3.11. Проблема расчета состава фаз при сепарации

Подготовка нефти на промыслах проводится в процессе много ступенчатой сепара-

ции. Проектировщику необходимо на этапе проектирования определять состав жидкой

фазы (нефти) и состав газовой фазы (попутного нефтяного газа) на каждой ступени сепа-

рации. Необходимость расчета состава фаз возникает и при сжатии ПНГ на промысловых

компрессорных станциях, при транспорте конденсирующегося газа на ГПЗ или к другим

потребителям.

Давно замечено, что результаты расчета состава фаз не соответствуют фактическим

данным. Для примера: При проектировании Нижневартовского ГПЗ (1973 год) газ Са-

мотлорского месторождения после 25 км продвижения по промысловым газопроводам,

по результатам расчета не конденсировался. В процессе переработки газа обнаружива-

лась подобная расчетная ситуация, по расчету конденсация между ступенями сжатия газа

на компрессорной станции отсутствует, на практике из сепаратора производится вывод

жидкой фазы. Аналогично обстояло дело и с конденсацией газа в подводящем газопрово-

де. Газопровод оснащался узлами вывода конденсата, откуда происходила активная от-

качка конденсата.

Расчеты состава фаз производились на основе констант фазового равновесия. Для

расчетов была использована компьютерная программа SIMA (система имитационного

моделирования технологических процессов). Эта программа была разработана проект-

ным институтом Ленгипронефтехим приблизительно в 1965 году. Позже в нее внесены

изменения Казанским технологическим институтом и Краснодарским институтом

ВНИПИгазпереработка. Изменения касались в основном базы исходных данных. Произ-

- 69 -

водилась корректировка констант фазового равновесия по результатам публикаций Аме-

риканского нефтяного института. Последнее изменение было внесено в 1975 году.

Когда проектировщики обнаруживали, что результаты расчета не соответствуют

практике, возникала проблема поиска источника погрешности.

В настоящее время существует и ряд других (надо полагать более свежих) компью-

терных программ для расчета процессов массоперехода. Однако все они дают схожие ре-

зультаты, сходимости результатов расчета с фактическими данными достичь не удается.

Попробуем найти возможные источники ошибки, а заодно предложим путь преодо-

ления обозначенной проблемы.

Исследуем проблему расчета состава фаз на конкретном примере с нефтью Западно-

Малобалыкского месторождения и ее попутным газом. При разработке проекта промыс-

ловой газотурбинной электостанции проектному институту выдан состав газа первой

ступени сепарации, представленный в таблице 3.1.

Таблица 3.1.

Компонент	Концентрация,			Компонент	Концентрация,
	%мол	%мас			%мол	%мас
Двуокись углерода	0,71	1,27		Изобутан	2,02	4,77
Азот	1,73	1,97		Бутан	4,43	10,47
Метан	74,83	48,78		Изопентан	1,11	3,26
Этан	4,14	5,06		Пентан	1,57	4,61
пропан	7,77	13,93		Гексан+высшие	1,68	5,89
Молекулярная масса, кг/кмоль				25,2

Параметры первой ступени сепарации нефти: давление 5 атм, температура 60 оС.

Газ подается на вход газотурбинных установок при давлении 12 атм и температуре 70

оС. Предварительно газ после дожимного компрессора охлаждается до 50 оС и поступает

в сепаратор для отделения жидкой фазы.

Выполним расчет конденсации газа, результаты расчета представлены в таблице3.2.

Таблица 3.2.

Поток	Смесь		газ		жидкость
Р, ата	13		13		13
Т, оС	50		50		50
Мол.масса	24,61		24,6		70,8
Нач.кип, оС	-117,5		-117,5		0
Кон.кип, оС	37,2		37,2		0
компонент	кг/ч	%мас	кг/ч	%мас	кг/ч	%мас
СО2	1,27	1,273	1,27	1,273	0	0,039
Азот	1,97	1,973	1,97	1,973	0	0,008
Метан	48,78	48,781	48,78	48,781	0	0,889
Этан	5,0	5,060	5,0	5,060	0	0,528
Пропан	13,93	13,927	13,93	13,927	0	4,856
Изобутан	4,77	4,773	4,77	4,773	0	3,949
Бутан	10,47	10,467	10,47	10,467	0	11,756
Изопентан	3,26	3,256	3,26	3,256	0	8,343
Пентан	4,61	4,605	4,61	4,605	0	15,16
Гексан	5,89	5,886	5,89	5,886	0	54,472
	100,0		100,0		0,00

