Содержание к диссертации
Введение
1 Методы определения.фазового состояния и свойств пластовых нефтей 10
1.1 Экспериментальные методы исследования пластовых нефтей 10
1.2 Расчетные методы определения фазовых превращений пластовых нефтей 14
1.3 Расчетные методы определения свойств пластовых нефтей 18
Выводы к главе 1 36
2 Обоснование методологического подхода к разработке аналитических способов определения свойств нефтегазовых смесей месторождений Татарстана 38
2.1 Общая характеристика пластовых нефтей месторождений Татарстана 38
2.2 Целевые комплексы информации о свойствах нефти и газа для проектирования и оптимизации технологических процессов 47
2.3 Требования к точности исходных параметров, используемых при проектировании разработки и обустройства месторождений 50
2.4 Выбор и обоснование вида уравнений и определяющих исходных величин для расчета свойств нефтегазовых смесей 52 Выводы к главе 2 58
3 Методы и аппаратура, использованные при экспериментальном исследовании пластовых нефтей месторождений Татарстана 59
3.1 Общий объем исследований, использованных при выводе и обосновании расчетных выражений 59
3.2 Определение объемно фазовых соотношений нефтегазовых смесей 60
3.3 Определение давления насыщения нефти газом 62
3.4 Определение вязкости нефти 62
3.5 Определение плотности нефти 63
3.6 Определение коэффициента сжимаемости пластовой нефти 63
3.7 Определение объемного коэффициента пластовой нефти 64
3.8 Определение компонентного состава нефти и газа 65
Выводы к главе 3 67
4 Разработка методики расчета констант фазового равновесия компонентов нефтегазовой смеси 68
4.1 Выбор рабочего диапазона и модели расчета констант фазового равновесия компонентов нефтегазовой смеси 68
4.2 Результаты экспериментальных исследований фазовых равновесий нефтегазовых смесей месторождений Татарстана . 72
4.3 Расчет констант фазового равновесия компонентов нефтегазовых смесей 79
Выводы к главе 4 96
5 Разработка методик расчета основных свойств нефтегазовых смесей месторождений Татарстана 97
5.1 Расчет давления насыщения нефти газом 97
5.2 Расчет количества и состава нефтяного газа, выделяющегося при разгазировании пластовых нефтей 103
5.3 Расчет плотности нефтегазовых смесей 106
5.4 Расчет коэффициента сжимаемости жидкой фазы нефтегазовой смеси 113
5.5 Расчет объемного коэффициента нефти 115
5.6 Расчет динамической вязкости жидкой фазы нефтегазовой смеси 116
Выводы к главе 5 128
Заключение 129
Список использованных источников 133
Приложение 148
- Расчетные методы определения фазовых превращений пластовых нефтей
- Целевые комплексы информации о свойствах нефти и газа для проектирования и оптимизации технологических процессов
- Определение объемно фазовых соотношений нефтегазовых смесей
- Расчет констант фазового равновесия компонентов нефтегазовых смесей
Введение к работе
Актуальность проблемы. В последнее время с увеличением потребности исследования пластовых проб нефти возникает проблема отбора глубинных проб. Одной из причин данной проблемы является повсеместная механизация скважин, в результате чего все чаще приходится исследовать рекомбинированные пробы нефти. При отборе на устье скважины двух отдельных (разделенных) фаз нефтегазового флюида на практике приходится сталкиваться с проблемой предварительного определения давления насыщения с целью более достоверного воссоздания пластовой нефти. Физико-химические свойства пластовых нефтей, полученных рекомбинированным способом, также имеют погрешность относительно глубинных проб пластовых нефтей.
В то же время большая часть разрабатываемых месторождений Татарстана создает дополнительные трудности в связи с неоднородностью компонентного состава нефтей различных продуктивных пластов даже в границах одного месторождения. Вследствие этого флюид имеет различные физико-химические, термодинамические и реологические свойства. Из-за фазовых превращений углеводородной смеси в системе нефтесбора, связанных с изменением давления и температуры, происходит увеличение исходных данных для технологических расчетов. На увеличение исходной информации влияет факт разнообразия имеющихся и проектируемых технологических схем разработки и обустройства месторождений.
