Расчёт сепарации и оптимальное давление сепаратора

Кратко о главном

Каждая ступень — расчёт однократного испарения при её давлении и температуре; сырьё ступени — жидкость предыдущей ступени. Последняя ступень — резервуар при атмосферном давлении.
Доля пластовой нефти, дошедшая до резервуара жидкостью, — произведение долей жидкости всех ступеней: $n_{\text{дег}} = \prod_j (1 - V_j)$ . Газ ступени $j$ — её доля $V_j$ от того, что до неё дошло.
Газовый фактор ступени — её газ в стандартных условиях на 1 м³ дегазированной нефти. Газосодержание $R_{sb}$ — сумма по всем ступеням, включая резервуар.
$B_{ob}$ — мольный объём пластовой нефти, делённый на объём дегазированной нефти, полученной из киломоля пластовой. Проверка — баланс масс.
При слишком низком давлении первой ступени промежуточные компоненты уходят с её газом, при слишком высоком — с газом резервуара, куда доходит много метана. Между этими крайностями — оптимум: наименьшие $R_{sb}$ и $B_{ob}$ , наибольший выход нефти.
Каждая следующая ступень даёт меньше предыдущей. В выгодной схеме отношения давлений соседних ступеней близки между собой.

Ключевые соотношения

n_{\text{дег}} = \prod_{j=1}^{N}(1 - V_j),\qquad n_{g,j} = V_j\prod_{k<j}(1 - V_k)

моли дегазированной нефти и газа ступени $j$ на 1 кмоль пластовой нефти

R_j = \frac{n_{g,j}V_{m,\text{ст}}}{V_{\text{дег}}},\qquad R_{sb} = \sum_j R_j

газовый фактор ступени и газосодержание; $V_{\text{дег}} = n_{\text{дег}}M_{\text{дег}}/\rho_{\text{дег}}$

B_{ob} = \frac{M_{\text{пл}}/\rho_{ob}}{V_{\text{дег}}}

объёмный коэффициент при давлении насыщения

B_{ob}\,\rho_{ob} = \rho_{\text{дег}} + \sum_j R_j\,\gamma_{g,j}\,\rho_{\text{возд}}

проверка балансом масс на 1 м³ дегазированной нефти

Где чаще всего ошибаются

Забыть газ резервуара: он тоже был растворён в пластовой нефти и входит в $R_{sb}$ .
Складывать мольные доли газа ступеней: доля второй ступени относится к жидкости первой, а не к пластовой нефти.
Относить газ сепаратора к объёму нефти, вышедшей из сепаратора, и сравнивать это число с газосодержанием на 1 м³ дегазированной нефти.
Подставлять в расчёт равновесия избыточные давления сепараторов вместо абсолютных.
Считать $R_{sb}$ и $B_{ob}$ свойствами нефти без указания схемы и условий сепарации.

После урока вы сможете

описать многоступенчатую сепарацию как цепочку расчётов однократного испарения и вести баланс молей по ступеням;
рассчитать доли газа на ступенях, количество и состав дегазированной нефти и газа каждой ступени;
перейти от молей к объёмам: найти газовый фактор каждой ступени, газосодержание $R_{sb}$ и объёмный коэффициент $B_{ob}$ и проверить их балансом масс;
объяснить, почему у давления первой ступени есть оптимум, и найти его по расчётной кривой;
оценить, как на выход нефти влияют температура сепарации и число ступеней, и назвать допущения расчёта.

Ступени сепарации

Нефть приходит из скважины под давлением в единицы мегапаскалей. На промысле давление снижают не сразу, а ступенями. На каждой ступени сепарации (stage separation) газ и жидкость доводят до равновесия при заданных давлении и температуре и разводят по разным линиям: газ уходит в газовую систему, жидкость — на следующую ступень с более низким давлением. Последняя ступень — резервуар (stock tank) при давлении, близком к атмосферному; оставшаяся в нём жидкость и есть дегазированная нефть. Схему «сепаратор + резервуар» называют двухступенчатой, «два сепаратора + резервуар» — трёхступенчатой.

СхемаТрёхступенчатая сепарация как цепочка расчётов однократного испарения: на 1 кмоль пластовой нефти каждая ступень отводит долю

V_j

пришедшей к ней жидкости в газ; до резервуара жидкостью доходит произведение долей жидкости всех ступеней.

Зачем ступени, если в конце давление всё равно атмосферное? Распределение компонента между газом и жидкостью задаёт константа равновесия $K_i$ (Фазовое равновесие пар–жидкость). При давлении в 1–2 МПа константы пропана и бутанов близки к единице или меньше её, а у метана и этана они велики. Поэтому газ, отделённый при таком давлении, состоит в основном из метана и этана, а промежуточные компоненты остаются в жидкости. Когда эта жидкость приходит в резервуар, растворённого метана в ней уже мало, и газ резервуара уносит с собой немного пропана и бутанов. Если же снизить давление сразу до атмосферного, весь метан выделяется там, где константы пропана и бутанов в разы больше единицы, — и промежуточные компоненты уходят в газ вместе с ним. Качественно это объяснено в уроке о сепараторных тестах; здесь — как это считать.

Ступень — равновесная

В расчёте каждую ступень считают равновесной: газ и жидкость успели прийти в равновесие при давлении и температуре ступени и разделены полностью. В настоящем сепараторе время пребывания ограничено, с газом уносятся капли, в жидкости остаются пузырьки, нефть вспенивается, а вода требует трёхфазного разделения. Эти эффекты и размеры аппаратов — тема Подготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация; на промыслах сепарация — часть установки подготовки нефти (УПН), где нефть также обезвоживают, обессоливают и стабилизируют.

Сепарация как цепочка расчётов однократного испарения

Возьмём 1 кмоль пластовой нефти состава $z_i$ . На первой ступени решаем уравнение Рачфорда — Райса (расчёт однократного испарения) с константами $K_{i,1}$ при давлении $p_1$ и температуре $T_1$ : в газ уходит $V_1$ кмоль, в жидкости остаётся $1 - V_1$ кмоль состава $x_{i,1}$ . Эта жидкость — сырьё второй ступени: снова уравнение Рачфорда — Райса, теперь с её составом и константами $K_{i,2}$ , и так до резервуара. Доля газа каждой ступени относится к её собственному сырью, поэтому количества в пересчёте на пластовую нефть получаются произведениями.

