Министерство пеЛтяпой промышленности

УФИМСКИЙ НИТЯНОЙ ИНСТИТУТ СИБИРСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ НИТЯНОЙ ПРОШЛЕННОСТИ, ВСВООЮЗМЙ НЛУЧПО-ИСГДЩДОВАТ№рС1®.Я ИНСТИТУТ ПО СБОРУ, ПОДГОТОВКЕ И ТРАНСПОЭТУ ШТК Й НЕФТЕПРОДУКТОВ

УТВЕРВДШ Первым заместителем министра нефтяной Тр сдавленности B.H.HiTieBcmra 20 апреля 1984 г.

руководяиий доловит

МЕТОДИКА РАСЧЕТА ОСНОВНЫХ ФИЗИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ГАЗОНАСЫЩЕННОЙ НВДТИ

да атрщвгаш характеристик центрошш насосов

РД 39-30-1092-81

1984

Настоящий проект руководящего документа "Методика расчета основных Физических параметров газонэсыщенной неФти тля определения характеристик центробежных насосов" разработан по заказу ГлавтрзнснеФти квФелрой "Гидравлике и гидромаптнч" Уфимского нефтяного институте совместно с институтом СнбНИИНП и при участии института ШШОПТнеФть.

Методика устанавливает способы я порядок расчета состава и основных Физических параметров газонасыщенных нефтей для определения энергетических и кавитационных характеристик центробежных насосов. Методика предназначена для научных и инженерно-технических работников, связанных с проектированием и эксплуатацией магистральных нефтепроводов и нефтепромыслового обустройстве.

В разработке РД 39-30-1П92-84 участвовали: д-р тех. наук, профессор П.И.Тугунов, д-р тех. наук, профессор Л.Г.Колпаков, канд. тех. наук, допоит й.К.Рогачев, канд. тех. наук, ассистент А.А.Коршзк, канд. тех. Паук, доцент Р.А.Брот, аспирант Н.Г.Бурян-гпна - УФпмскиЙ нефтяной институт; зав. лабораторией института СнбНИИНП, канд. тех. наук-в ч.П1в♦*''■** зав. лабораторией института НИИОПТнеФть канд. тех. паук- Щ.И.р »уллип.

3.II. При заданные условиях оазга^ированич tдавление сепарации Р_с # температуря сепарации Тс ) относительный объем газа в двухфазной системе определяется выражением ^3.21). Ът равновесной жидкой Фазы давление сепарации Р_с одновременно является давлением насыщения при данной температуре. Чля определения объема гэза, растворенного в неФти при давления насыщения (газовый Фактора, процедура расчета Фазовых равновесий повторяется для оставшейся жилкой Фазы. В последнем случае величина газового Фактора соответствует объему газа, выделившемуся из каждого кубометра нефти при снижении давления до атмосферного ( Г₀).

Определив таким образе?? газовые Факторы ленной неФти при различных давлениях населения, можно получить кривую зависимости величины Го от давления насыщения. Для набора температур строится семейство таких кривых.

В программе предусмотрен расчет газового Фактора неФти при различных значениях давления насыщения и температуры. Метод расчета газового Фактора по компонентному составу неФтп универсален, пригоден ддя нефтей любой гозонасыпенности, для любого каличестве ступеней сепарации.

В результате расчета парамедров газонасыщепных нефтей по предлагаемой программе но ЭВМ серии ВС на печать выводятся следующие расчетные величины:

-    число молей каждого компонента в исходной пробе нефти*

-    молярные доли компонентов в газовой Фазе ( ^    )?

-    молярные доли компонентов в жидкой Фазе ( Xi )*

-    молекулярная масса газовой Фазы M_r S

-    молекулярная масса жидкой Фазы М* *

-    удельный объем газовой Фазы V_r *

-    удельный объем жидкой Фазы 1/_ж I

-    число молей в газовой Фазе;

-    число молей в жидкой Фазе;

-    объем газовой Фазы при нормальных условиях;

-    объем жидкой Фазы;

-    молекулярная масса в жидкой Фазе;

- относительный объем газа 5    при давлении насыщения;

- относительный объем газа 5* _f приведенный к атмосферному давление;

-    газовый фактор Г₀ ( Р, Т 1;

-    доля молл вещества в паровой Фазе при Р и Т - V .

В приложении 3 показан пример расчета параметров ГНН в состоянии равновесия с парами.