В связи с этим важнейшее практическое и научное значение имеет совершенствование расчетных методик определения состава и физико-химических свойств нефтегазовой системы. Замена трудоемких аналитических методик изучения свойств пластовой углеводородной смеси расчетом на основе результатов анализа поверхностных проб, создание соответствующих алгоритмов и программного обеспечения позволит, во-первых, оперативно решать однотипные задачи на стадии проектирования при использовании наиболее доступной первичной информации, а во-вторых, минимизировать отбор глубинных проб.
V /
/
4 Учитывая рост потребности в получении данных для разработки и обустройства месторождений при существующих трудностях отбора глубинных проб, проблема создания и совершенствования расчетных методик определения свойств нефтей является актуальной.
Обоснование темы и цель работы. В настоящее время существует множество расчетных методик определения состава и свойств нефтегазовой смеси, что, несомненно, является доказательством наличия потребности замены некоторых экспериментальных исследований на расчет. Однако нет комплексной универсальной методики, позволяющей произвести расчет физико-химических параметров любой смеси углеводородов. К тому же существующие методики, основанные на результатах экспериментальных исследований месторождений ранних стадий разработки, дают данные с неприемлемой погрешностью расчета.
На основе существующего многообразия возникла необходимость разработки обоснованной расчетной методики, основанной на использовании уравнений состояния различных видов. Однако следует отметить, что расчеты с применением уравнения состояния имеют большую погрешность в практическом применении в связи с трудностью определения индивидуальных свойств «тяжелой» части пластовой нефти.
Широкое применение на практике получили расчетные методики, основанные на корреляционных отношениях между свойствами углеводородных систем и позволяющие с помощью обобщения закономерностей, обнаруженных опытным методом с использованием коэффициентов корреляции, рассчитывать исходные данные для разработки и обустройства месторождений. Этой группе методик посвящена данная работа.
Целью диссертации является разработка эффективной расчетной методики, позволяющей с достаточной точностью определить компонентный состав и физико-химические свойства пластовых нефтей месторождений Татарстана на основе использования минимума доступных экспериментальных данных, полученных путем исследования поверхностных проб нефти и газа.
5 Решение проблемы создания расчетной методики фазового состояния и свойств пластовых нефтей включает в себя следующие основные задачи:
-исследование фазовых равновесий и свойств пластовых нефтей Татарстана различного состава в широком диапазоне температур и давлений;
-анализ известных методик расчета и их применимость к нефтям Татарстана;
-исследование свойств пластовых систем для выявления закономерностей их изменения в зависимости от термобарических условий;
-разработка расчетной методики определения фазового состояния и свойств нефтегазовых смесей месторождений Татарстана на основе обобщения основных закономерностей.
Методы решения поставленных задач. Основным методами решения поставленных задач являются лабораторные эксперименты и последующий анализ их результатов.
Для выявления закономерностей и разработки расчетной методики определения параметров пластовой нефти использованы материалы комплексного исследования продукции скважин, полученные институтом «ТатНИПИнефть» при непосредственном участии автора в ходе обоснования и подготовки исходных данных для разработки, обустройства и подсчета запасов нефтяных месторождений Татарстана. Выявленные закономерности приведены к виду, удобному для использования в практических расчетах.
Научная новизна. На основе количественного макроописания нефтей месторождений Татарстана показано, что для определения пластовых свойств достаточно их фуппирования на два подмножества (нефти каменноугольной и девонской систем).
На основе исследований фазового распределения компонентов нефтегазовой смеси в диапазоне рабочих давлений от 0,1 до 10,0 МПа установлено, что зависимость от давления коэффициентов уравнения Стендинга, описывающего взаимосвязь констант фазового равновесия и критических параметров компонента, наиболее удовлетворительно описывается полиномами третьей степени.