Моли газа и дегазированной нефти при многоступенчатой сепарации

n_{g,j} = V_j\prod_{k=1}^{j-1}(1 - V_k),\qquad n_{\text{дег}} = \prod_{k=1}^{N}(1 - V_k)

где:

$V_j$ мольная доля газа на ступени $j$ — доля от сырья этой ступени, корень уравнения Рачфорда — Райса, доли единицы
$n_{g,j}$ газ ступени $j$ на 1 кмоль пластовой нефти, кмоль/кмоль
$n_{\text{дег}}$ дегазированная нефть на 1 кмоль пластовой нефти, кмоль/кмоль
$N$ число ступеней, включая резервуар, —

Единицы: кмоль на 1 кмоль пластовой нефти

Справедливо, если

на каждой ступени газ и жидкость в равновесии и весь газ отводится;
сырьё первой ступени — однофазная пластовая нефть (для $B_{ob}$ — при давлении насыщения); вода в расчёт не входит;
константы $K_{i,j}$ каждой ступени рассчитаны для её давления, температуры и состава сырья (здесь — по уравнению состояния, Константы фазового равновесия: корреляции и уравнения состояния).

Проверка — баланс молей: $n_{\text{дег}} + \sum_j n_{g,j} = 1$ . Баланс по каждому компоненту: $z_i = n_{\text{дег}}x_{i,\text{дег}} + \sum_j n_{g,j}y_{i,j}$ ; по нему видно, какая доля компонента ушла с газом каждой ступени.

Порядок расчёта

1
Сырьё ступени
Для первой ступени — состав пластовой нефти $z_i$ , для следующих — состав жидкости предыдущей ступени.
2
Константы равновесия
При давлении и температуре ступени: по уравнению состояния, а для сепараторов — и по корреляциям (Константы фазового равновесия: корреляции и уравнения состояния).
3
Однократное испарение
Уравнение Рачфорда — Райса даёт $V_j$ , затем составы газа $y_{i,j}$ и жидкости $x_{i,j}$ .
4
Перенос
Жидкость ступени, $1 - V_j$ от её сырья, передают дальше; газ ступени записывают в баланс: $n_{g,j}$ на 1 кмоль пластовой нефти.
5
Резервуар
Жидкость последней ступени — дегазированная нефть: её количество $n_{\text{дег}}$ и состав $x_{i,\text{дег}}$ .

Состав условной пластовой нефти урока

Компонент: N₂
Мольная доля $z_i$: 0,006
$M_i$ , кг/кмоль: 28,01

Компонент: CO₂
Мольная доля $z_i$: 0,019
$M_i$ , кг/кмоль: 44,01

Компонент: C₁
Мольная доля $z_i$: 0,410
$M_i$ , кг/кмоль: 16,04

Компонент: C₂
Мольная доля $z_i$: 0,085
$M_i$ , кг/кмоль: 30,07

Компонент: C₃
Мольная доля $z_i$: 0,058
$M_i$ , кг/кмоль: 44,10

Компонент: и-C₄
Мольная доля $z_i$: 0,009
$M_i$ , кг/кмоль: 58,12

Компонент: н-C₄
Мольная доля $z_i$: 0,022
$M_i$ , кг/кмоль: 58,12

Компонент: и-C₅
Мольная доля $z_i$: 0,010
$M_i$ , кг/кмоль: 72,15

Компонент: н-C₅
Мольная доля $z_i$: 0,013
$M_i$ , кг/кмоль: 72,15

Компонент: н-C₆
Мольная доля $z_i$: 0,018
$M_i$ , кг/кмоль: 86,18

Компонент: F1 (C₇–C₉)
Мольная доля $z_i$: 0,120
$M_i$ , кг/кмоль: 110,00

Компонент: F2 (C₁₀–C₁₉)
Мольная доля $z_i$: 0,155
$M_i$ , кг/кмоль: 200,00

Компонент: F3 (C₂₀+)
Мольная доля $z_i$: 0,075
$M_i$ , кг/кмоль: 410,00

Компонент: C₇₊ в целом
Мольная доля $z_i$: 0,350
$M_i$ , кг/кмоль: 214,1

Компонент	Мольная доля $z_i$	$M_i$ , кг/кмоль
N₂	0,006	28,01
CO₂	0,019	44,01
C₁	0,410	16,04
C₂	0,085	30,07
C₃	0,058	44,10
и-C₄	0,009	58,12
н-C₄	0,022	58,12
и-C₅	0,010	72,15
н-C₅	0,013	72,15
н-C₆	0,018	86,18
F1 (C₇–C₉)	0,120	110,00
F2 (C₁₀–C₁₉)	0,155	200,00
F3 (C₂₀+)	0,075	410,00
C₇₊ в целом	0,350	214,1

Данные условные. Фракция C₇₊ (относительная плотность 0,845) представлена тремя псевдокомпонентами; их молярные массы 110, 200, 410 и плотности 0,75, 0,83, 0,91, а свойства для уравнения состояния и коэффициенты парного взаимодействия — в уроке о константах равновесия. Константы остальных компонентов — справочные, как в уроке об уравнениях состояния; для изопентана $T_c$ = 460,4 К, $p_c$ = 3,38 МПа, $\omega$ = 0,229. Пластовая температура 80 °C, давление насыщения по уравнению Пенга — Робинсона — 19,40 МПа. Это не та условная нефть, что в уроках о модели «чёрной нефти» и о PVT-исследованиях.

Константы равновесия ступеней примера (уравнение Пенга — Робинсона)

Компонент: N₂
1-я ступень: 1,2 МПа, 40 °C: 54,91
Резервуар: 0,101 МПа, 20 °C: 645,9

Компонент: CO₂
1-я ступень: 1,2 МПа, 40 °C: 9,122
Резервуар: 0,101 МПа, 20 °C: 81,79

Компонент: C₁
1-я ступень: 1,2 МПа, 40 °C: 19,55
Резервуар: 0,101 МПа, 20 °C: 201,1

Компонент: C₂
1-я ступень: 1,2 МПа, 40 °C: 3,517
Резервуар: 0,101 МПа, 20 °C: 27,87

Компонент: C₃
1-я ступень: 1,2 МПа, 40 °C: 1,123
Резервуар: 0,101 МПа, 20 °C: 7,446

Компонент: и-C₄
1-я ступень: 1,2 МПа, 40 °C: 0,4985
Резервуар: 0,101 МПа, 20 °C: 2,904

Компонент: н-C₄
1-я ступень: 1,2 МПа, 40 °C: 0,3617
Резервуар: 0,101 МПа, 20 °C: 2,009

Компонент: и-C₅
1-я ступень: 1,2 МПа, 40 °C: 0,1571
Резервуар: 0,101 МПа, 20 °C: 0,7649