4. РАСЧЕТ КРИВОЙ НАСЫЩЕНИЯ ГАЗОНАЭДЕКНОГ!

нити сгню

4.1.    Кривая насыщения ГНН имеет самостоятельное значение при расчете характеристик насосов, а также используется при определении некоторых термодинамических параметров.

4.2.    Кривая насыщения ГНН соответствует равновесии о бесконечно малье.» количеством паров ее и строится кек Функция давления в диапазоне изменения температур перекачки.

4.3.    На линии насыщения систег.© находится почти полноотью в жидком состоянии, поэтому для нее можно записать уравнение

2 Ki -Xi *1 .    f4.I)

14

4.5.    Расчет производится при различных температурах Т методом последовательных приближения по давление с использованием результатов расчетов по разделу 3. Для облегчения расчетов методом последовательных итераций прилагаются кривые зависимости констант равновесия от Р и Т 'Приложение 4).

4.5.    В качестве ивового приближения ведаемся вначением давления насыщения, используя закон Рауля:

Р*⁼ £^Xi ,    (4.2)

где Psi - давление насыщения I -го компонента при температуре Т.

4.6.    Для компонента    берем    из    справочника    для    того

предельного углеводорода, молекулярная массе которого равна М_сб+.

4.7.    Для полученного в пункте 4.5. Ps при Т подсчитываем по формутам '3.3) константы равновесия К_с .

4.8.    Для рассчитанных значений по уравнению (4.1) находим сумму.

4.9.    Если подсчитанная по (4.1) сумке дает величину мвнъше единицы, расчет повторяем при пониженном давлении Р$ .

Наоборот, если суммирование дает цифру больше единицы, ьодбире-

цт болев высокое девтенив. Иотиннов значение Ps находим затем методом линейной интерполяции.

4.10.    Яш полученного о заранее заданно* степенью точности Значения Pg находим константы равновесия К\. и состав бесконечно малого количества пара, используя для каждого компонента зависимость

Vi ⁼    .    (_А3)

4.11.    Изложенный выяе метод расчета повторяем для каждой температуры с учетом выбранного интервала.

4.12.    По полученным данным строим ко~вую насыщения в координатах Р₅-Т для ГНН. Следует отметить, что расчет давления насыщения по известному компонентному составу является пвибтн-Кен.чытд’.

4.13.    Пример расчета тако* кривой по изложенной методике демонстрируется в приложении 4. Расчеты удобно выполнять по специальной подпрограмме, составленной для ЭВМ.

5. ПЛОТНОСТЬ ГА30НАСН!135Ня01 ЯВМЙ

9.1.    Птотность газонаоыщенной нейти уменьшается прямо пропорционально количеству растворенного газа. В условиях трубопроводного транспорта газонзоыиеПной не*?й количество растворенного г$зв таково, что плотность уменьваэтся не ботее чем на ICtf*

5.2.    Расчет плотности гаэонасы^енной не*ти может быть выполнен двумя методами: по компонентно:*? составу смеси, когда валвНы мольные доли x_L , молекулярные кассы М; и плотности в сжиженном состоянии компонентов, и по результатам разга-Зироеания проб - в этом случае должны экспериментально определяться плотность дегвзйрования не^и при температуре переквчки

, газовый Фактор Го и плотность выделяющегося разе Дегазации . Величины (J>_re и Го также могут быть рассчитаны по составу исходной смеси с использованием констант (разового равновесия Jew. раздел 3).

и

Определение птотмостя газонасцщепной нефти по ее компонентному составу

5.3. Коди известен компонентный гостов ГНИ для атмосферных ;*с товий по эксперимента тьннм данным, то оценке вптияннн плотности ГНН выполняется по зависимости, рекомендованной Стендингои л Катцем, в которой поправки на давление и температуру определяются по формулам ГкпровостонкеФть

⁺    »    (5.1)

где ^ - Фиктивная плотность гяэояасютепиоЯ неФти при стандартных ус ТОВИЯХ

Ml

М;

Л£_ра(Ш₁‘.-О,<5'и?₁ХР-0,0 Ш .

'5.2)

'5.3)

(5.4)

При известной молекулярной массе неФти И * поправки к значению плотности на температуру и павтение попускается рассчитывать по выражению:

^a?t = “7}===5—(²⁰‘^) 5    (5.5)

\| м *

^?^р=^Т~^(Р’^0И) •    ⁽⁵-⁶⁾

5.4. Расчет Фиктивной птотности газонаснпенной неФти пли стандартных устОвиях    выпотняется    в гтелпотокении, что ге-

эонасыщенная неФть поедставтяет соЗой смесь индивидуальных жидких компонентов. Рекомендуемы* ветичины птотности компонентов приведены в поитожении I.