Для нефтяных месторождений Татарстана экспериментально установлены зависимости:
давления насыщения пластовой нефти от ее компонентного состава;
давления насыщения пластовой нефти от температуры;
давления паров остатка Сб+ от его молекулярной массы;
плотности газонасыщенной нефти от состава (по усовершенствованной методике Стендинга-Катца);
плотности газонасыщенной нефти от термобарических условий;
коэффициента сжимаемости от молекулярной массы нефтегазовой смеси;
вязкости пластовой нефти от ее компонентного состава (по модифицированному уравнению Кендалла-Монроэ);
- вязкости пластовой нефти от термобарических условий.
Разработана методика определения физико-химических свойств
пластовых нефтей Татарстана на основе результатов исследования поверхностных проб.
Практическая ценность работы. Для природных нефтегазовых смесей месторождений Татарстана на основе экспериментальных исследований фазовых равновесий разработана методика расчета констант равновесия в диапазоне рабочих давлений от 0,1 до 10,0 МПа.
Разработаны методики расчета давления насыщения, коэффициента сжимаемости и вязкости пластовых смесей на основании закономерностей, выявленных при экспериментальном изучении пластовых нефтей Татарстана.
Получена модификация способа Стендинга-Катца для определения плотности газонасыщенной нефти, позволяющая проводить расчеты без привлечения графических зависимостей.
Разработана комплексная методика, позволяющая определить параметры пластовой нефти для задач проектирования разработки и обустройства месторождений Татарстана.
Апробация работы. Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на научно-практической
7 конференции, посвященной 60-летию образования ОАО «Татнефть» (г.Альметьевск, 2010 г.), на нефтегазовом форуме «Газ.Нефть.Технологии -2010» (г.Уфа, 2010 г.), на VIII Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» (г.Москва, 2010 г.)
Публикации и апробация работы. Основные положения диссертационной работы отражены в 6 публикациях, в т.ч. в 4 статьях (2 статьи из списка научных журналов, рекомендованных ВАК РФ).
Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения, библиографического списка из 144 наименований, текст изложен на 149 страницах и 1 приложении, содержит 19 таблиц, 30 рисунков.
Автор глубоко благодарен докторам технических наук Сахабутдинову Р.З. и Иктисанову В.А., кандидату технических наук Амерханову И.И., также всем сотрудникам лаборатории исследований ресурсов и свойств нефтей и газов за неоценимую помощь в подготовке данной работы.
Расчетные методы определения фазовых превращений пластовых нефтей
В основе расчетных методов определения фазовых превращений многокомпонентных систем лежат уравнения фазовых концентраций, которые являются фундаментальными уравнениями прикладной термодинамики [64]: где z; - молярная концентрация і-го компонента в исходной нефтегазовой смеси; УІ , Xj - молярная концентрация і-го компонента соответственно в газовой и жидкой фазах; V, L - мольные доли газовой и жидкой фаз в двухфазной системе; К! - константа фазового равновесия і-го компонента смеси. Константа фазового равновесия характеризует распределение і-го компонента смеси между газовой и жидкой фазами при фиксированных значениях температуры и давления: Замыкающие соотношения для составов нефтегазовой смеси, газовой и жидкой фаз имеют вид: где п - число компонентов смеси. При пересчете на один моль смеси уравнение для мольных долей будет иметь вид: Из уравнений фазовых концентраций для нефтегазовой смесшизвестного-состава: видно, что их решение сводится к обоснованному выбору констант фазового равновесия при заданных термодинамических условиях.. Известны две: основные группы методов аналитического определения; констант фазового равновесия: -методы, основанные на использовании уравнения состояния; реальных смесей:углеводородов и комбинации уравнения состояниям, теорией растворов жидких смесей; -эмпирические методы, отражающие результаты" многочисленных экспериментальных исследований фазового равновесия, многокомпонентных систем:различного состава.