Компонент: н-C₅
1-я ступень: 1,2 МПа, 40 °C: 0,1221
Резервуар: 0,101 МПа, 20 °C: 0,5688

Компонент: н-C₆
1-я ступень: 1,2 МПа, 40 °C: 0,0426
Резервуар: 0,101 МПа, 20 °C: 0,1679

Компонент: F1 (C₇–C₉)
1-я ступень: 1,2 МПа, 40 °C: 0,006377
Резервуар: 0,101 МПа, 20 °C: 0,01885

Компонент: F2 (C₁₀–C₁₉)
1-я ступень: 1,2 МПа, 40 °C: 1,291·10⁻⁵
Резервуар: 0,101 МПа, 20 °C: 1,359·10⁻⁵

Компонент: F3 (C₂₀+)
1-я ступень: 1,2 МПа, 40 °C: 9,225·10⁻¹¹
Резервуар: 0,101 МПа, 20 °C: 1,287·10⁻¹¹

Компонент	1-я ступень: 1,2 МПа, 40 °C	Резервуар: 0,101 МПа, 20 °C
N₂	54,91	645,9
CO₂	9,122	81,79
C₁	19,55	201,1
C₂	3,517	27,87
C₃	1,123	7,446
и-C₄	0,4985	2,904
н-C₄	0,3617	2,009
и-C₅	0,1571	0,7649
н-C₅	0,1221	0,5688
н-C₆	0,0426	0,1679
F1 (C₇–C₉)	0,006377	0,01885
F2 (C₁₀–C₁₉)	1,291·10⁻⁵	1,359·10⁻⁵
F3 (C₂₀+)	9,225·10⁻¹¹	1,287·10⁻¹¹

Давления абсолютные. Константы резервуара рассчитаны для жидкости первой ступени — состав сырья тоже входит в расчёт. Константа тяжёлого псевдокомпонента ничтожна: он целиком остаётся в нефти.

Расчётный примерДвухступенчатая сепарация: моли газа и нефти

Исходные данные (условные)

Сырьё: 1 кмоль условной пластовой нефти урока при давлении насыщения и 80 °C
Первая ступень: 1,2 МПа (абсолютное), 40 °C
Вторая ступень — резервуар: 0,101325 МПа, 20 °C
Константы равновесия: по уравнению Пенга — Робинсона, таблица выше

Решение

Первая ступень: корень уравнения Рачфорда — Райса $V_1 = 0{,}53012$ . В газ уходит $n_{g,1} = 0{,}53012$ кмоль, в резервуар идёт $1 - V_1 = 0{,}46988$ кмоль жидкости.
Газ первой ступени на 74,0 % (по молям) состоит из метана, пропана в нём 6,1 %, а в жидкости 5,4 %: при 1,2 МПа константа пропана 1,12 близка к единице, и он делится между фазами почти поровну по долям.
Резервуар: сырьё — жидкость первой ступени, корень $V_2 = 0{,}10771$ — доля от 0,46988 кмоль. Газ резервуара $n_{g,2} = 0{,}46988\cdot 0{,}10771 = 0{,}05061$ кмоль на 1 кмоль пластовой нефти.
Дегазированная нефть: $n_{\text{дег}} = 0{,}46988\cdot(1 - 0{,}10771) = 0{,}41927$ кмоль. Проверка баланса молей: $0{,}53012 + 0{,}05061 + 0{,}41927 = 1{,}00000$ .
Газ резервуара гораздо богаче тяжёлыми компонентами: метана в нём 33,7 %, этана 26,1 %, пропана 23,9 %, бутанов 9,0 %.

Ответ: Из 1 кмоль пластовой нефти получается 0,41927 кмоль дегазированной нефти, 0,53012 кмоль газа первой ступени и 0,05061 кмоль газа резервуара.

Что это значит. Метан почти целиком уходит с газом первой ступени (95,7 %), а пропан делится: 56 % — в газ первой ступени, 21 % — в газ резервуара, 23 % остаётся в нефти. Газа резервуара по молям в 10 раз меньше, чем газа первой ступени, но он уносит заметную долю промежуточных компонентов — на нём и держится оптимум давления первой ступени (раздел ниже). Данные примера условные.

Составы потоков двухступенчатой сепарации, мольные доли

Компонент: N₂
Пластовая нефть: 0,0060
Газ 1-й ступени: 0,0111
Газ резервуара: 0,0019
Дегазированная нефть: < 0,0001

Компонент: CO₂
Пластовая нефть: 0,0190
Газ 1-й ступени: 0,0327
Газ резервуара: 0,0302
Дегазированная нефть: 0,0004

Компонент: C₁
Пластовая нефть: 0,4100
Газ 1-й ступени: 0,7399
Газ резервуара: 0,3375
Дегазированная нефть: 0,0017

Компонент: C₂
Пластовая нефть: 0,0850
Газ 1-й ступени: 0,1281
Газ резервуара: 0,2606
Дегазированная нефть: 0,0093

Компонент: C₃
Пластовая нефть: 0,0580
Газ 1-й ступени: 0,0611
Газ резервуара: 0,2393
Дегазированная нефть: 0,0321

Компонент: и-C₄
Пластовая нефть: 0,0090
Газ 1-й ступени: 0,0061
Газ резервуара: 0,0295
Дегазированная нефть: 0,0102

Компонент: н-C₄
Пластовая нефть: 0,0220
Газ 1-й ступени: 0,0120
Газ резервуара: 0,0603
Дегазированная нефть: 0,0300

Компонент: и-C₅
Пластовая нефть: 0,0100
Газ 1-й ступени: 0,0028
Газ резервуара: 0,0142
Дегазированная нефть: 0,0185

Компонент: н-C₅
Пластовая нефть: 0,0130
Газ 1-й ступени: 0,0030
Газ резервуара: 0,0145
Дегазированная нефть: 0,0255

Компонент: н-C₆
Пластовая нефть: 0,0180
Газ 1-й ступени: 0,0016
Газ резервуара: 0,0067
Дегазированная нефть: 0,0401

Компонент: F1 (C₇–C₉)
Пластовая нефть: 0,1200
Газ 1-й ступени: 0,0016
Газ резервуара: 0,0053
Дегазированная нефть: 0,2835

Компонент: F2 (C₁₀–C₁₉)
Пластовая нефть: 0,1550
Газ 1-й ступени: < 0,0001
Газ резервуара: < 0,0001
Дегазированная нефть: 0,3697

