Жидкие смеси. Состав и характеристика жидкой смеси

Универсальное уравнение состояния реальных газов. Методы определения коэффициента сжимаемости газа. Газовые конденсаты. Жидкие смеси. Состав и характеристика жидкой смеси. Объём паров после испарения жидкости. Содержание тяжелых углеводородов в газе. Фазовые состояния углеводородных систем. Условия равновесия двухфазной системы. Количественное решение двухфазной системы.Упругость насыщенных паров. Явления обратной конденсации и испарения. Упругость насыщенных паров. Растворимость газов в жидкостях.

Универсальное уравнение состояния газа мы с Вами рассмотрели в лекции 3. Помимо этого ознакомимся с уравнением состояния газа с вириальными коэффициентами

(1)

В этом уравнении коэффициент сверхсжимаемости Z приведён в виде степенного ряда. В, С, D – соответственно двойной тройной и четверной вириальные коэффициенты являющиеся функцией только температуры и зависящие в основном от молекулярных взаимодействий, в которых одновременно участвуют соответственно две, три и четыре молекулы газа. Определять вириальные коэффициенты и коэффициенты сверхсжимаемости можно более точно только для газов состоящих из простых молекул, например, кислород азот.

Согласно молекулярно-кинетической теории с помощью коэффициента учитываются силы взаимодействия молекул Z. Причём если Z < 1 то преобладают силы притяжения если же Z > 1 то преобладают силы отталкивания, при Z = 1 состояние молекулярных сил равновесное.

На рисунке 1 представлен характер изменения поведения коэффициента сверхсжимаемости в зависимости от давления при постоянной температуре газа.

Наибольшее распространение определения коэффициента сверхсжимаемости для газовых смесей месторождений природных газов при давлениях до 70 МПа получил метод его определения по графику, приведенному на рисунке 2.

Рисунок 1. Типичный график изменения коэффициента сверхсжимаемости от давления при постоянной температуре.

Рисунок 2. Зависимость коэффициента сверхсжимаемости Z природных газов от приведенных давления и температуры.

В основе построения этого графика положен принцип соответственных состояний, т.е. при одинаковых значениях приведенных давлений Р_пр и температур Т_пр различные вещества имеют одинаковые значения коэффициента сверхсжимаемости Z.

Методика определения коэффициента сверхсжимаемости Z сводится к следующему. Первоначально по рисункам 2 и 3 или по формуле (2) в зависимости от относительной плотности и состава газа определяют среднекритические давление и температуру, а за тем приведенные давление и температуру.

Среднекритические (псевдокритические) давление и температуру смеси можно рассчитать по формуле (2):

где х₁, х₂…,х_n – объёмные доли компонентов, входящих в состав газа;

Р_кр1, Р_кр2…, Р_крn – критические давления компонентов;

Т_р1, Т_р2…, Т_рn – критические температуры компонентов.

Рисунок 3. Зависимость среднекритического давления от относительной плотности газа по воздуху:

1 – газовые месторождения;

2 – газоконденсатные месторождения ().

Рисунок 4. Зависимость среднекритической температуры от относительной плотности газа по воздуху:

1 – газовые месторождения;

2 – газоконденсатные месторождения ().

При содержании в газе N₂, СО₂ и H₂S более 15 % объёмных вместо графиков для определения Р_кр и Т_кр можно использовать формулу (2).

Далее по зависимости приведенной на рисунке 1 определяют соответствующее Р_пр и Т_пр и значение коэффициента сверхсжимаемости Z.

В таблице 1 приведены сведения некоторых физико-химических параметрах компонентов, входящих в состав природного газа.

Как говорилось ранее, в пластовых условиях в газоконденсатных месторождениях находятся высококипящие углеводороды (С₅Н₁₂₊), в составе которых присутствуют бензиновые, керосиновые и масляные фракции, кипящие при температуре до 500 ^оС. Массовая доля этана и пропан - бутановой фракции достигает 25 %

Таблица 1. Основные свойства компонентов

природного газа

Показа- тели	СН4	С2Н6	С3Н8	i- С4Н10	n- С4Н10	i- С4Н10	n- С4Н10	СО2	СО	Н2S	N2	Пары воды	Воздух
Молеку-лярная масса	16,042	30,068	44,094	58,124	58,124	72,147	72,147	44,01	28,01	34,076	28,016	18,016	28,966
Газовая постоян- ная	52,90	28,22	19,26	14,60	14,60	11,76	11,76	19,14	30,26	24,89	30,13	47,10	29,27
Ткр,, 0С	-82,5	33,0	96,6	134,0	152,0	187,7	197,2	31,1	-140,2	100,4	-147,00	374,10	-140,70
Ркр, МПа	4,58	4,85	4,34	3,82	3,57	3,29	3,30	7,29	3,45	8,89	3,35	21,75	3,72
Плотность по воздуху	0,554	1,038	1,523	2,007	2,007	2,4908	2,4908	1,5291	0,968	1,1906	1,2505	0,804	1,2930

В составе высококипящих углеводородов пластовой газоконденсатной системы содержаться углеводороды трех химических групп: метановые, нафтеновые и ароматические, причём их соотношения весьма различаются для различных газоконденсатных месторождений. В таблице 2 приведена краткая характеристика газового конденсата ряда месторождений СНГ.