5.5. Мотекутяонея масса И

и птстность

та *гексан плюс внешне" вычисляется по уравнениям

_ Мсц-jEz.’M; _

^Z4.

Mc_t+ =

)

С4 +

компонен-

(5.7)

iO

5.6. Фиктивная плотность метана и этана при определении величины плотности Г1Ш по выражению (5.2) рассчитывается по Фор-мудам

--____+ V* Мс4г^25,27

(5.IO)

(5.9)

где Mc_i<f- молекулярная пассе системы без метена и неуглеводородных газов;

М_£ - молекулярная масса системы без метана, этана и не-Угдеводородных га.*ов.

6.7. Введение поплавок к найденной величине плотности на температуру и давление в системе производится по Формулам (В.З), (5.4) или (5.5), (5.6^

Реглет плотности г88онвсышвнной иеФти по результатам реэгазироваиия проб

5.8.    Для определения плотности газонасыщенной нефти по известным плотности дегазированной квФти, газовому Фактору и плотности газа, выделяющегося из нефти той ее ряягазировэния, рекомендуется два метода.

5.9.    По ивового/ - более точному - плотность гаэонясышенной нефти при температуре t и давлении, равном давлению насыщения, вычисляется по уравнению.

Q _s JW-* Рго'Гэ

Yt g_M    (5.id

где Ьн *<*<,322 >10[h5,?^0% + 27j)]12)

объемный коэффициент газонасыщенной неФти при данной темпере-туре.

5.10.    Плотность газонасыщенной неФти при давлении, большем давления насыщения, находится по уравнению

где

^A?_f = ('.”*[< *<• ЯЯ0Н«Н**« -M* (Ц -(P-Pt); (5Л4

'5.13)

p _ ft + 4,W(t-20) i^ao “■    4+0,00<5i5lt-£0)

(5.15)

- плотность reзонасыченной нефти при температуре 2П°С. Данная Фор пуча даот хорошие оезучьтаты при газовых факторах от 0 до 30 нм/м³.

5.II. Более удобной для оперативных расчетов явтяется зависимость, аналогичная выражению (5.1), где Фиктивная плотность^ газонасыщениой нефти при стандартных условиях определяется по формуле:

(5,16)

?*

плотность дегазированной неФтн при стандартных условиях, кг/м³;

9го - плотность насыщаюшего нефть газа, кг/м^э.

Фактическое значение плотности находится по выражению (5.1), где поправки на давление и температуру рассчитываются по Формулам (5.3), (5.4) или '5.6), (5.6).

где

6. ПОВЕРХНОСТНОЕ НАТЯИЗНИВ ИТОГИ НА ГРАНИЦЕ 3 ГАЗОМ В РАЗНОВЕСОМ СОСТОЯНИИ

6.1. Расчет поверхностного натяжения неФти на гранте с газом ведется по уравнении:

е'^А = Pch_i(x_ifa- ), ю [-i-.] ₍₆.

I)

где Р_с^.- пэрахор 1-го компоненте;

_Xi мольные доли t-ro компонента в нефтяной и гаэо-¹ вой Фазах 'см. раздел 3);

p п - плотность яеФтяяоЙ я газовой to:?, кг/м^я{

Miu. Пг“ ^{мо,геку,Я1)НИ0}    ЙВФтяпоЙ    я    газовой toa.

'в.2. Значения Пвряхороя д*я N_f>C0j_;Ci, Cj C_f находятся по таблице (приложение I), $ пэрахор Фракции - с потовые графика (приложение 7) по Молекулярной массе дегазированной не^>—

ТЯ.

7. ВЯЗКОСТЬ ГА«ЖА0И1ЕНН(Л ШГ-ТИ

7.Х. Вяакость гезонасыченпой пяфтя также может бить найдена как по компонентному составу смеси, так и с иоНо1Ьдовением лан-ннх по результатам рязгазироввния конкретной пробы гаэпнасыяен-ной неФти. В последнем стучав надаин вязкость я птотность дегазированной нефти прй температуре перекачки    •    газовый

фактор Го . птотйость газа дегазации п » приведенная к температуре 273 К.

