CC BY
10
УДК 553.98:544.015.4
Исследования фазовых превращений углеводородных систем, состоящих из метанового газа и жидкой углеводородной фазы
АА Константинов1*, Н.И. Гусев1, С.П. Цыбульский1
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1 * E-mail: A_Konstantinov@vniigaz.gazprom.ru
Тезисы. Создание флюидальной модели углеводородной системы требует точных сведений о концентрации и физико-химических свойствах каждого из составляющих ее компонентов. При этом характеристики чистых компонентов до С5 задаются по умолчанию. Для представления свойств углеводородов группы С5+в...С7+в используют процедуры описания либо всей группы в целом, либо отдельных фракций, на которые разбивается группа.
Значения плотности и молекулярной массы углеводородов группы С5+в...С7+в оказывают непосредственное влияние на точность определения критических свойств фракций, которая отражается на расчете фазового поведения всей смеси в целом.
Применение экспериментальных методов оценки молекулярного веса тяжелых фракций допускает погрешность в 5.10 %, при расчетах часто приходится прибегать к ее корректировке.
На первом этапе формируется первоначальная выборка, представляющая собой совокупность промысловых и лабораторных определений состава пластового газа, пластовых потерь насыщенного конденсата, свойств дебутанизированного конденсата, в том числе в виде разгонки по истинным температурам кипения. Затем с использованием имеющейся исходной информации и уравнения состояния Пенга - Робинсона выполняется расчет текущего фазового состава смеси с оценкой давления начала конденсации.
Ключевые слова:
модель, фракция,
экспериментальные методы,
фазовое поведение.
Создание флюидальной модели углеводородной системы требует точных сведений о концентрациях и физико-химических свойствах каждого составляющего ее компонента. При этом характеристики чистых компонентов до С5 задаются по умолчанию. Для представления свойств углеводородов группы С5+в.. .С7+в используют процедуры описания либо всей группы в целом, либо отдельных фракций, на которые разбивается группа.
Значения плотности и молекулярной массы углеводородов группы С5+в .С7+в оказывают непосредственное влияние на точность определения критических свойств фракций, которая отражается на расчете фазового поведения всей смеси в целом.
Применение экспериментальных методов оценки молекулярного веса тяжелых фракций допускает погрешность в 5.10 %, при расчетах часто приходится прибегать к ее корректировке. Суть корректировки заключается в изменении молекулярного веса всей группы углеводородов С5+в...С7+в (или какого-то количества выделенных в ней фракций) на определенную величину. В качестве параметра настройки для газо-конденсатных смесей используют давление начала конденсации (Рнк).
На первом этапе формируется первоначальная выборка, представляющая собой совокупность промысловых и лабораторных определений состава пластового газа, пластовых потерь насыщенного конденсата, свойств дебутанизированного конденсата, в том числе в виде разгонки по истинным температурам кипения. Затем с использованием имеющейся исходной информации и уравнения состояния Пенга - Робинсона рассчитывается текущий фазовый состав смеси с оценкой Рнк. Полученное значение Рнк сопоставляют с фактическим значением давления начала конденсации (Рнк.факт), определенным в лаборатории. Если Рнк ф Рнк.факт, возможны два варианта: Рнк < Рнк.факт
либ° Рнк > Рнк.факг
Главная цель проведения газоконденсатных исследований на скважинах - это получение полной и достоверной информации об исходной пластовой
системе, насыщающей разрабатываемые залежи, и ее свойствах. Существуют следующие показатели представительности проб пластовых флюидов:
1) проведение газоконденсатных исследований и отбор проб с депрессией, не превышающей 10...20 % от уровня пластового давления. Скорость потока исследуемого флюида на башмаке насосно-компрессорных труб должна составлять не менее 2,5.4 м/с;
2) по пробам газа сепарации проверяются давление открытия и наличие свободной жидкой фазы в пробоотборнике. В случае если температура в лаборатории ниже температуры отбора, пробоотборник предварительно подогревается. Нагревание осуществляется до температуры, превышающей температуру отбора не менее чем на 10 °С. Для проверки наличия жидкой фазы пробоотборник фиксируют в вертикальном положении и после отстаивания делают контрольный выпуск газа с нижнего вентиля;
3) для проб нестабильного конденсата определяются давление открытия и наличие свободной газовой фазы. При наличии газовой фазы ее растворение осуществляют путем поэтапного повышения давления в контейнере;
4) оценка качества проб по давлению насыщения нестабильного конденсата, которое определяется объемным методом в контейнере. Полученное значение сравнивается с давлением отбора пробы с учетом разности температур отбора и исследований;
5) оценка термодинамического равновесия отбора проб с помощью теста Хоффмана -Крампа - Хокотта. Отбраковку проб необходимо производить при отклонении фактических констант равновесия от теоретических больше чем на 5 %. Константа равновесия является функцией давления, температуры и состава. Определения значений констант фазового равновесия проводятся по известному уравнению состояния Редлиха - Квонга и его модификациям (Соаве - Редлиха - Квонга, Бенедикта -Вебба - Рубина и др.), а также по уравнению Пенга - Робинсона. Однако перечисленные методы имеют громоздкий математический аппарат, что делает их неприменимыми при расчете значительного количества фазовых переходов. В системах подготовки скважинной продукции нефтяных месторождений значения констант фазовых равновесий необходимы при расчетах процессов сепарации нефти от газа. При этом
давление сепарации не превышает 1,0 МПа, что позволяет рассматривать фазы в условиях их равновесия как идеальные системы;
6) точность определения конденсатогазово-го фактора (КГФ) как отношения дебита нестабильного конденсата к дебиту газа сепарации, замеренных при отборе проб на сепараторе;
7) коэффициент сверхсжимаемости и плотность газа на момент проведения промысловых исследований неизвестны и, как правило, принимаются по аналогии с данными соседних скважин или даже объектов. Соответственно, эти величины необходимо корректировать на реальные данные, определенные в ходе лабораторного физико-химического анализа пробы газа сепарации.