Отдельной областью в:обеих группах:можно рассматривать;определение констант фазового равновесия с помощью/ сложных: расчетных методов; производимых на ПК [26,31,57,80;86;14-Г][ с: использованием: различных. программных комплексов. Для первой. группы методов чаще других используют двухпараметрические уравнения Пенга-Робинсона (1976: г.) и Редлиха-Квонга, -Соаве (1949; 1972 гг.) [51,141]: Эмпирические постоянные: этих .уравнений состояния можно- определить: по? критическим параметрам вещества.. Чтобы: расширить круг описываемых уравнением состояния систем; набор рассматриваемых свойств, диапазон» температур и давлений разработаны кубические уравнения- состояния, содержащие три и: более эмпирических постоянных. Важное преимущество кубических уравнений состояния - их простота. Развитие И: последовательное изложение достижений методов этой группы в период до середины 90-х годов приводится;в работе [81]. Дальнейшее., развитие и достижения; полученные на основе методов этой группы, представлены в работе [51]. Внимание: к методам на. основе оптимальных уравнений, состояний уделяют как российские ученые [29;61,72 125,124 5 Iі], так и ученые: из ближнего зарубежья [38,60,96,37]. Большое количество исследований проводится зарубежными учеными [ 127;ІЗ0,138; 108; 132,141,137]-Как правило, все аналитические методики ориентированы на расчет равновесий смесей; индивидуальных углеводородов и газоконденсатных смесей, тогдах как для предсказания, фазовых превращений газонефтяных систем требуются; детальные экспериментальные данные по фракционной разгонке тяжелого остатка и характеристикам фракций, включая их критические параметры; [130Д38 25Д08и34]- Анализ наиболее известных аналитических методов? определениям фазового равновесия; для; сложных углеводородных; смесей; с помощью экспериментальных данных о равновесии- фаз, показал, что; в проектной практике предпочтительнее применение уравнения состояния Иенга-Робинсона [141,51] . Вторая группа методов, использующих экспериментально установленные закономерности? фазового; поведения газожидкостных:: систем, получилашаиболыпее распространение в инженернойшрактике как в ближнем и дальнем зарубежье, так ившашей;стране. В группу входят методы, основанные на принципе так называемого «давления схождения», предложенном Хенсоном.и Брауном в? 1945 году [81]; а также использующие непосредственные данные экспериментальных исследований- газонефтяных систем- в виде многопараметрических корреляционных выражений [130;24]:. Широкое распространение ы- отрасли получил предложенный Степановой, F.C. метод определения1 давления схождения, позволяющий учитывать влияние состава исходной смеси, на константы фазового равновесия [30,83]. Несмотря на некоторые недостатки [71,126,95], принцип давления схождения наиболее часто применяется исследователями. Константы равновесия компонентов газонефтяной смеси при заданных значениях давления, температуры и найденному значению давления схождения могут быть определены по номограммам Уина, Нейра и других авторов, приводимым в справочной литературе [107,94] или по атласам NGAA и NGPA [133,61,20]: В ранний период развития в нашей стране вычислительной техники (начало 80-х годов), в литературе был опубликован ряд работ [21,22,33,84], в которых данные, получаемые с помощью графиков NGPA, предлагалось вычислять с помощью интерполяционных полиномов различных видов. Кроме дополнительной погрешности за счет аппроксимации графиков с целью создания данных полиномов, полученные этим методом константы фазового равновесия ничем не отличаются от графических зависимостей. Также отдельную подгруппу составляют способы, использующие результаты обработки экспериментального определения констант фазового равновесия газонефтяной смеси с введением в расчетные уравнения эмпирических коэффициентов [71,69,142]. Как правило, такие способы предназначены для оценки фазового состояния в области низких давлений (до 7-Ю МПа), где влияние состава системы на величину констант равновесия незначительно.