Определение вязкости РНН По данным разгазирования проб

7.2.    Расчет вязкости газопооншеяной Нефти |U по ее компонентному cocT8Ev должен пр.тменяться тогда, коГлв отсутствую* какие-либо экспериментальные данные По свойствам рчссм8*риваемой системы. Наиболее точно величина JjC может быть оггределена по экспериментально найденным значениям вязкости К плотности дегазированной неФтп, количеству и плотности Выделяющегося при разгази-рованли про*ы газа.

7.3.    Расчет вязкости га^ояэсыгсенной иеФ*и при температуре f

Ms*

(Т*а/ГО^а

(7.1)

и давлении насыщения P_s необходимо вости по Формуле

где коэффициент CL вычисляется по яедпеимости

1_%мзог o,o2f5i о,одезг

а» 1,5212-10    -9_{Г0 >}    (7.2.)

Формула ^гп.1) получена обработкой этсперпментатъных данных

по нефтям , свойстве нотопых изменяются в слелуплтх пределах? плотность - от 7^0 до 9^4 кг/м³ ; динамическая вязкость - от I ло 56 мПя с | газовый Фактов - от 0 по ЗП нм³/м³ | плотность растворенного газа - от I яо 2 кг/м³.

7.4. В тоубопооводах давление поевнпает величину давления насыщения. Поправка вязкости на давление вносится по уравнению

р(р) ”jW,[< ⁺ 0< (Р'Р₄)] ,    Г.З)

где оС - пьвзоКоэФФицивнт вязкости вычисляется по зависимости

-5    0,2906

сС-в,Н0Ц* _#    (7.4)

Расчет вязкости гязонаснлениой неФти по ее компонентному составу

7.5.    Расчет вязкости газокэоычш иной неФти по её компонентному составу должен применяться .тишь тогда, когда отсутствчгт какие-либо эксперименте.дьндо данные по свойствам рассматриваемой системы .

7.6.    В основу метола положен расчет по константам равновесия, приведенный в разделе 3. Величины газового Фактора и плотности газа берутся по результатам расчета сепарации газонвсыщен-ной нефти при температуре 20°С! , в в качестве плотности дегазированной нефти при стандартной температуре ^_J0 должна быть вэята плотность жилкой Фазы, получаемой в результате сепарвпии газонасы’зенной кеФги при стандартных условиях .

7.7.    Выполняется расчет плотпостЯ дегазированной неФти при температуре перекачки

7.8.    Ллнамячегкая резкость дегазированной неФти при температуре перекачки находится по выражению

(a_3t = ^exp[^aoⁱ'^a^?it'“^a2)‘^ta3    J    >

где OLg_tCL_ifOi_t(X- коэффициенты, определяемые методом наиыеньвгах квадратов на основании экспериментальных денных для каждого района нефтедобычи.

Ориентировочно в области температур от 10 до 40°С можно при-пять й.= -1,04 ;    а,=-0,7?.66Л0^-2;    =680    j    й,    =0,658.ГО"⁴.

7.9. По формуле (7.1) вычисляется вяэкость гезонясыщенной нефти.

8.ТЕПЛОЕМКОСТЬ, ТЕПЛОПРОВОДНОСТЬ И ТЕПЛОТА ПАРООБРАЗОВАНИЯ ГАЗОНАСЮТШОП ИШ

8.1.    Теплоемкость

Удельную теплоемкость гвэонасыщенной нефти рекомендуется определять по формуле Крего:

с, =    (ш+з_л39Т) ,    [^л>%..к] (8.1)

-    гОЪ

^ГД6 ии ~ плотность г830наскщенной нефти при 293 К ;

определяется по зависимости , представленной в разделе 5 ;

Т - температура не&тп (нефтепродукта).

8.2.    Коэффициент теплопроводности

Коэффициент тепдогфоводности рекомендуется определять по

\ = -₀-(<-о,о00*4) ,

Р*

8.3^ Теплота парообразования

Связь между мольной теплотой испарения Г , давлением насыщенного пара Pjj , температурой Т и изменением объема систе-и

следует вэ уравнения Клапейрона-Клаузиуса 80,2 т₄-Т,

С помощью представленной зависимости можно приближенно вычислить значение мольной теплоты испарения, когда известны значения Ри ^и Р$г " давления насыщения нефти при температурах Tj и

Определение значений давлений насыщения газочасыщенной нефти от температуры рассмотрено в разделе 4.