Компонент: F3 (C₂₀+)
Пластовая нефть: 0,0750
Газ 1-й ступени: < 0,0001
Газ резервуара: < 0,0001
Дегазированная нефть: 0,1789

Компонент	Пластовая нефть	Газ 1-й ступени	Газ резервуара	Дегазированная нефть
N₂	0,0060	0,0111	0,0019	< 0,0001
CO₂	0,0190	0,0327	0,0302	0,0004
C₁	0,4100	0,7399	0,3375	0,0017
C₂	0,0850	0,1281	0,2606	0,0093
C₃	0,0580	0,0611	0,2393	0,0321
и-C₄	0,0090	0,0061	0,0295	0,0102
н-C₄	0,0220	0,0120	0,0603	0,0300
и-C₅	0,0100	0,0028	0,0142	0,0185
н-C₅	0,0130	0,0030	0,0145	0,0255
н-C₆	0,0180	0,0016	0,0067	0,0401
F1 (C₇–C₉)	0,1200	0,0016	0,0053	0,2835
F2 (C₁₀–C₁₉)	0,1550	< 0,0001	< 0,0001	0,3697
F3 (C₂₀+)	0,0750	< 0,0001	< 0,0001	0,1789

Количества потоков на 1 кмоль пластовой нефти: газ первой ступени 0,5301, газ резервуара 0,0506, дегазированная нефть 0,4193 кмоль. Расчёт по уравнению Пенга — Робинсона; данные условные.

Куда уходят компоненты пластовой нефти, % от их количества

Компонент: N₂
Газ 1-й ступени: 98,4
Газ резервуара: 1,6
Дегазированная нефть: 0,0

Компонент: CO₂
Газ 1-й ступени: 91,1
Газ резервуара: 8,0
Дегазированная нефть: 0,8

Компонент: C₁
Газ 1-й ступени: 95,7
Газ резервуара: 4,2
Дегазированная нефть: 0,2

Компонент: C₂
Газ 1-й ступени: 79,9
Газ резервуара: 15,5
Дегазированная нефть: 4,6

Компонент: C₃
Газ 1-й ступени: 55,9
Газ резервуара: 20,9
Дегазированная нефть: 23,2

Компонент: и-C₄
Газ 1-й ступени: 36,0
Газ резервуара: 16,6
Дегазированная нефть: 47,4

Компонент: н-C₄
Газ 1-й ступени: 29,0
Газ резервуара: 13,9
Дегазированная нефть: 57,2

Компонент: и-C₅
Газ 1-й ступени: 15,1
Газ резервуара: 7,2
Дегазированная нефть: 77,8

Компонент: н-C₅
Газ 1-й ступени: 12,1
Газ резервуара: 5,6
Дегазированная нефть: 82,2

Компонент: н-C₆
Газ 1-й ступени: 4,6
Газ резервуара: 1,9
Дегазированная нефть: 93,5

Компонент: C₇₊ в целом
Газ 1-й ступени: 0,2
Газ резервуара: 0,1
Дегазированная нефть: 99,7

Компонент	Газ 1-й ступени	Газ резервуара	Дегазированная нефть
N₂	98,4	1,6	0,0
CO₂	91,1	8,0	0,8
C₁	95,7	4,2	0,2
C₂	79,9	15,5	4,6
C₃	55,9	20,9	23,2
и-C₄	36,0	16,6	47,4
н-C₄	29,0	13,9	57,2
и-C₅	15,1	7,2	77,8
н-C₅	12,1	5,6	82,2
н-C₆	4,6	1,9	93,5
C₇₊ в целом	0,2	0,1	99,7

Двухступенчатая схема примера. Метан, азот и этан почти целиком уходят с газом; гексаны и фракция C₇₊ почти целиком остаются в нефти; пропан, бутаны и пентаны делятся между всеми тремя потоками — именно их судьбу и решает выбор давлений ступеней.

От молей к кубометрам: газовый фактор и объёмный коэффициент

Моли удобны для балансов, но промысел меряет объёмы: кубометры газа в стандартных условиях и кубометры дегазированной нефти. Газ при стандартных условиях почти идеален, и киломоль любого газа занимает $V_{m,\text{ст}} = RT_{\text{ст}}/p_{\text{ст}}$ = 24,055 м³ при 0,101325 МПа и 20 °C (стандартные условия библиотеки; при 60 °F и 14,696 psia — 379,5 стандартного кубического фута на фунт-моль). Объём жидкости находят через её молярную массу и плотность.

Газовый фактор ступени и газосодержание по расчёту сепарации

R_j = \frac{n_{g,j}\,V_{m,\text{ст}}}{V_{\text{дег}}},\qquad V_{\text{дег}} = \frac{n_{\text{дег}}\,M_{\text{дег}}}{\rho_{\text{дег}}},\qquad R_{sb} = \sum_{j=1}^{N} R_j

где:

$R_j$ газовый фактор ступени $j$ : её газ в стандартных условиях на 1 м³ дегазированной нефти, м³/м³
$V_{m,\text{ст}}$ объём киломоля газа в стандартных условиях, 24,055 при 0,101325 МПа и 20 °C, м³/кмоль
$V_{\text{дег}}$ объём дегазированной нефти, полученной из 1 кмоль пластовой нефти, в стандартных условиях, м³
$M_{\text{дег}},\ \rho_{\text{дег}}$ молярная масса дегазированной нефти $\sum x_{i,\text{дег}}M_i$ и её плотность при стандартных условиях (в уроке о модели «чёрной нефти» — $\rho_{o,\text{ст}}$ ), кг/кмоль, кг/м³
$R_{sb}$ газосодержание пластовой нефти при давлении насыщения для этой схемы сепарации, м³/м³

Единицы: м³/м³: стандартные кубометры газа на кубометр дегазированной нефти

Справедливо, если

газ в стандартных условиях считают идеальным: его $Z$ — 0,99–1,00 (у тяжёлого газа резервуара — около 0,99), и допущение завышает газосодержание меньше чем на процент — в примере урока на 0,5 %;
плотность дегазированной нефти известна: измерена или рассчитана — по уравнению состояния со сдвигом объёма или по плотностям компонентов при допущении об аддитивности объёмов;
газ резервуара входит в сумму: он тоже был растворён в пластовой нефти.

Газовый фактор ступени отнесён к дегазированной нефти, а не к нефти, вышедшей из этой ступени. На 1 м³ нефти сепаратора газа сепаратора приходится в $B_{\text{сеп}}$ раз меньше ( $B_{\text{сеп}}$ — объём нефти сепаратора на 1 м³ полученной из неё дегазированной нефти): нефть сепаратора ещё усадится. Этот пересчёт нужен при рекомбинации сепараторных проб (рекомбинация).