Важнейшей термодинамической характеристикой газовой фазы является растворяющая способность компонентов, которая возрастает в следующем порядке: N2, СН4, СО2, С2Н6, H2S, С3Н8, С4Н10. У жидких углеводородных компонентов на фазовые переходы наибольшее влияние оказывают плотность, молярная масса, фракционный и групповой составы. В ходе экспериментальных работ изучались фазовые превращения систем, состоящих из метанового газа и жидких модельных углеводородных компонентов (фракций конденсата Ф1 и Ф2, табл. 1) различной плотности.
Сопоставление фазовых характеристик исследуемых систем показало следующее:
1) растворимость индивидуальных углеводородов и фракций конденсатов в метановом газе ухудшается с увеличением числа углеводородных атомов в молекуле. На это указывает значительное повышение Рнк с увеличением плотности (молярной массы) растворенных в метане углеводородов;
2) с увеличением Сс в системе до 350.400 г/м3 происходит рост Рнк;
3) увеличение температуры в основном снижает Рнк;
4) критические области у исследованных систем наблюдаются при Сс > 1000 г/м3;
5) сравнение фактических и расчетных (по уравнению Пенга - Робинсона) фазовых
Таблица 1
Свойства фракций конденсата
Свойство Ф1 Ф2
Плотность, г/см3 0,702 0,768
Молярная масса, г/моль 98,2 125
характеристик показало, что разница в значениях Рнк составляет 20.30 %; а расчетное количество жидкой фазы, выпавшей при давлении максимальной конденсации, в 2 раза и более превышает экспериментальные данные.
В дальнейшем исследовались фазовые характеристики газожидкостных систем, состоящих из метанового газа и реальных конденсатов, нефтей. В первой серии экспериментов исследовались смеси, включающие жидкую углеводородную фазу (конденсат метаново-ароматического типа плотностью 0,807 г/см3, молярной массой 155 г/моль). Конденсат С5+ растворялся в метановом газе следующего состава, % мол.: СН4 - 98,4; С2Н6 - 0,10; С3Н8 -0,010; N2 - 1,40. Составы смесей, полученных в результате растворения конденсата в метановом газе, приведены в табл. 2.
Анализ фазовых диаграмм выявил следующие особенности фазового поведения метановых газожидкостных систем в диапазоне давлений от 3,0 до 120 МПа и температур от 253 до 423 К и выше:
• углеводородные метановые системы с Сс < 800.1000 г/см3 при снижении температуры до 253 К будут вести себя как ретроградные газоконденсатные;
• при повышении температуры от 253 до 453 К давление Рнк снижается;
• фазовые диаграммы разделяются на две области - ретроградной конденсации и нормального испарения, при этом максимальное выпадение жидкой фазы будет наблюдаться на линии, расположенной между двумя этими областями;
• общий вид фазовых диаграмм свидетельствует о пребывании смеси либо в однофазном газовом состоянии при давлении выше Рнк, либо в двухфазном газожидкостном
Таблица 2
Состав углеводородных систем «метановый газ + конденсат» с различным содержанием углеводородов группы С5+в
Компонент Сс , г/м3
80 190 320 800
СН4 97,34 96,65 93,79 87,65
С2Н6 0,09 0,09 0,09 0,08
С3Н8 0,01 0,01 0,01 0,01
К2 1,36 1,35 1,33 1,25
С5+в 1,22 2,90 4,78 11,01
состоянии. Критические области на данных фазовых диаграммах отсутствуют.