РУКОВОДИЛ ДОКУMd гг

ЬАзтоянка расчета основных Физических параметров гаэонасыщвнпых неФтей аля определима характеристик центробежных насосов

РД 39‘-30-1092*84    Вводится    впервые

Приказом Министерстве нефтяной арояшияеяаосю от 13,05. ХШ г.    #    3$9

Сред введения установлен с GI.Q8.fti Срок действия до 0<.0|.(?а____

г. опт шшлвия

Г.1. Настоящая методика устанавливает способы и порядок расчета состава я основных Физичасдтгх параметров гапонэсыденных нефтей для определения анерге- • часк^т-г ч капитациотгых характеристик пептробекних пасо^'В, Методика проднсзиечена для научных к инкенерно-техпических «батников, связанных с проектированием я эксплуатацией магистральных нефтепроводов я нефтепромыслового обустройства.

1.2.    В число определяемых фняяческих параметров входят:

плотность р , вязкооть _# поверхностное натякение б • относительный объем газа в двухфазной системе S • гвяовый Фактор нефти Г , теплоемкость нефти Ср , теплопроводность нефти \    , скрытая теплота парообразования р ,

Для определения этих параметров приводятся расчетные Формулы, позволяющие определять их при заданных, значениях давления, теи-Пвратуры и компонентном составе иеФти.

1.3.    Укязанные параметры газопасыщештоЙ нефти определяются

в однородном состояния для уоловчй, близких к давлению насышвзщя. В Отдельных случаях приводятся формулы для расчета параметров двухфазного состояния «ли при давлениях, существенно больших давления насыщения, иод газонасыщенной понимается нефть, нотордя при за денной температуре имеет давление насыщения выла атмосферного.

ПРИЛОЖЕНИЕ I

Физические свойства компонентов газонеФтяних систем

Л.» (Компонент!дотеку-(Крптичес- (Крятичес- !Плотность (Пйрахор пп ! (лярпач (рая тем- (кое дав*^ (жидкости при !компояен- ? (масла, (перятуря. (леггие, Ша! стандартных (та , ! ! ! м-, ;т,1(к ! p*i (условия*, 1 !ГГ/*Я ( _ I Pch^ I ( 2 ! 3 ! 4 I 5 ' 6 ! 7 I С02 44,01 304,2 7,50 578 78 2 N2 20,02 126,1 3,40 467 41 3 сп4 16,01 190,7 4,58 J* 70,38 4 с2«б Зп.сг? зов.о 4,88 110,85 5 спи0 44,09 369,Я 4,34 508 150,8 6 1-С4»ГО 58,12 407,2 3,72 563 181,5 7 п-С4Н10 50,12 425,2 3,57 584 190,3 0 72,15 461,0 3,28 623 229,8 9 П‘С5Н10 72,15 470,4 3,30 631 231,3

Ирлкечэпие: п Величина плотности метана и этапа при стандартна условиях рассчитываются по данным о составе полной Фазы

1.4.    Большинство расчетных Людом Физических параметров газо-

насыщенных нефтей содержат явно или неявно параметры газожидкостной смеси # Мг • Мх • V_r $    и    другие,    а также ве

личину мольной концентрации компонентов в жидкой и газовой Фазах

X; и yi . Поэтому в методику включен разлет, в котором изложены методы расчете этих параметров по константам «тазового равновесия.

1.5.    Предлагаемые расчетные методы применимы при давлениях от 0,1 МПа до ?,0 МПа и температурах в интервале от 5 до 90°0 (в отдельных случаях диапазон применимости тех или иных выражений оговорен дополнительно)

I 6. Способы прямого экспериментального определения состава, свойств газонефтяных систем и составляющих их компонентов, знание которых необходимо при подготовке исходных данных для расчетов, должны соответствовать требованиям отраслевого стандарта "Нефть. Типовое исследование пластовой неФти. Соъем исследований, форма представчеки* результатов" (ОСТ 39-112-80) и отраслевой "Инструкции по определен;!¹') газовых Факторов и ресурсов нефтяного газа, извлекаемого из недр" (РД 39-1-353-80).

2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТОВ

2.1.    Основные выражения для расчета параметров газоиасыщекной нефти (ГНН) базируются на минимальном количестве исходных данных. Такими исходными данными являются: давление Р , температура Т , компонентный состав газонефтяной смеси 2. * и ее молекулярная месса Мои .