В других системах единиц (1)

Промысловые единицы (oilfield)

R\,[\text{scf/STB}] = 5{,}529\,R\,[\text{м}^3/\text{м}^3]

газ в м³ при 20 °C пересчитан к стандартным кубическим футам при 60 °F; если обе величины приведены к одним условиям, множитель 5,6146.

5,6146 — кубических футов в баррели; при переходе от 20 °C к 60 °F газ сжимается примерно на 1,5 % (стандартные условия).

Объёмный коэффициент нефти при давлении насыщения по расчёту сепарации

B_{ob} = \frac{M_{\text{пл}}/\rho_{ob}}{V_{\text{дег}}}

где:

$M_{\text{пл}}$ молярная масса пластовой нефти $\sum z_iM_i$ , кг/кмоль
$\rho_{ob}$ плотность пластовой нефти при давлении насыщения и пластовой температуре, кг/м³
$V_{\text{дег}}$ дегазированная нефть из 1 кмоль пластовой, как выше, м³

Единицы: м³/м³ — пластовые кубометры на кубометр дегазированной нефти

Справедливо, если

сырьё — однофазная нефть при давлении насыщения; при более высоком давлении числитель — её мольный объём при этом давлении;
плотность пластовой нефти измерена или рассчитана по уравнению состояния со сдвигом объёма; такая оценка плотности жидкостей ошибается на несколько процентов, и $B_{ob}$ — на столько же.

Числитель — объём, который киломоль нефти занимает в пласте, знаменатель — сколько дегазированной нефти из него получилось. Проверка — баланс масс (откуда берётся объёмный коэффициент): $B_{ob}\rho_{ob} = \rho_{\text{дег}} + \sum_j R_j\gamma_{g,j}\rho_{\text{возд}}$ , где $\gamma_{g,j}$ — относительная плотность газа ступени по воздуху, $\rho_{\text{возд}}$ = 1,204 кг/м³ при 20 °C.

Расчётный примерГазосодержание и объёмный коэффициент по двухступенчатой сепарации

Исходные данные (условные)

Моли из предыдущего примера: газ первой ступени 0,53012, газ резервуара 0,05061, дегазированная нефть 0,41927 кмоль на 1 кмоль пластовой нефти
Дегазированная нефть: $M_{\text{дег}} = \sum x_iM_i = 189{,}18$ кг/кмоль; плотность при 20 °C по уравнению со сдвигом объёма 821,98 кг/м³
Газ ступеней: молярная масса: первой ступени 21,951, резервуара 33,642 кг/кмоль
Пластовая нефть: $M_{\text{пл}} = 92{,}657$ кг/кмоль; плотность при давлении насыщения и 80 °C по уравнению 683,15 кг/м³

Решение

Объём дегазированной нефти из 1 кмоль пластовой: $V_{\text{дег}} = 0{,}41927\cdot 189{,}18/821{,}98 = 0{,}096496$ м³.
Газ в стандартных условиях: первая ступень $0{,}53012\cdot 24{,}055 = 12{,}752$ м³, резервуар $0{,}05061\cdot 24{,}055 = 1{,}2174$ м³.
Газовые факторы: $R_1 = 12{,}752/0{,}096496 = 132{,}15$ м³/м³, $R_2 = 1{,}2174/0{,}096496 = 12{,}62$ м³/м³; газосодержание $R_{sb} = 144{,}77$ м³/м³, или $144{,}77\cdot 5{,}529 = 800$ scf/STB.
Мольный объём пластовой нефти $92{,}657/683{,}15 = 0{,}135632$ м³/кмоль; объёмный коэффициент $B_{ob} = 0{,}135632/0{,}096496 = 1{,}4056$ м³/м³.
Относительные плотности газа: $\gamma_1 = 21{,}951/28{,}97 = 0{,}7577$ , $\gamma_2 = 33{,}642/28{,}97 = 1{,}1613$ .
Баланс масс на 1 м³ дегазированной нефти: пластовая нефть $1{,}4056\cdot 683{,}15 = 960{,}2$ кг; продукты $821{,}98 + 132{,}15\cdot 0{,}7577\cdot 1{,}204 + 12{,}62\cdot 1{,}1613\cdot 1{,}204 = 960{,}2$ кг.
Плотность дегазированной нефти при 60 °F (принятый коэффициент теплового расширения $8\cdot10^{-4}$ 1/°C): 824,90 кг/м³, то есть 39,9 °API.

Ответ: Двухступенчатая схема даёт

R_{sb} = 144{,}77

м³/м³ и

B_{ob} = 1{,}4056

м³/м³: из 1 м³ пластовой нефти получается 0,7114 м³ дегазированной нефти плотностью 821,98 кг/м³.

Что это значит. Газ резервуара — 8,7 % газосодержания, но он в 1,5 раза тяжелее газа первой ступени: в нём много пропана и бутанов. Его либо компримируют и сдают вместе с остальным газом, либо собирают установкой улавливания паров; при сжигании на факеле теряется и газ, и ценные компоненты. Баланс масс сошёлся с точностью округления — так проверяют и расчёт, и данные сепараторного теста. Плотности по уравнению состояния со сдвигом объёма ошибаются на единицы процентов; в проекте $R_{sb}$ и $B_{ob}$ сверяют с сепараторными тестами (сепараторный тест). Данные примера условные.

Те же числа — от расчёта и от опыта

Сепараторный тест в лаборатории даёт те же величины прямым замером: объём вытесненной нефти при давлении насыщения, объёмы газа ступеней и объём дегазированной нефти (сепараторный тест).
Расчёт нужен, чтобы перебрать схемы, которые в лаборатории не испытывали, и чтобы проверить отчёт: расчётные составы газа и нефти ступеней можно сравнить с анализами проб, а константы равновесия по замеренным составам — с корреляцией (проверка по прямой Хоффмана).

Оптимальное давление первой ступени

Будем менять давление первой ступени $p_1$ , оставив её температуру и резервуар прежними. При очень низком $p_1$ первая ступень работает почти как однократное разгазирование, только при более высокой температуре: метан выделяется там, где константы пропана и бутанов велики, и промежуточные компоненты уходят с газом первой ступени. При очень высоком $p_1$ газ первой ступени беден, зато в жидкости остаётся много растворённого метана; он выделяется в резервуаре, где константы пропана и бутанов в 2–7 раз больше единицы, и газ резервуара уносит их с собой. Между крайностями лежит оптимальное давление сепарации (optimum separator pressure): дегазированной нефти больше всего, а $R_{sb}$ и $B_{ob}$ — наименьшие.

