Фазовое равновесие нефтяных систем

Расчет ректификации нефтяных смесей производится путем решения системы уравнений материального баланса, фазового равновесия и теплового баланса на каждой тарелке. Такой расчет называют термодинамическим расчетом и выполняют его на ЭВМ. Особенности расчета ректификации нефтяных смесей обусловлены в первую очередь непрерывным характером разделяемой смеси и специфическими требованиями, предъявляемыми к продуктам ректификации. [c.87]

Способ представления состава нефтяных смесей влияет на фор-му записи исходной системы уравнений математического описания процесса и на особенности расчета процесса ректификации. При интегральном методе представления непрерывной смеси все расчетные уравнения сохраняют свой вид, как и для дискретных смесей, если в них заменить концентрации компонентов дифференциальными функциями распределения состава смеси. Например, уравнения материального баланса и фазового равновесия при ректификации непрерывной смеси в простой колонне принимают следующий вид [c.87]

Точный термодинамический - расчет ректификации нефтяных смесей представляет довольно сложную вычислительную задачу из-за сложности технологических схем разделения, используемых в промышленности, большого числа тарелок в аппаратах, применения водяного пара или другого инертного агента, из-за необходимое дискретизации нефтяных смесей на большое число условны компонентов и вследствие нелинейного характера зависимости констант фазового равновесия компонентов и энтальпий потоков от температуры, давления и состава паровой и жидкой ф 1з, особенно для неидеальных смесей. Таким образом, основная сложность расчета ректификации нефтяных смесей заключается в высокой размерности общей системы нелинейных уравнений. В связи с этим для разработки надежного алгоритма расчета целесообразно понизить размерность общей системы уравнений, представив непрерывную смесь, состоящей из ограниченного числа условных [c.89]

В связи с тем, что большинство сернистых и высокосернистых нефтей содержит в значительном коли [естве циклические сульфиды [2], в качестве объекта для изучения фазового равновесия был взят тиофан. Остальными компонентами изучаемой системы были ле-ксилол, нонан и сернистый ангидрид. Все компоненты имели чистоту не ниже 98%. Сырьем для экстракции нефтяных сераорганических соединений служили три фракции высокосернистой арланской нефти с пределами выкипания 200—225, 275—350 и 190—360°С. Общая характеристика фракций показана в табл. 1. [c.219]

При определении констант фазового равновесия многокомпонентных углеводородных смесей и нефтяных фракций эти системы заменяются условными бинарными системами, характеризуемыми эффективной температурой кипения Тд. [c.181]

Перегонка с ректификацией - наиболее распространенный в химической и нефтегазовой технологии массообменный процесс, осуществляемый в аппаратах - ректификационных колоннах - путем многократного противоточного контактирования паров и жидкости. Контактирование потоков пара и жидкости может производиться либо непрерывно (в насадочных колоннах) или ступенчато (в тарельчатых ректификационных колоннах). При взаимодействии встречных потоков пара и жидкости на каждой ступени контактирования (тарелке или слое насадки) между ними происходит тепло- и массообмен, обусловленные стремлением системы к состоянию равновесия. В результате каждого контакта компоненты перераспределяются между фазами пар несколько обогащается низкокипящими, а жидкость - высококипящими компонентами. При достаточно длительном контакте и высокой эффективности контактного устройства пар и жидкость, уходящие из тарелки или слоя насадки, могут достичь состояния равновесия, то есть температуры потоков станут одинаковыми, и при этом их составы будут связаны уравнениями равновесия. Такой контакт жидкости и пара, завершающийся достижением фазового равновесия, принято называть равновесной ступенью, или теоретической тарелкой. Подбирая число контактных ступеней и параметры процесса (температурный режим, давление, соотношение потоков, флегмовое число и др.), можно обеспечить любую требуемую четкость фракционирования нефтяных смесей. [c.195]

Методы расчета ректификации нефтяных смесей отличаются выборами исходной системы уравнений,независимых переменных и методов решения системы. Б предлагаемой методике процесс ректификации описывается системой нелинейных уравнений,содержащей уравнения покомпонентного, общего и теплового балансов,фазового равновесия и суммирования потоков. Б качестве независимых переменных выбираются температуры Т и соотношения жидкости и пара [c.50]