2.2.    Если известны экспериментальные значения плотности fa , вязкости рц дегазированной нефти и газового Фактора, получаемого при однократном разгззировании газопзсыщаяяой нефти, то искомые величины можно рассчитать по прявешзгам в методике зх:пирическви формулам.

2.3.    В рекомендуемых методикой расчетах физических свойств фаз используются такие физические свойства индивидуальных компонентов, как критические параметры (температура 7* и давление Р* ), молекулярная масса, плотность при стандартных условиях. Значение

этих параметров для индивидуальных компонентов приведены в приложении I.

2.4. Последовательность разделов методики определяется необходимость*) предварительного расчета параметров ГКН в состоянии равновесия с ее ларами. Эти расчеты изтокены в разделах 3 я 4. Последующие Формулы базируется на сведениях о равновесном состоянии системы. Некоторые дополнительные исходные данные приводятся в тексте методики.

3. РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ГАЗОНАСЫЩЕПНО^ НВ5ТИ В СОСТОЯНИИ РАВНОВЕСИЯ С TJ ПАРАМИ

Расчет Фазовых равновесий

3.1.    В общем случае задача определения коглтонентного состава и молекулярной массы газонэснщенной неФти при условиях сепарации ( Р_с и Тс ) сводится к расчету Фэзовэго равновесия исходной газонефтяной смеси ^fпластовой неФти или неФти с предыдущей ступени сепарация) при заданных термодинамических условиях.

3.2.    Расчет Фазовых равновесий пои давлениях выше 7,0 VGla рекомендуется проводить в соответствии с требованиями руководящих документов "Методика расчета Фазовых равновесий и Физических свойств Фаз ноФтегазоконденсзтных систем" (РЛ 39-I-343-0O)

и "Руководство по расчету Фазовых превращений газоконденсатных систем и свойств Фаз на ЭЗ\Г (РЧ 39-I-579-8I).

3.3.    Рекомендуемый настоящей методикой способ расчета Фазового равновесия при давлениях няне 7,0 МПа основан не использовании более доступной исходной информации и имеет простую технику счета. Последовательность расчетов приведепа как для ручного счета, так и для ЭВМ. Отдельные разовые и проверочные расчеты могут проводиться вручную. Программа расчетов на ЭВМ ЕС-1022 представлена в приложении 2.

3.4.    Исходными данными для работы программы являются:

- компонентный состав ГНН ( Z_K ), молярная концентрация десяти компонентов в следующей последовательности: СОN 2* СН_4# C^Hg, C₃H_Q, изо-С^Ндо, ^Н“^С4^Х0* ^И30"^С5^Х2* ^Н“^С5^П12* ^6⁺ высгтие (совокупность компонентов тяжелее гексана "Cg+ высете"

ра семах ривакуюч лая отгн гипотетический компонент, обляпптпнй свойствами, средними лад впей совокупности входяцих в его состав истинных компонентов);

-    температура оепарагглн, Т_г , К ;

-    а1сол*>тное давление сепярегтии, Р_с , МПа ;

-    количество ступеней сепарации;

-    мочекуадонис массы компонентов;

-    молекулярная масса комплекса С^- выспгие» переходящего в гоэсвую йвэу;

-    неходкая месса ГКН* Inon кг;

-    маркировочные лепные (дата проведения расчетов, название месторождения, индекс пласта).

3.5. Относительные количества и составы находящихся в равновесии роэдеченных людной к газовой tea определяются системой уравнений Азовых концентраций;

где П - число компонентов ГВ данном случае - 10);

Z; - мольная доля i-того компонента в Исходной сиотекй?; X_i;y_t- мачьная доля i -того компонента соответственно в киг.кой и газовой !*азах;

Ki- чгнотаНта базового равноресня i-того Компонента; L,V- мольнаН доля газовой и чидкой rfea л исходной системе.

З.б. Конотанта базового равновесия характеризует соотношу кие молытх допей компонента в газовой и жидкой гТ>8эах:

В оОшем случае конствита Лазорого равновесия является Функцией пезавиеймых переменных, число которых равно числу компонентов системы. В рассматриваемых частных случаях лчн газочеФтпннх смесей в диапазоне давлений ПД - 7,0 МПа константы базового равновесия можно считать эавися'Дими только от давлений и температуры. Особенности Фазового повеления метана, огона и условного компо-

нента C.q^ высшие, содержащего практически неделимый хроматографическими методами остаток, учитывается бчегодеря эксперимента льно определенным закономерностям, приближенно соблюдаючпыея для природных систем неФтяннх месторождения. Расчет значения константы фазового равновесия l-того компонента сводится к после цова те дьноку ращению следующих внониенийх

где р - заданное давление разгазирования, МПа;

"Г - 8вданная температура, К;

- независимые от условий рачгазирования величины, характеризующие природу [-того компонента.