К основным факторам, определяющим форму фазовых диаграмм метановых газожидкостных систем, т.е. положение линии нулевого содержания жидкой фазы (линия Рнк), а также линии максимального количества выпавшей жидкой фазы, следует отнести количество и физико-химические свойства растворенной в смеси жидкой фазы. Для выявления влияния количества растворенной жидкой фазы и ее плотности (молярной массы) на Рнк и динамику выпадения жидкой фазы из углеводородных систем проведены эксперименты при различных термобарических условиях.
При различных температурах исследовались углеводородные системы, составленные из метанового газа и жидких углеводородных компонентов - конденсатов плотностями 0,766; 0,793; 0,807; 0,825 г/см3 и нефти плотностью 0,856 г/см3. Зависимости позволяют установить особенность влияния Сс на Рнк, которая заключается в следующем: начальное увеличение Сс до 300.400 г/мз приводит к росту Рнк, а при последующем увеличении Сс значение Рнк снижается (рис. 1). Наблюдаемая закономерность объяснена с позиции молекулярно-кинетической теории, согласно которой сила взаимодействия молекул смеси определяется их размерами и расстоянием между ними: чем меньше расстояние между молекулами и больше их размер, тем больше сила их взаимодействия [1, 2]. При относительно низких давлениях и небольшом количестве в газовой фазе крупных высококипящих углеводородных молекул расстояние между молекулами в газовом растворе относительно большое и силы взаимодействия между молекулами невелики. При повышении давления расстояние между молекулами уменьшается, а силы взаимодействия увеличиваются, причем между крупными молекулами силы взаимодействия растут быстрее. Под действием этих сил более крупные молекулы жидких углеводородов конденсата переходят в газовую фазу. Наконец, при некотором давлении конденсат полностью растворяется в газовой фазе. Добавление в этом случае новых порций конденсата в систему ведет к снижению давления полного испарения конденсата.
По результатам исследований фазового поведения систем метанового газа с жидкой углеводородной фазой построены графики для определения Рнк при различной температуре
Плотность конденсата, г/см3:
0,856 — 0,825 — 0,807 - 0,795 — 0,766 — 0,742
Рис. 1. Зависимость Рнк для систем «метановый газ + С5+в>: Температура, К: 293 (а); 353 (б); 383 (в)
Д 100
В 80
н
60
40
20
20
40
60
Температура системы, К: — 293 — 313 — 333 — 353 — 383 | 1
Плотность С5+в, г/см3: _ 0,74 - 0,82 _ 0,76 — 0,84 _ 0,78 — 0,86 - 0,80
80
100 р
1 нк
120
МПа
200 400 600 800
1000
Со
1200
г/см3
Рис. 2. Графики определения Рнк метановых систем различного состава при различной температуре
0
0
0
(рис. 2). Если в состав углеводородной смеси входит углеводородная жидкая фаза ароматического типа, то Рнк такой смеси может увеличиваться на 5.10 %.
Исследованные фазовые диаграммы условно разделены на две области: ретроградной конденсации и нормального испарения. На стыке этих областей находится условная линия максимального выпадения жидкой фазы, которая в зависимости от содержания жидкой фазы располагается в диапазоне давлений 18.40 МПа (рис. 3, см. а), причем плотность
(молярная масса) жидких компонентов, растворенных в смеси, заметного влияния на данную зависимость не оказывает.
Зависимости максимального относительного объема выпавшей жидкой фазы (¥к, %) от Сс , г/м3, при различной температуре приведены на рис. 3б, который свидетельствует о достаточно близкой связи между количеством выпавшего конденсата (при давлении максимальной конденсации) и Сс ; причем с уменьшением температуры объем выпавшей жидкой фазы резко возрастает.
Д 50
й 40
и «
К
§
« о
£ 30
20
-
=3
10
I диапазон изменения давления при изменении температуры от 273 до 423 К
£ 30 25 20 15 10 5 0
200
400 600 а
800 Г
1000
, г/см3
Температура, К: _ — 273 — 313 — 353 - — 393 — 433
(
¿Дг ^ у ^г
уу 1
200
400
600
б
Рис. 3. Влияние конденсатосодержания и температуры на систему «метановый газ + конденсат»
800
С
1000
, г/см3
На основании зависимостей, приведенных на рис. 2 и 3, предложен графоаналитический метод оценки фазовых характеристик метановых газожидкостных систем [2].
Для построения фазовых диаграмм необходимы следующие исходные данные: количество растворенных в смеси жидких углеводородов С5+в, их плотность или молярная масса. Создание фазовой диаграммы осуществляется в координатах «давление - температура» по следующему алгоритму: сначала строится кривая Рнк (см. рис. 2), далее - условная линия ¥к (см. рис. 3б), куда наносятся точки, характеризующие долю выпавшей жидкой фазы в процентах (1 %; 2 %; 3 % и т.д.) при различной температуре. Оценив конфигурацию и местоположение изоплер, через найденные точки вычерчивают изоплеры равного процентного содержания жидкой фазы.