Основным общим недостатком всех рассмотренных расчетных методик определения фазовых превращений, сдерживающим, или ограничивающим их широкое применение в инженерной практике, является неопределенность в выборе констант фазового равновесия для тяжелой части нефти (остаток с условным обозначением Сб+ или С7+) и для наиболее летучих углеводородных компонентов (метан,, этан) Апробированные приемы учета свойств остатка) [97,69,35,112] , основаны либо на данных глубокого экспериментального исследования фракционного состава нефти и параметров фракций (что чаще всего отсутствует в массовых инженерных расчетах), либо на отождествлении его с каким-либо тяжелым углеводородом парафинового ряда без достаточного обоснования. Учет влияния состава смеси на константы равновесия наиболее легких углеводородов в методах, основанных на уравнении состояния, проводится с помощью коэффициентов бинарного взаимодействия [134,32]. В эмпирических методах такой учет слабо развит и в основном сводится к использованию различного вида номограмм [61,130,24] или дополнительных уравнений растворимости газа в жидких растворах под давлением [125]. В ряде работ, описывающих константы равновесия интерполяционными полиномами [9,62,97] или приближенными аналитическими зависимостями [8,7], влияние состава не учитывается.
Целевые комплексы информации о свойствах нефти и* газа для проектирования и оптимизации технологических процессов
Решение разнообразных практических и теоретических вопросов, связанных с поиском и эксплуатацией нефтяных месторождений, во многом основывается на информации о составе и свойствах нефти и нефтяного газа. В соответствии с конечной целью решения поставленньж задач эту информацию можно разделить на три основных комплекса: -комплекс исходных данных для подсчета запасов нефти и ресурсов нефтяного газа; -комплекс исходных данных для проектирования и оптимизации процесса разработки нефтяных месторождений; -комплекс исходных данных для проектирования, обустройства нефтяных месторождений и оптимизации работы промыслового оборудования. Комплекс исходных данных для подсчета запасов нефти и ресурсов нефтяного газа (в целом и по компонентам) предполагает наличие следующих параметров: -физические параметры нефти в пластовых условиях (давление насыщения, плотность и вязкость пластовой нефти, коэффициент сжимаемости); -физические- параметры нефти ж выделяющегося» нефтяного-газа прш однократном (контактном) разгазировании в; стандартных условиях (газосодержание, .. плотность газа; и. разгазирование; . нефти; объемный коэффициент); -физические, параметры нефти и нефтяного?-газаш конце принятого для месторождения технологического процесса сбора и. подготовки; продукции скважин (суммарное газосодержание всех ступеней сепарации, плотность, товарной нефти и товарного газа, объемный коэффициент с учетом промысловой технологии); -компонентныйсостав! пластовой нефти и товарных форм нефти игаза..
Комплекс исходных, данных для, проектирования т оптимизации процесса разработки нефтяных, месторождений: включает в себя следующие: параметры: -физические параметры нефти в пластовых условиях- .тих; изменение в зависимости от температуры: и давления (давление насыщения, вязкость,, плотность, коэффициент сжимаемости,. коэффициент, термического расширения); -физические параметры- нефти и нефтяного газашри дифференциальном (многоступенчатом) разгазировании пластовых нёфтей при температуре, равной или близкой к пластовой (соотношение газовой; и жидкой фаз; плотность нефти итаза, вязкость нефти и газа); -физические параметры нефти и газа в конце принятого для месторождения технологического процесса сбора и подготовки продукции скважин, (суммарное газосодержание всех ступеней сепарации, плотность товарной нефт№ и товарного газа; объемный; коэффициент с учетом промысловой технологии); -компонентный состав пластовой нефти и товарных форм нефти игаза; Комплекс исходных данных для= проектирования, ; обустройства нефтяных месторождений: и оптимизации: работы промыслового оборудования; предусматривает следующие характеристики жидкости и газа: : -физические параметры нефти и нефтяного газа при различных температурах и давлениях, начиная от пластовых условий до реально существующих в системе сбора, подготовки и транспорта продукции скважин (соотношение газовой и жидкой фаз, плотность и вязкость); -физические параметры нефти и нефтяного газа на узлах сепарации и в установках подготовки нефти,при рабочих значениях давления и температуры (удельный объем выделяющегося газа, плотность, вязкость); -компонентный состав нефти и газа на узлах газоотделения, в установках подготовки нефти и в товарных резервуарах.