Закономерности изменения газовых показателей в зоне влияния залежей различны для разных гидрогеохимических обстановок, что определяет специфику использования этих показателей при оценке локальных участков. В условиях гидрогеохимической (газогеохимической) обстановки смещенного фазового равновесия и ее отсутствия, характеризующейся преобладанием миграции УВ из залежей, существование залежей нефти и газа можно представить в виде полюсов максимального газонасыщения, растворяющихся в водонасыщенной системе. С приближением к залежам в составе растворенных газов возрастают концентрации УВ, при уменьшении содержания азота увеличиваются газонасыщенность вод, упругость газов и Рг/рв- Указанное можно проследить на примере нефтяных и газовых залежей юж-ной половины Урало-Волжского НГБ (рис. 40). [c.94]

Система уравнений, описывающая процесс разделения природных и нефтяных газов в условиях равновесного контакта фаз в абсорбере, десорбере и ректификационной колонне, включает уравнения общего материального, покомпонентного материального и теплового балансов для всех тарелок колонны, парциального конденсатора и кипятильника, уравнения фазового равновесия и ограничения по составу [c.79]

Параметр порядка оказывает решающее влияние на состояние системы в кризисном состоянии или после конфигурационного либо фазового перехода. Таким переходам предшествует возникновение флуктуаций во всем объеме системы, представляющих собой локальные неустойчивости. Если такие неустойчивости возникают вдали от условий равновесия и число их растет значительно быстрее релаксационных процессов в системе, то возникает турбулентное состояние, для выхода из которого необходимо совершение воздействия на систему с интенсивностью, намного превышающей начальные условия, вызывающие отклонения системы от равновесного состояния. Более того, в системе могут сосуществовать несколько параметров порядка, способных к взаимодействию и переводу инфраструктуры системы в различные состояния с точки зрения восприимчивости к внешним или внутренним воздействиям. Указанные процессы приводят к значительным отклонениям системы от равновесия и нарушению ее симметрии относительно, например, пространственного отражения и обращения времени. Степень отклонения нефтяных систем от состояния равновесия нуждается в тщательном изучении и прогнозировании для оптимального осуществления связанных с ними технологических процессов. [c.188]

Расчеты процесса промысловой сепарации природного и нефтяного газа, а также заводской его переработки сводятся к расчету равновесия фазовых превращений. Фазовые превращения углеводородных систем описываются системой уравнений фазовых концентраций, которые позволяют рассчитать разделение исходной системы на газовую и жидкую фазы и определить компонентный состав фаз в условиях термодинамического равновесия. [c.157]

Для характеристики условий полного перехода различных газонефтяных смесей в газовую фазу при разных температурах приведены кривые зависимости давления схождения этих смесей (Рсу) от температуры (рис. 19). Под давлением схождения в нефтяной литературе понимают то давление при данной тем1пературе системы, при котором константы фазового равновесия всех ее компонентов становятся равными единице. В. термодинамике это давление называют критическим давлением системы при дайной температуре. Оно отличается от истинного критического давления, характерного для системы при ее,критической температуре. Кривые (см. рис. 19) построены по материалам, полученным при изучении фазового равновесия ряда систем, состоящих из широких нефтяных фракций и газа, при пх весовом соотношении 1 1 и при температурах 60, 100, 130 и 160° С. На основе этих данных были рассчитаны константы фазового равновесия (/( УВ нефти и экстраполированы до [c.39]

Во-вторых, избыток спирта начинает испаряться, и содержание его в паровой фазе повышается. Одновременно в паровой фазе нефтяной системы возможны процессы частичной конденсации паров, что приводит к появлению микрокапель жидкости. В условиях эксперимента это приводит к сорбции поверхностно-активных молекул спирта на поверхности микрокапель, что оказывает влияние на фазовое равновесие жидкость-пар. Так, понижение поверхностного натяжения микрокапель за счет сорбции молекул спирта приводит к уменьшению радиуса термодинамически стабильных микрокапель, а следовательно, к повышению давления насыщенного пара и торможению процесса испарения. Понижение радиуса микрокапель конденсирующегося пара может происходить в системе при избытке спирта также и вследствие процесса диссоциации взаимодействующих молекул. [c.113]