Содержание высококипящих углеводородов тем выше,

чем выше пластовые давления и температура. Следует отметить, что условия формирования месторождения могут существенно повлиять на такую закономерность.

В этой связи в природе могут встречаться три типа газоконденсатных залежей - насыщенные, недонасыщенные и перегретые. Для последних типов залежей свойственно, что пластовая температура выше критической температуры конденсации пластовой системы.

Насыщенные газоконденсатные системы образуются,если в процессе формирования залежей имеются источники снабжения газовой фазы высококипящими углеводородами (нефтяная оторочка или вблизи лежащие нефтяные месторождения).

Таблица 2. Качественная характеристика конденсатов

Месторождение	Содержание углеводородов, % массовый	Молекулярный вес	Плот ность, г/см3	Вязкость, сст
Ароматические	Нафте-новые	Мета-новые
Шебелинское	14,10	33,20	52,70		0,7665	1,4290
Крестищенское	14,20	30,20	55,60		0,7864	1,6250
Кегичевское	17,60	44,20	38,20		0,7724	1,0210
Южно-Советское	40,00	30,00	30,00		0,7950	1,2000
Староминское	12,96	22,39	64,55	-	0,7070	0,9787
Некрасовское	44,50	19,20	36,30	-	0,8115	1,0000
Березанское	45,00	25,00	30,00	-	0,8020	1,2210
Шатлыкское	8,70	9,40	80,90	-	0,7578	1,6700
Ачакское	20,50	35,30	63,20		0,7652	1,3900
Наипское	26,30	29,60	44,10		0,7817	1,2900
Гугуртли	29,60	32,30	38,20		0,7866	1,2900
Беурдешек	20,4	33,40	46,20		0,7739	1,2000
Оренбургское	21,30	22,50	56,20		0,6970	-
Игримское	4,75	63,15	32,10		0,7718	1,0006
Пунгинское	6,00	56,00	38,00		0,7410	0,9810
Средне-Вилюйское	25,20	44,40	30,40	-	0,7430	1,3500
Южно Мубарекское	10,00	9,00	81,00		0,7314	0,7700
Газлинское	29,00	30,00	41,00		0,7545	-
Вуктыльское	12,00	18,00	70,00		0,7283	-
Уренгойское	18,30	40,00	41,70	-	0,8141	1,5900

В пережатых пластовых системах даже при высоком содержании углеводородов С_5+выс в пластовых газах давление начала конденсации всегда ниже пластового.

Следует отметить, что характерной особенностью газоконденсатных газов является уменьшение концентрации от этана к пропану, и от пропана по отношению к бутанам, тогда как в нефтяных газах указанная закономерность отсутствует.

В газах, растворенных в нефтях, содержание этана всегда меньше содержания пропана, т.е. коэффициент отношения этана к пропануС₂/С₃ < 1.

В газах газоконденсатных месторождений эта величина составляет 2 – 6. Отношение метана к сумме тяжелых углеводородов С₁/С₂₊ в а газах газоконденсатных месторождений составляет порядка 10, а в газах, растворенных в нефти до 13.

Газовые конденсаты можно подразделить три основные категории:

- малосернистые и малоароматизированные;

- высокоароматизированные с содержанием более 20% ароматических углеводородов;

- сернистые и высокосернистые содержанием серы более 0,2 %.

Первая категория имеет несколько групп, различающихся по фракционному составу. В первую группу входят конденсаты, имеющий фракционный состав, аналогичный бензинам. Во вторую группу входят конденсаты, близкие по характеристикам к реактивным топливам. Третья группа содержит конденсаты, которые соответствуют по фракционному составу реактивным (фракция 145 – 285 ⁰С) или дизельным топливам (фракция 145 – 350 ⁰С).

Состав жидкой смеси характеризуется массовыми или молярными концентрациями компонентов.

Средняя плотность жидкой смеси ρ_см вычисляется по формуле

(3)

где g₁, g₂,..., g_n - массовые концентрации компонентов жидкой смеси, %;

х₁, х₂...,х_n - молярные концентрации компонентов жидкой смеси, %;

M₁, М₂,.... М_n - молекулярные массы компонентов;

М_см - средняя молекулярная масса жидкой смеси;

ρ₁, ρ₂ …ρ_n - плотности компонентов жидкой смеси, кг/м³.

Объём паров, получаемый после испарения жидкого углеводорода (при нормальных физических условиях), можно подсчитать по формуле

где G - масса жидкого углеводорода, кг;

М - молекулярная масса углеводорода;

ρ_н - плотность паров углеводорода при 0,1013 МПа и 273 К, кг/м³.

Если имеется смесь жидких углеводородов, то объём паров определяют по этой же формуле, в которой вместо М подставляют среднюю молекулярную массу смеси испарившихся углеводородов М_см.