Процесс
сепарации сырой нефти от газа можно изучать двумя методами:
1. по результатам
замера продукции скважин на групповых замерных установках;
2. на основании
аналитических расчётов с использованием уравнений фазовых состоянии.
Оба эти метода
имеют свои преимущества и недостатки. Основное преимущество первого метода
заключается в том, что здесь мы имеем дело с непосредственными замерами,
отвечающими реальной работе скважин. К недостаткам этого метода относится то,
что при неоднократных замерах газового фактора могут быть получены различные их
значения вследствие неточности замеров дебитов газа и нефти, изменения
температуры окружающего воздуха и давления в сепараторе, неустановившегося характера
фазовых превращении в сепараторе.
С точки зрения
теорий аналитический метод расчёта сепарации газа от нефти является более
обоснованным, но точность результатов таких расчётов во многом зависит от
принятой методики расчётов и от выбора констант равновесия.
При расчёте сепарации нефти от газа используют следующие уравнения:
(8.1.2)
где Yi – мольная
концентрация i-го компонента в газовой фазе;
Xi – мольная концентрация i-го компонента в жидкой фазе;
Zi - мольная концентрация i-го
компонента в исходной смеси;
ki
–
константы равновесия i-го компонента при
известных температуре и давлении смеси
в сепараторе;
L и N –
мольная доля вещества соответственно в жидкой и газовой фазе.
Расчёты по уравнению (1) и (2) производят
следующим образом:
1. выписывают данные о
составе пластовой смеси по результатам лабораторных исследований;
2. выбирают условие
сепарации по температуре и давлению;
3. выбирают графики или
таблицы по константам равновесия применительно к интересующей нас системе;
4. по данным графиков
определяют величины ki
для
каждого компонента при заданных давлениях и температуре;
5. задаются величиной N или L( N+L=1 ) и, решая одну из систем уравнения (1) или (2), находят
Если