Как правило, большинство нефтяных дисперсных систем существуют в обычных условиях в неравновесных состояниях. Это приводит к проявлению многочисленных локальных коллоидно-химических превращений в структуре нефтяной дисперсной системы, которые в свою очередь отражаются на макросвойствах системы, например на седиментационной устойчивости, т.е. склонности к расслоению системы, ее вязко-стно-структурных характеристиках и т.д. Важнейшим проявлением макросвойств в нефтяных дисперсных системах являются фазовые переходы, спонтанно происходящие в них в различных условиях существования. Любая нефтяная дисперсная система отличается присухцей ее пространствеьшой внутренней организацией, которая претерпевает непрерывные превращения во времени с участием структурных элементов систем, Общепринятое понятие энтропии системы, яв уяющесся мерой упорядоченности структуры, в данном случае практически не применимо, вследствие чрезвычайной сложности нефтяной системы. В этой связи в нефтяных дисперсных системах фиксируются некоторые характеристические области вблизи состояний равновесия, где система находится в кризисном состоянии, которые проявляются в системе при изменении термобарических условий. В нефтяной дисперсной системе может существовать несколько таких областей. В каждой переходной области система проявляет характерные свойства, отличается наивысшей восприимчивостью к тем или иным воздействиям. [c.174]

Важным фактором, влияющим на эффективность процесса вытеснения нефти водными растворами химреагентов, является фазовое поведение системы водный раствор химреагентов — нефть. Поэтому в работе изучалось фазовое поведение системы ПАВ АФд-12 + Лигносульфонаты + КОРБ — нефть. Исследования проводились по следующей методике. В мерные пробирки помещали нефть, минерализованную воду и композицию. В течение двух недель ежедневно содержимое пробирок перемешивали. При этом два раза в неделю визуально определяли количество и объемы фаз. Если количество и объемы фаз в течение двух недель не менялись, то считалось, что фазовое равновесие достигнуто. Эксперимент проводился при постоянной температуре, равной 22 °С. При изменении объемов фаз были рассчитаны параметры солюбилизации соответствующих фаз. Параметры солюбилизации рассчитывались как отношение солюбилизированного объема водной или нефтяной фаз к объему ПАВ, введенному в систему. Результаты экспериментов показали, что происходит незначительная солюбилизация водной фазы. Параметры солюбилизации водной фазы зависят от концентрации НПАВ в растворе. Для состава АФд-12 лигносульфонаты КОРБ в соотношениях 8 1,5 0,5 при концентрации АФд-12, равной 5 г/л, параметр солюбилизации равен 8,6, с увеличением содержания ПАВ до 10 г/л солюбилизация возрастает до 14,2. Дальнейшее увеличение концентрации ПАВ АФд-12 в растворе приводит к снижению параметра солюбилизации. При содержании ПАВ 50 г/л солюбилизация снижается до 1,7. В исследованиях показано, что присутствие КОРБ в растворе композиции на процесс солюбилизации влияния не оказывает. Поверхностно-активные вещества Неонолы АФд-10 и АФд-12 весьма трудно растворяются в высокоминерализованной сточной воде. Кроме того, имеют относительно высокую температуру застывания, равную примерно 18 °С. В связи с этим для улучшения растворения ПАВ АФд-12 в минерализованной воде и снижения температуры застывания в состав композиции введен ПАВ проксамин, значительно улучшающий растворение основного НПАВ в воде. [c.126]

Причины перераспределения компонентов заключаются в несоответствии фактических значений отношений молярных долей компонентов в нефтяном газе к молярным долям соответствующих компонентов в нефти с равновесными величинами этих отношенМ, то есть констант фазовых равновесий (КФР) при данных термобарических условиях. Иначе говоря, при поступлении нефтяного газа, компонентный состав которого значительно отличается от состава пластового нефтяного газа в зоне смешения, отношения молярных долей не соответствует значениям КФР, поэтому система стремится перейти в равновесное состояние, что и приводит к перераспределению компонентов между газовой и жидкой фазами. [c.150]

Во многих районах исследователи отмечают следующее при наличии газовой шапки в некоторых залежах давление насыщения несколько ниже первоначального пластового давления, что не увязывается с теорией фазового равновесия системы жидкость — газ. В отдельных случаях это объясняется литологической разобщенностью газовой и нефтяной частей залежи, в других, как показано на примере месторождения Колендо,—изменением свойств нефти от газонефтяного к водонефтяному контакту. При расчете средних параметров пластовой нефти по таким залежам давление насыщения оказывается отличным от пластового. [c.33]