Как следует из приведенного выше перечисления основных параметров нефти и газа, входящих в целевые комплексы исходных данных, задача информационного обеспечения сводится к количественной и качественной оценке состояния нефтегазовой смеси на всех технологических этапах процесса нефтедобычи — последовательно от пласта до товарных резервуаров. Поскольку экспериментальное моделирование всех возможных условий существования смесидля каждого месторождения практически неосуществимо, то неизбежно на той или иной стадии проектирования возникает необходимость использования расчетных методов даже при наличии эмпирических данных. Оптимальным решением задачи информационного обеспечения является применение системы взаимосвязанных и расчетных методов, позволяющих определить параметры нефтегазовой смеси на любом технологическом этапе только на основе заданных условий существования смеси (давление, температура) и рационального минимума доступных экспериментальных данных.
Определение объемно фазовых соотношений нефтегазовых смесей
Для определения параметров нефти в пластовых условиях при однократном (контактном) разгазировании и исследовании объемных и фазовых соотношений пластовых нефтегазовых смесей по ОСТ-153-39.2-048-2003 [79] использовалась установка типа УИПН конструкции ТатНИПИнефть [68]. Краткая техническая характеристика установки УИПН: - рабочее давление - до 40 МПа; - рабочая температура при термостатировании водой - до 95 С; - рабочий объем камеры - 180 см3; - рабочий объем пресса - 250 см3; - цена деления автоматического пресса по нонинусу — 0,01 см . Для исследования и создания рекомбинированных газожидкостных систем применялась установка PVT конструкции ТатНИПИнефть. Краткая техническая характеристика установки PVT: - рабочее давление — до 40 МПа; - рабочая температура при термостатировании водой - до 95 С; - рабочий объем камеры - 450 см3; - рабочий объем пресса - 250 см3; - цена деления пресса по лимбу - 2 см3; - цена деления пресса по нонинусу — 0,01 см . - предельная погрешность измерения давления - не более 1 %; - предельная погрешность измерения объема - не более 1 %. Задавочной жидкостью является машинное масло. Объем выделившегося газа определяется жидкостным газометром, заполненным насыщенным раствором хлористого натрия.
Погрешность измерения объема і газа не более ±1,0 %. Относительная ошибка определения газосодержания, установленная путем многократного исследования глубинных проб из одной и той же скважины, составляет 1,8 %. Давление насыщения пластовых нефтей при пластовой температуре определялась на установках УПН и PVT объемным методом, который наиболее распространен в практике исследования. Метод основан на резком изменении сжимаемости нефтегазовой системы в момент образования свободной газовой фазы, в ходе эксперимента строятся изотермы «давление - объем» и по характерному перелому на графике определяется давление насыщения. Относительная ошибка определения давления насыщения при многократном исследовании одной и той же пробы составила 1,6 %. Вязкость пластовых нефтей измерялась на серийном приборе ВВДУ по г времени качения шарика внутри калиброванной трубки, заполненной исследуемой жидкостью. Калибровка вискозиметра проводилась по эталону жидкости (масла различной вязкости). Вязкость эталонных жидкостей определялась на стеклянном вискозиметре [17]. По результатам калибровки определялись коэффициенты для трех углов наклона (80, 60, 30) вискозиметра согласно формуле (3.2): Упн=(Рш-Рж) к- (3-2) где vUu - вязкость пластовой нефти; Рш и рж - плотность шарика и исследуемой жидкости соответственно; к - коэффициент; т- время падения шарика. Относительная ошибка определения вязкости пластовых нефтей по результатам многократных исследований проб составила: менее 5,00 мПа-с - 12,1 % более 5,00 мПа-с - 6,4 %. Вязкость разгазированных нефтей определялась на стеклянных капиллярных вискозиметрах по ГОСТ 33-2000 [18]. Относительная ошибка определения вязкости разгазированной нефти составляет 3,0 %. Плотность пластовой нефти определяется по данным однократного (контактного) разгазирования глубинной пробы на установках УИПН и PVT по ОСТ-153-39.2-048-2003 [79]. Численное значение плотности газонасыщенной нефти при заданных значениях давления и температуры рассчитывается как частное от деления массы газа и разгазированной нефти на объем пробы, вытесненной из рабочей камеры установки. Относительная ошибка определения плотности нефти по данным многократного анализа пластовых проб составляет 0,7 %. Плотность разгазированной нефти определяется пикнометрическим методом по ГОСТ 3900-85 [19] с относительной ошибкой 0,2 %.