РасчётДвухступенчатая сепарация условной нефти урока: вверху — объёмный коэффициент

B_{ob}

в зависимости от давления первой ступени при её температуре 20, 40 и 60 °C (точки — оптимумы); внизу — доля пропана и н-бутана пластовой нефти, оставшаяся в дегазированной нефти, при 40 °C. Резервуар — 0,101325 МПа и 20 °C; ось давления логарифмическая.

Расчётный примерОптимум двухступенчатой схемы при 40 °C

Исходные данные (условные)

Нефть: условная пластовая нефть урока при давлении насыщения
Схема: первая ступень при 40 °C и давлении от 0,3 до 4 МПа, затем резервуар (0,101325 МПа, 20 °C)
Для сравнения: однократное разгазирование сразу до условий резервуара

Решение

Однократное разгазирование: $R_{sb} = 158{,}3$ м³/м³, $B_{ob} = 1{,}4555$ , плотность дегазированной нефти 829,6 кг/м³.
Первая ступень при 0,3 МПа: $R_{sb} = 153{,}9$ , $B_{ob} = 1{,}4400$ , 827,0 кг/м³; при 4 МПа: $R_{sb} = 147{,}9$ , $B_{ob} = 1{,}4169$ , 823,9 кг/м³.
Минимум $B_{ob}$ — поиск по давлению (метод золотого сечения по логарифму давления): $p_1 = 1{,}43$ МПа, $B_{ob} = 1{,}4051$ , $R_{sb} = 144{,}7$ м³/м³, плотность 821,9 кг/м³ — нефть ещё и самая лёгкая.
Выход дегазированной нефти из 1 м³ пластовой: $1/1{,}4051 = 0{,}7117$ м³ против $1/1{,}4555 = 0{,}6870$ м³ при однократном разгазировании — на 3,6 % больше по объёму.
По массе выигрыш меньше: $\dfrac{821{,}9/1{,}4051}{829{,}6/1{,}4555} - 1 = 2{,}6$ % — в нефти остаются лёгкие пропан и бутаны.
Пологость оптимума: при $p_1$ = 1,2 МПа (пример выше) $B_{ob}$ больше оптимального лишь на 0,04 %, а при 0,3 МПа — на 2,5 %.

Ответ: Оптимальное давление первой ступени при 40 °C — около 1,43 МПа; по сравнению с однократным разгазированием схема даёт на 3,6 % больше нефти по объёму и на 2,6 % по массе.

Что это значит. Для промысла, добывающего 1 млн т нефти в год по схеме однократного разгазирования, это около 26 тыс. т в год из того же пласта. Минимум пологий: в интервале давлений, где $B_{ob}$ отличается от оптимального на сотые доли процента, давление выбирают по другим соображениям — давлению газопровода и мощности компрессоров для газа низких ступеней, требованиям к давлению насыщенных паров товарной нефти, тому, сдаётся ли газ на переработку, где пропан и бутаны из газа тоже извлекают. Данные примера условные.

Что меняется, если…

…в нефти больше метана — газа на всех ступенях больше, и оптимум смещается к более высоким давлениям: метан нужно отделить раньше, чтобы он не увёл промежуточные компоненты в резервуаре;
…в нефти больше пропана и бутанов — выигрыш от правильного выбора давления больше, потому что больше того, что можно сохранить в нефти;
…нефть тяжёлая и почти без растворённого газа — кривая почти плоская: ступени мало что меняют.

Температура сепарации и число ступеней

Чем холоднее сепаратор, тем меньше константы равновесия промежуточных компонентов и тем больше их остаётся в жидкости. По расчёту (рисунок выше) при температуре первой ступени 20 °C лучший $B_{ob}$ равен 1,3980 при давлении 0,91 МПа, при 40 °C — 1,4051 при 1,43 МПа, при 60 °C — 1,4128 при 2,13 МПа: с ростом температуры оптимум смещается к более высоким давлениям, а выход нефти уменьшается. Но температуру выбирают не только по выходу: тёплая нефть легче отделяется от воды и меньше пенится, а нефть, оставившая в себе больше лёгких компонентов, имеет более высокое давление насыщенных паров, и для транспорта и хранения её приходится стабилизировать.

Выход нефти при разном числе ступеней: сепараторы при 40 °C, резервуар при 0,101325 МПа и 20 °C

Ступеней: 1
Давления сепараторов, МПа: — (сразу резервуар)
$R_{sb}$ , м³/м³: 158,3
$B_{ob}$ , м³/м³: 1,4555
Нефти из 1 м³ пластовой, м³: 0,6870

Ступеней: 2
Давления сепараторов, МПа: 1,43
$R_{sb}$ , м³/м³: 144,7
$B_{ob}$ , м³/м³: 1,4051
Нефти из 1 м³ пластовой, м³: 0,7117

Ступеней: 3
Давления сепараторов, МПа: 2,62 и 0,527
$R_{sb}$ , м³/м³: 140,8
$B_{ob}$ , м³/м³: 1,3919
Нефти из 1 м³ пластовой, м³: 0,7184

Ступеней: 4
Давления сепараторов, МПа: 3,53; 0,925; 0,334
$R_{sb}$ , м³/м³: 139,2
$B_{ob}$ , м³/м³: 1,3865
Нефти из 1 м³ пластовой, м³: 0,7212

Ступеней	Давления сепараторов, МПа	$R_{sb}$ , м³/м³	$B_{ob}$ , м³/м³	Нефти из 1 м³ пластовой, м³
1	— (сразу резервуар)	158,3	1,4555	0,6870
2	1,43	144,7	1,4051	0,7117
3	2,62 и 0,527	140,8	1,3919	0,7184
4	3,53; 0,925; 0,334	139,2	1,3865	0,7212

Давления сепараторов подобраны по наименьшему $B_{ob}$ ; резервуар считается ступенью. Вторая ступень добавляет 3,6 % нефти, третья — ещё 0,9 %, четвёртая — 0,4 %. Данные условные.

Каждая следующая ступень даёт меньше предыдущей, а стоит не меньше: сепаратор, обвязка и, главное, компрессор, который поднимет давление газа низкой ступени до давления газопровода. Поэтому на промыслах обычно ограничиваются двумя-тремя ступенями. Выгодные давления ступеней подчиняются простой закономерности: отношения давлений соседних ступеней получаются близкими. На этом основан приём первой прикидки — давления ступеней задают с равным отношением.