Действительно, если для полного определения бивариантной двухфазной системы бинарной смеси при заданном общем давлении достаточно знать лишь концентрацию одного из компонентов в одной из фаз, то для полного определения /г-вариант-ной двухфазной системы, состоящей из п компонентов, необходимо знать уже концентрации п—1 компонентов в одной из фаз при заданном общем давлении. В общем случае это означает, что кривая фазового равновесия (изобара) для каждого компонента, находящегося в многокомпонентной смеси, является фупкциейпе только физико-химических свойств (качества) других компонентов, но и их абсолютных концентраций (количества). Этим собственно и отличается многокомпонентная смесь от бинарной смеси, где кривая фазового равновесия (изобара) для каждого из двух компонентов зависит только от физико-химических свойств (качества) другого. Следовательно, каждый компонент такой сложной смеси имеет не одну кривую фазового равновесия, а бесчисленное множество их, в зависимости от содержания других компонентов, что приводит к необходимости располагать многочисленными данными по равновесным соотношениям. Установление этих данных экспериментальным путем требует большого труда даже в случае трехкомпонентных смесей и практически становится невыполнимым если речь идет о смесях с большим числом компонентов. Более того, как уже говорилось выше, такой путь изучения равновесных соотношений здесь даже исключается, потому что данные, экспериментально установленные при каком-либо одном режиме для заданного разделения смеси, не могут быть использованы существующими методами для проведения расчетов при изменении хотя бы одного из условий этого режима для того же самого разделения смеси, например, при изменении флегмового числа. Проведение расчетов существующими методами становится возможным только в случае идеальной смеси, в которой летучесть каждого компонента пропорциональна абсолютной мольной доле этого компонента при любой температуре и любом давлении [481. Такие идеальные многокомпонентные смеси состоят обычно из химически родственных компонентов (например, смеси углеводородов в нефтяной или коксо-беизольной промышленности и т. д.) и равновесные соотношения для каждого компонента этой смеси в системе пар-— жидкость описываются достаточно точно уравнением [c.78]

Программа фазового равновесия неидеальных смесей углеводородов по методике Чао-Сидера [ ], используемая в I очереди системы автоматизированного проектирования (САПР "Нефтехим"), была применена для расчетов углеводородных смесей, включающих и индивидуальные углеводороды,и узкие нефтяные фракции. Зависимости для определения критических и других физико-химических свойств узких нефтяных фракг ций приведены выше. Материальный баланс узла сепарации катализатов установок гицроочистки на легком сырье отражен в табл.4. Из него следует, что разработанная программа позволяет более точно учесть распределение тяжелых компонентов в паровой и жидкой фазах по сравнению с методикой фазового равновесия идеальных смесей, используемой в проекте. [c.42]

Транспорт флюидов по стволу скважины и инертного сырья по. магистральным трубопроводам различается. Под нормальным технологическим режимом эксплуатации скважин подразумеваются усилия, прн которых обеспечиваются наибольшие дебиты нефтяного сырья. Наряду с экстремальными, технологическими факторами (смятие эксплуатационной скважины, ее разрушение, вибрация и т. д.) ограничивают дебит скважины факторы, связанные с физико-химическими свойствами потока, движущегося по сквал сине в условиях изменяющегося давления и температуры. К ним, прежде всего, относятся песчаные пробки, образующиеся в результате скрепления частиц при помоиди вяЛ Сущих компонентов нефти, парафиноасфальтеновые отложения, кристаллогидраты природных газов и т. д. Все эти явления так или иначе связаны с фазообразованием, изменением размеров различных типов элементов структуры дисперсной фазы, динамикой расслоения дисперсной системы и могут быть решены па основе теории регулируемых ММВ и фазовых переходов. По мере перемещения от забоя скважины на дневную поверхность снижаются температура и давление, что ведет к изменению условий равновесия в потоке нефтяного сырья и выпаданию из него парафинов, асфальтенов, воды, песка с образованием структурированных систем на внутренних поверхностях эксплуатационных колонн (осадков, газогидратов). [c.189]

При изменении условий или соотношения компонентов нефтяное сырье претерпевает ряд фазовых переходов, при котор1х в однофазной системе возникают сложные структурные единицы разного типа. Такие ССЕ отличаются агрегатным состоянием вещества, формирующего ядро - пар (газ), жидкость, твердое тело. Новая стабильная фаза появляется в нефтяном сырье при отклонении системы от состояния равновесия и переходе ее в метастабильное состояние. Метастабильность, связанная с удалением от области равновесных условий существования данной системы, может быть вызвана как отклонением в химическом составе фаз (пересыщение), так и физико-химическим воздействием на систему (изменение температуры, давления, действие присадок и др.). [c.5]

Прибор для определения момента фазового превращения на газовой ветви пограничной кривой равновесия жидкость-пар в бинарных системах, РОЖНОВ М.С,, КОШ В.Г,,ДИДОВИ-ЧВР Э.М, Сб.пТеплофизические свойства углеводородов, их смесей, нефтей и нефтяных фракций", вып.1. 1973. [c.262]