных компонентов, отличающихся своей способностью испаряться. Условные компоненты, из которых состоит остаток, устанавливают на основании данных по разгонке неф ** ти или конденсата, приписывая каждому условному компоненту

среднюю температуру кипения определенной части продукта. Поскольку каждый условный компонент состоит из большого числа истинных компонентов, то свойства условных коглпонеитов такг.о меняются при испарении, хотя в меньшей степени, чем при допущении, что остаток является одним условным компонентом. Расчленение остатка на условные компоненты производится по данным разгонки по истинным температурам кипения (НТК). Каждый условный компонент получают обычно объединением нескольких узких фракций. Температуры кипения условных компонентов и их плотности рассчитывают как среднемассовые этих величин у фракций, входящих в выбранный компонент.

Фракции дегазированных нефтей или конденсатов, имеющие температуры кипения ниже, чем компоненты, определяемые газовым анализом, не включают в остаток, а суммируют с соответствующими компонентами газовой фазы. Свойства неперегоняемой части остатка получают путем экстраполяции логарифма температуры кипения и логарифма плотности от логарифма суммарной массы отгона.

Условные компоненты должны охватить весь остаток, включая неперегоняемую часть. Для каждого условного компонента находят его массовую долю в остатке. Она равна отношена массы фракций, входящих в данный условный компонент, к массе всех фракций остатка.

Для каждого условного компонента по его средней температуре кипения и плотности с помощью рис. I находят молекулярную массу. По тесовым долям услозных компонентов    и    молеку

лярной массе /У; находят малыше доли условных компонен

тов в остатке

Здесь L меняется от К до/1 полагая, что значения от I до К - I относятся к идентифицируемым компонентам.

Если общая мольная доля остатка в смеси равна 2^. • ^то мольная доля с -го условного компонента в системе определяется соотно

= Z ocr/Vi

Пример расчленения остатка на условные компоненты дается в табл. 18.

В качестве примера получения исходных данных по составу системы рассмотрим определение состава пластовой нефти.

Состав пластовой нефти определяют при лабораторной сепарации глубинной пробы пластовой нефти под атмосферным давлением.

При этом определяют объём выделившегося газа л массу дегазированной нефти, на основании чего вычисляют газосодержаиш - отношение объёма газа в м³ при нормальных условиях ( 20°С и 1,033 кгс/см²) к массе нефти в т. Далее производят хромотографический анализ газа, определяют молекулярную массу дегазированной нефти и содержало газовых компонентов в ней*). Совокупность компонентов тяжелее исследуемых в газовых анализах рассматривают как остаток.

г.юльная долл с -ого (идентифицируемого) компонента в пластовой нефти определяется содержанием этого компонента в выдел:евшимся газе и в дегазированной нефти. Эту мольную долю вычисляют по выражению

₂ _ ¥i ft* /ft* + гто/1»л п-

‘' >2*n_sH + 24ОБО    ₍ j ₎

____ -

содержание газовых компонентов в дегазированной нефти определяют обычно по методике института "Хипровостокнефть".

где tyi - содержание i -ого компонента в газе, выделившемся из пластовой нефти; С меняется от I до ( К - I ), &_s - газо-содеряание в м³/т*);    /I»    - число молей L -ого здетифицируе-

мого компонента, содержащееся в I г дегазированной нефтл;

24060 - объём I моля газа в см³ при нормальных условиях; Пум. -молекулярная масса дегазированной нефти.

Мольная доля остатка в пластовой нефти определяется уравнением

л-1

%ОСТ ⁼

( 2 )

в котором значения 2^ рассчитываются по соотношению ( I ) Приведем пример расчёта состава пласиовой нефти в случае, когда остаток рассматривают как один условный компонент. Исходные данные по газосодержанию пластовой нефти и составу газа, выделенного из неё при лабораторной сепарации под атмосферным давлением, по составу и свойствам дегазированной нефти приведены в таблицах I и 2.

Рассчитанный состав пластовой нефти приведен в табл. 3.

Если, в пласте имеется свободный газ, то состав газонефтяной смеси определяют не по глубинной пробе пластовой нефти, а по газовому фактору, составу попутного газа и молекулярной массе дегазированной нефти. При этом можно пользоваться уравнением

и

( I ), понимая под значением не газосодержанпе, а газовый фактор. Получешгый в этом случае состав является не составом пластовой нефти, а составом поступающей в сквалзшу газонефтяной смеси. В пршгщше, если бы не отбирались глубинные пробы, можно

- объём в см³ на грамм совпадает с объёмом в I.:³ на тонну.

1

В большинстве случаев допустило пренебрегать отличием плотности при 15,6¹4/ от её величины при 20ч).

2

Если продукт не перегоняется в указанных пределах, то для приближенных расчётов можно брать средний наклон кривой разгонки в том интервале температур, в котором разгонка осуществляется.

3

РАСЧЙ* ФАЗОВЫХ равновесии

3.1. Общие положения

Метода расчёта фазовых равновесий в газонефтяных или газоконденсатных системах разделяются на два типа £ 1.4Д Первый исходит из общего условия фазовых равновесий - равенства химических потенциалов компонентов в сосуществующих фазах. Химические потенциалы находят с помощью уравнений состояния. Второй тип расчётов основан на эмпирическом принципе давления.