Давления ступеней с равным отношением (первая прикидка)

r = \left(\frac{p_1}{p_N}\right)^{1/(N-1)},\qquad p_{j+1} = \frac{p_j}{r}

где:

$p_1$ давление первой ступени (обычно задано давлением на устье или в системе сбора), МПа (абсолютное)
$p_N$ давление последней ступени — резервуара, МПа (абсолютное)
$N$ число ступеней, включая резервуар, —
$r$ отношение давлений соседних ступеней, —

Единицы: абсолютные давления в одинаковых единицах

Справедливо, если

эмпирическое правило для начального выбора, а не следствие теории; окончательные давления уточняют расчётом сепарации и экономикой;
температуры ступеней близки; если ступени сильно различаются по температуре, правило менее надёжно.

Пример ниже показывает, что для нефти урока давления с равным отношением дают почти тот же выход, что и найденные перебором.

Расчётный примерТри ступени: равные отношения против перебора

Исходные данные (условные)

Схема: два сепаратора при 40 °C и резервуар при 0,101325 МПа и 20 °C
Давления по перебору: $p_1 = 2{,}62$ МПа и $p_2 = 0{,}527$ МПа (таблица выше)
Задача: при том же $p_1$ найти $p_2$ по правилу равных отношений и сравнить выход нефти

Решение

Отношения по перебору: $p_1/p_2 = 5{,}0$ , $p_2/p_{\text{рез}} = 5{,}2$ — действительно близки.
Правило: $r = \sqrt{2{,}62/0{,}101325} = 5{,}085$ , $p_2 = 2{,}62/5{,}085 = 0{,}515$ МПа.
Расчёт сепарации с этим давлением: $B_{ob} = 1{,}39187$ против 1,39186 при давлениях перебора — разница 0,0007 %.
Для сравнения — вторая ступень при половине давления первой, $p_2$ = 1,31 МПа: $B_{ob} = 1{,}39887$ , на 0,50 % больше, чем при давлениях перебора.

Ответ: Правило равных отношений дало

p_2

= 0,515 МПа вместо 0,527 МПа и практически тот же выход нефти:

B_{ob}

больше наименьшего на 0,0007 %, тогда как

p_2

= 1,31 МПа стоит 0,50 %.

Что это значит. Для первой прикидки правила достаточно: около оптимума $B_{ob}$ почти не зависит от $p_2$ , и уточнение перебором ничего заметного не добавляет. Давление первой ступени обычно задано давлением системы сбора и газопровода, и правило подбирает к нему промежуточные ступени; окончательный выбор зависит и от затрат на компримирование газа низких ступеней. Данные примера условные.

Допущения и источники ошибок

Равновесие и полнота разделения. Унос капель с газом завышает газовый фактор и занижает выход нефти; пузырьки газа в жидкости — наоборот. Короткое время пребывания и пена делают реальную ступень хуже равновесной.
Константы равновесия. Для сепараторов корреляции и уравнение состояния обычно расходятся в $R_{sb}$ и $B_{ob}$ на один-два процента; ошибка в константах фракции C₇₊ сказывается сильнее (Константы фазового равновесия: корреляции и уравнения состояния).
Плотности. Плотности жидкостей по уравнению состояния даже со сдвигом объёма ошибаются на несколько процентов; где возможно, их заменяют замерами.
Температура ступеней. При дросселировании и испарении поток охлаждается; температуру ступени надо брать фактическую, а не проектную.
Состав сырья. Если в скважине уже есть свободный газ, сырьё сепаратора — нефть вместе с ним, и газовый фактор больше газосодержания. Ошибка в составе пробы (Отбор проб пластовых флюидов) переходит в результат целиком.

Термины и обозначения

Ступень сепарации: давление и температура, при которых газ отделяют от жидкости; сепаратор или резервуар.
Резервуар (концевая ступень): последняя ступень при давлении, близком к атмосферному; оставшаяся в нём жидкость — дегазированная нефть.
Газ резервуара: газ, выделяющийся из нефти последнего сепаратора в резервуаре; тяжёлый, богатый пропаном и бутанами, входит в газосодержание.
Газовый фактор ступени $R_j$: газ ступени в стандартных условиях на 1 м³ дегазированной нефти; их сумма — газосодержание $R_{sb}$ .
Оптимальное давление сепарации: давление первой ступени (или набор давлений), при котором выход дегазированной нефти наибольший, а $R_{sb}$ и $B_{ob}$ наименьшие.
Правило равных отношений: приём первой прикидки: давления ступеней задают так, чтобы отношения давлений соседних ступеней были одинаковыми.

Частые ошибки и заблуждения

Неверно

«Газосодержание — это газ первой ступени на кубометр нефти».

На самом деле

Газосодержание — газ всех ступеней, включая резервуар, на 1 м³ дегазированной нефти. В примере урока газ резервуара — около 9 % газосодержания.

Неверно

«Доли газа ступеней складываются: $V_1 + V_2$ ».

На самом деле

Доля второй ступени относится к жидкости первой: газа всего $V_1 + V_2(1 - V_1)$ на 1 кмоль пластовой нефти.

Неверно

«Чем выше давление первой ступени, тем лучше: газ дешевле транспортировать».

На самом деле

За оптимумом в резервуар доходит больше метана, и он уносит промежуточные компоненты: нефти становится меньше. Давление выбирают в пределах пологого минимума.

Неверно

«Выигрыш в кубометрах — это и выигрыш в тоннах».

На самом деле

Ступенчатая сепарация сохраняет в нефти лёгкие пропан и бутаны, поэтому по массе выигрыш меньше: в примере урока 3,6 % по объёму и 2,6 % по массе.

Неверно

«Оптимум, найденный для одной нефти, годится и для другой».

На самом деле

Он зависит от состава нефти и температуры: для нефти урока при 20 °C оптимум около 0,9 МПа, при 60 °C — около 2,1 МПа.

Подробно: для продвинутых

Таблица «чёрной нефти» из состава

Ниже давления насыщения в пласте остаётся нефть другого состава: часть метана и этана перешла в свободный газ. Чтобы узнать её газосодержание и объёмный коэффициент для той же схемы подготовки, расчёт ведут в два шага: однократное испарение пластовой нефти при давлении $p$ и пластовой температуре, затем равновесную жидкость пропускают через ступени сепарации. Так по уравнению состояния строят таблицы $R_s(p)$ и $B_o(p)$ без пересчёта данных дифференциального разгазирования, который в лаборатории делают приближённо (пересчёт к условиям сепарации).