Величина Т£- представляет собой условную или фактическую температуру кипения [-того компоненте, в значение Ь; численно равно комплексному параметру

#    19    Рк;    +    i

k* j-Г^- ’

р    ^т*'.

где г*; и I - критические давления и температура i -того компонента.

Рекомендуемые для расчета констант равновесия значения fe; и Т$. тгриведепы в таблице I.

Таблица I

Значения вспомогательных величин для расчета Фавового равновесия

3.3. МоЧ*КУЛЧр!Шв мессы и составы газовой и жидкой Фаз свя эаии соотношениями:

Mr-iMi-yi ;    0.15)

i*»

;    (зле)

Mc*=iNVz_v = №r-V-»-M„-L .    0.17)

МЬлекулярпвя массе условного компонента Cg ₄ висте в жилкой фаве рассчитывается путем прео^вазовапня выражения (3.17);

м~ а М.см-Мг-V-L    гз.ш

^с‘*    L-x_c%4

В газовой Фазе компонент ^_рнстив им«ет переменную молеку-лярн^г массу, зэвисллрпо от его состава и параметров сепарация.

При низких ?до 2П°0) темттеоатурзх сепарации мотекутарную массу компонента ^б4.р_ЫСГТ^_е в газе допускается принимать близкой к значению молекулярной массы гексана (N6,ТВ). При повышенных температурах молекулярная масса компонента ^с^._ВНГч_ИПв определяется по формуле:

М , = 59,8 (• К_С( + £lqtс -о,¹1 (1дР'Ч)щ>(э. п)

Расчет относительного содержания газа в газонефтяной смеси при заданных Р и Т

3.9. Одним из важных параметров гаэонасетлепной неФти при ее транспорте является относительное содержание газа, которое определяет соотношение объемов или масс газовой и жидкой Фаз в газонефтяной смеси при заданных давтепии и температуре перекачки.

Относительикм массовым содержанием газа §* назовем величину

^(P.T)--^^r;.L"    а-т

где Mr’V • ноля моля в газовой Фазе, нахотцшзяся в равновесии при данном девлеиги и температуре с полей моля в жидкой Фазе М *• L*

Величина М _r *V/^_r = V,! равна объему поли моля газа, нвходяллгося в равповесии с'жидкостью.

Величине Мх'L /о_ж* V* Р*вня объему доли моля жидкости, находящейся в равновесии о гяэом.

Относительный о^ьем газа 5 есть величина, равная отношении

Мг-У-9ж _УЛУ Мж-ьр_Р \: i

£*7M'j, '*•*»

гле

V_r^M- о^ьем, занимаемый при Р и Т очини молем газа, находящегося в Равновесия с жидкостью ;

У"- о^ъем, занимаемый при Р и Т одним молем жидкости, находящееся в рарновесии с газом.

3.10. Численное значение относительного объема газа в смеси определяется после подстановки в уравнение ^3.21) результатов расчета (йаяовьгх равновесий. Процедура отыскания плотности жидкой (Ъеэн    в    зависимости    от    состава,    дэвленич    и

температуры приводится в разделе 5.

Плотность газовой Фазы при заданных Р и Т рассчитывается согласно уравнению состояния :

?_Г(РЛ>

Mr -т. • Р 22,* К -Т Р₀-2

₌ Mr- 273,(5 • Р /г * Mr • Р 22,4*4-Т-0,<• Z ²⁵ J.z

(3.22)

гле Z. - коя^ипиент сжимаемости газа ;

22.4- о^ъем одного моля газа при Нормальных условиях ( Р₀=П*Х МПа; Т.=273,15 К)

С достаточной для инженерных целей точностью ноэ'Мициент сжимаемости может ^ыль опреледен из выражения :

f „ 3,52- Рп ^ 0,274 -Рп¹ ^сТШ^Г    •    7п

'3.23)

гле привеланяне параметры

• т-

Ru ’ ^п

Рп

т

^гч>