Результаты моделирования фазовых превращений псевдобинарных систем описываются следующими зависимостями, связывающими Рнк, МПа, с Сс , г/м3, в смеси:
Рж = Ь (СС5+,) + 4 к от 50 до 300;
Р = К (СС5+1 )2 + Ь (ССз+1) + й2 ]кт от 300 до 500; I (1)
РИК = [Ь3 (ССз+1) + йъ ]кт от 500 до 1000;
к(т) = -0,0047Т + 2,6521,
где кт - температурный коэффициент, долей единицы; Т - температура смеси, К; к(т) - поправочный коэффициент. Значения коэффициентов в уравнениях (1) приведены в табл. 3.
Таблица 3
Коэффициент Плотность конденсата (нефти), г/см3
0,760 0,780 0,800 0,820 0,840 0,860
ь, 0,0598 0,0897 0,0803 0,0752 0,0846 0,0904
18,05 22,67 34,92 46,23 53,33 62,15
а2 -0,00006 -0,0001 -0,00009 -0,00005 -0,00007 -0,0001
ь 0,0672 0,1192 0,0906 0,0554 0,0714 0,1082
d2 22,264 23,539 39,491 56,705 63,394 66,935
Ь3 -0,0095 -0,0203 -0,0176 -0,0219 -0,0198 -0,0241
d3 43,89 65,75 70,78 84,02 92,63 106,95
0
Поправка на температуру смеси ^ определяется по уравнению
кт = 2,6521 = -0,0047Т. (2)
Если в состав газожидкостной углеводородной смеси входит углеводородная жидкая фаза С5+в ароматического типа, то такой смеси может увеличиться на 5.10 %. Зависимость давления максимальной конденсации, МПа, от Сс (для Сс = 50.1000 г/м3) описывается выражением
Рнк = - 0,00002(Сс 5+в)2 + 0,0488 Сс^ + 14,293. (3)
Для РУТ-камеры получена достаточно близкая связь Ук, %, и начального значения Сс при давлении максимальной конденсации:
V = 0,00001(СС5+1 )2 + 0,0272СС5+1 при Т = 293,4 К;1
V = 0,00001(Сс )2 + 0,0004Сс при Т = 433,3 К. (
Список литературы
1. Инструкция по исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин / под ред. Г.А. Зотова, 3.С. Алиева. - М.: Недра, 1980. - 301 с.
2. Гриценко А.И. Научные основы прогноза фазового поведения пластовых газоконденсатных систем / А.И. Гриценко, И.А. Гриценко, В.В. Юшкин и др. - М.: Недра, 1995. - 432 с.
Studying phase transitions of hydrocarbon systems consisting of a methane gas and a liquid hydrocarbon phase
A.A. Konstantinov1*, N.I. Gusev1, S.P. Tsybulskiy1
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy district, Moscow Region, 142717, Russian Federation * E-mail: A_Konstantinov@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. Creation of a fluidal model for a hydrocarbon system needs the accurate information about the concentration and the physical-chemical properties of every system component. At that, the characteristics of the pure components up to C5s are assigned in default. To present the properties of the C5+.C7+ hydrocarbons, either the whole group, or the separate fractions are used to be described. Densities and molecular masses of the C5+...C7+ hydrocarbons directly affect the accuracy of the determined values of the fraction critical properties, and this accuracy influences phase behavior calculations in respect of the entire system. Experimental estimation of weight for heavy fractions admit an error of 5-10 %, but at computations one often has to correct results.
First, an initial sampling is being formed from the field and laboratory data about the composition of an in-situ gas, in-situ losses of the saturated condensate, the properties of debutanized condensate including fractional distillation according to real boiling points. After that, the source data and the Peng-Robinson equation of state are applied for calculation of current phase composition for this mixture with assessment of the dew point pressure.
Keywords: model, fraction, experimental methods, phase behavior.
References
1. ZOTOV, G.A., Z.S. ALIYEV (eds). Guidelines on examination of gas and gas-condensate layers and wells [Instruktsiya po issledovaniyu gazovykh i gazokondensatnykh plastov i skvazhin]. Moscow: Nedra, 1980. (Russ.).
2. GRITSENKO, A.I., I.A. GRITSENKO, V.V. YUSHKIN, et al. Scientific principles of forecasting phase behavior of bedded gas-condensate systems [Nauchnyye osnovy progboza pgazovogo povedeniya plastovykh gazokondensatnykh system]. Moscow: Nedra, 1995. (Russ.).