Газосодержание и объёмный коэффициент нефти урока при 80 °C для двухступенчатой схемы примера (1,2 МПа и 40 °C, резервуар)

Давление, МПа: 19,40
Доля газа в пласте $V$: 0,000
$R_s$ , м³/м³: 144,8
$B_o$ , м³/м³: 1,4056
Плотность нефти, кг/м³: 683,15

Давление, МПа: 15
Доля газа в пласте $V$: 0,146
$R_s$ , м³/м³: 108,3
$B_o$ , м³/м³: 1,3195
Плотность нефти, кг/м³: 704,07

Давление, МПа: 10
Доля газа в пласте $V$: 0,295
$R_s$ , м³/м³: 70,9
$B_o$ , м³/м³: 1,2295
Плотность нефти, кг/м³: 728,98

Давление, МПа: 5
Доля газа в пласте $V$: 0,437
$R_s$ , м³/м³: 35,6
$B_o$ , м³/м³: 1,1399
Плотность нефти, кг/м³: 757,27

Давление, МПа	Доля газа в пласте $V$	$R_s$ , м³/м³	$B_o$ , м³/м³	Плотность нефти, кг/м³
19,40	0,000	144,8	1,4056	683,15
15	0,146	108,3	1,3195	704,07
10	0,295	70,9	1,2295	728,98
5	0,437	35,6	1,1399	757,27

Первая строка — давление насыщения. $V$ — мольная доля газа при однократном испарении пластовой нефти; $R_s$ и $B_o$ отнесены к дегазированной нефти, полученной из нефти, оставшейся в пласте при этом давлении. Расчёт по уравнению Пенга — Робинсона со сдвигом объёма; данные условные.

Газосодержание падает почти пропорционально давлению, а объёмный коэффициент — вместе с ним: нефть усаживается, теряя растворённый газ. Тот же приём применяют к газоконденсатам и летучим нефтям, где пластовый газ сам даёт на поверхности заметную жидкость; для этой нефти такой «конденсат» составляет доли процента и в таблице не учтён.

Связь с другими темами

Фазовое равновесие пар–жидкость — расчёт однократного испарения и уравнение Рачфорда — Райса, из которых складывается расчёт сепарации.
Константы фазового равновесия: корреляции и уравнения состояния — откуда берутся константы равновесия ступеней: корреляции для сепараторов и уравнение состояния.
Лабораторные PVT-исследования — сепараторный тест — лабораторный замер тех же $R_{sb}$ и $B_{ob}$ .
Модель «чёрной нефти»: газосодержание и объёмные коэффициенты — газосодержание и объёмный коэффициент, их зависимость от схемы сепарации и баланс масс.
Отбор проб пластовых флюидов — сепараторные пробы, рекомбинация и газовый фактор сепаратора.
Подготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация — сепараторы как аппараты: размеры, время пребывания, разделение воды, подготовка товарной нефти.

Проверьте себя

1
Двухступенчатая сепарация: на первой ступени в газ уходит 0,45 сырья, в резервуаре — 0,08 сырья этой ступени. Сколько дегазированной нефти и газа получается из 1 кмоль пластовой нефти?
1. А.0,506 кмоль нефти и 0,53 кмоль газа
2. Б.0,47 кмоль нефти и 0,53 кмоль газа
3. В.0,55 кмоль нефти и 0,45 кмоль газа
4. Г.0,506 кмоль нефти и 0,494 кмоль газа
Показать ответ
Правильный ответ: Г. 0,506 кмоль нефти и 0,494 кмоль газа
Жидкость первой ступени: $1 - 0{,}45 = 0{,}55$ кмоль. Газ резервуара: $0{,}08\cdot 0{,}55 = 0{,}044$ кмоль, нефть: $0{,}55\cdot 0{,}92 = 0{,}506$ кмоль. Газа всего $0{,}45 + 0{,}044 = 0{,}494$ кмоль; вместе с нефтью — ровно 1 кмоль. Сложить доли 0,45 и 0,08 нельзя: вторая относится к жидкости первой ступени.
2
Из 1 кмоль пластовой нефти получили 0,40 кмоль дегазированной нефти с молярной массой 200 кг/кмоль и плотностью 850 кг/м³, а газа всех ступеней — 0,60 кмоль. Найдите газосодержание (газ при 20 °C).
Показать ответ
Объём нефти: $0{,}40\cdot 200/850 = 0{,}0941$ м³. Газ: $0{,}60\cdot 24{,}055 = 14{,}43$ м³. Газосодержание: $14{,}43/0{,}0941 \approx 153$ м³/м³.
3
Почему при слишком высоком давлении первой ступени нефти в резервуаре становится меньше, хотя газа на первой ступени выделяется меньше?
Показать ответ
В жидкости первой ступени остаётся много растворённого метана. В резервуаре он выделяется, а константы равновесия пропана и бутанов при атмосферном давлении в несколько раз больше единицы, поэтому газ резервуара уносит их с собой. В примере урока при росте давления первой ступени от 1,4 до 6 МПа доля н-бутана, оставшаяся в нефти, падает с 57,5 до 41 %.
4
Как изменится оптимальное давление первой ступени, если её температуру поднять с 40 до 60 °C?
1. А.Возрастёт
2. Б.Не изменится
3. В.Оптимум исчезнет
4. Г.Уменьшится
Показать ответ
Правильный ответ: А. Возрастёт
При более высокой температуре константы равновесия промежуточных компонентов больше, и, чтобы удержать их в жидкости, нужно большее давление. По расчёту для нефти урока оптимум смещается примерно с 1,4 до 2,1 МПа, а наименьший $B_{ob}$ растёт — нефти получается меньше.
5
Расчёт сепарации дал $B_{ob} = 1{,}40$ , $R_{sb} = 140$ м³/м³, плотность дегазированной нефти 820 кг/м³, средняя относительная плотность газа 0,80. Плотность пластовой нефти по замеру — 700 кг/м³. Согласованы ли данные?
Показать ответ
Баланс масс на 1 м³ дегазированной нефти: пластовая нефть $1{,}40\cdot 700 = 980$ кг; продукты $820 + 140\cdot 0{,}80\cdot 1{,}204 = 820 + 134{,}8 = 954{,}8$ кг. Расхождение около 2,6 % — больше, чем допускают округления; надо искать ошибку: в плотностях, в газе одной из ступеней или в самом $B_{ob}$ .

Обновлено: 17 октября 2026 г.