Расчет констант фазового равновесия компонентов нефтегазовых смесей
Для пропана и более тяжелых компонентов константы равновесия с ростом давления достигают некоторого минимума и затем возрастают. Точка перегиба изотермы соответствует минимуму растворимости компонента в газовой фазе. Область выше точки перегиба является областью ретроградных-значений. Графическая экстраполяция изотерм для всех десяти смесей показывает, что, несмотря на различие составов, все кривые стремятся к единице при5 давлениях 30 — 35 МПа. Это давление, называемое давлением схождения, хорошо согласуется с величиной, определенной по приближенному графику Рзаса [23] на основании данных о молекулярной массе тяжелого остатка С5+. Полученные значения, констант фазового равновесия в зависимости от давления и температуры в системе использованы автором в построении расчетных выражений для определения величин к;, характерных для нефтей Татарстана при наиболее распространенных термодинамических условиях сбора, подготовки итранспортапродукции скважин.
На основании отмеченной линейной зависимости [135] величины lg(k,-P) от комплексного параметра F, при постоянном давлении Р уравнение (4.1) можно записать в виде: где А, В - коэффициенты, численно одинаковые для всех компонентов смеси при заданном давлении Р; F, - комплексный параметр, учитывающий критические свойства, температуру кипения і-го компонента и равновесную температуру смеси; Ь, - величина, рассчитываемая по уравнению (4.2); tbi - температура кипения і-го компонента, С; /-равновесное значение температуры, С. В соответствии с выражением (4.2) по известным справочным значениям [93] критических свойств и температур - кипения углеводородов были рассчитаны величины bj (таблица 4.2). Анализ и выполненная автором обработка данных справочной литературы [93, 12] показали, что в координатах lg Mj - lg b, и lglg Mj - lg (tbi +273,15) зависимость величин b; и tbl от молекулярной массы парафиновых углеводородов может быть описана следующими выражениями. Для парафиновых углеводородов:
Графически такая зависимость для нормальных парафиновых углеводородов представлена на рис. 4.11 и 4.12. Сопоставление справочных величин bj и tbi с рассчитанными по формулам 4.9 - 4.12 показывает, что расхождения не превышают 1,2 % (таблица 4.2). Полученные с помощью справочных данных значения bj и tbi использовались автором при расчете величин комплексного параметра Fj для индивидуальных компонентов изученных нефтегазовых смесей. Комплексный параметр F; рассчитывался с помощью уравнения 4.8. Результаты расчетов представлены в таблице 4.3. Для выявления численных значений коэффициентов А и В линейного уравнения 4.8 рассматривалась вся совокупность значения Fj при заданных температурах и величин (К! Р), полученных при графической интерполяции представленных на рис. 4.1 - 4.10 экспериментальных данных. Для каждой из исследуемых смесей эти значения приведены в таблице 4.3. Графическая интерпретация этих данных приведена на рис. 4.13 и рис. 4.14.