Анализируем результаты расчета. Состав газа в колонке «смесь» получен в нефтяном се-

параторе при давлении 6 ата и температуре 60 оС. В сепараторе обеспечено равновесное

состояние паров нефти с жидкостью. Из этого следует, что температура конца кипения

- 70 -

газовой фазы при давлении сепарации нефти должна соответствовать ее температуре се-

парации. Всякое повышение давления газа при постоянной температуре должно приво-

дить к его частичной конденсации. Кроме того, всякое понижение температуры газа при

неизменном давлении также должно приводить к его частичной конденсации. В пред-

ставленном примере произведено одновременное повышение давления (с 6 до 13 ата) и

снижение температуры (с 60 до 50 оС), однако доля конденсации при новых параметрах

оказалась равной нулю. Более того, мы даже не достигли температуры начала конденса-

ции газа (или температуры конца его кипения). Как следует из результатов расчета, тем-

пература конца кипения газа составляет 37,2 оС, само собой разумеется, что конденсация

газа заданного состава при давлении 13 ата не может происходить при температуре выше

37,2 оС. На практике подобные изменения параметров газа обязательно приводят к появ-

лению жидкой фазы.

По требованию проектной организации заказчик трижды проводил исследования состава

газа и ни один состав не обеспечил требуемой точности расчета.

В результате пришлось отказаться от использования состава газа, полученного в резуль-

тате хроматографического анализа. За основу расчета принят состав пластовой нефти.

Далее при известных параметрах сепарации выполнен расчет состава газа, который пред-

полагалось использовать в последующих расчетах.

В соответствии с исходными данными пластовая нефть имеет молекулярную массу 175

кг/кмоль.

Состав пластовой нефти представлен в таблице 3.3.

Таблица 3.3.

Компонент	Концентрация,			Компонент	Концентрация,
	%мол	%мас			%мол	%мас
Двуокись углерода	0,2	0,131		Изобутан	1,04	0,898
Азот	0,48	0,2		Бутан	2,74	2,367
Метан	21,49	5,121		Изопентан	1,29	1,383
Этан	1,23	0,55		Пентан	2,33	2,498
пропан	2,84	1,861		Гексан+высшие	66,35	84,991
Молекулярная масса, кг/кмоль				67,15

Результаты расчета процесса сепарации нефти при параметрах первой ступени (Р=5 атм,

Т=60 оС) представлены в таблице 3.4.

Таблица 3.4.

Поток	Смесь		газ		жидкость
Р, ата	6		6		6
Т, оС	60		60		60
Мол.масса	67,29		30,24		82,14
Нач.кип, оС	-108,89		-135,3		60,49
Кон.кип, оС	118,31		59,98		132,02
компонент	кг/ч	%мас	кг/ч	%мас		кг/ч	%мас
СО2	0,13	0,131	0,11	0,824		0,03	0,029
Азот	0,2	0,2	0,19	1,511		0,01	0,006
Метан	5,12	5,121	4,78	37,191		0,34	0,389
Этан	0,55	0,55	0,43	3,307		0,12	0,143
Пропан	1,86	1,864	1,02	7,897		0,85	0,97
Изобутан	0,9	0,898	0,32	2,518		0,57	0,659
Бутан	2,37	2,367	0,7	5,474		1,66	1,909
Изопентан	1,38	1,383	0,23	1,776		1,15	1,325
Пентан	2,5	2,498	0,34	2,615		2,16	2,481
Гексан	84,99	84,991	4,74	36,887		80,5	92,089
	100,0		12,86		87,14

Анализируем результаты расчета.

Основное свойство газа, полученного в результате сепарации нефти, подтверждено рас-

четом: температура конца кипения газа (что соответствует температуре начала его кон-

денсации) практически совпадает с температурой сепарации нефти. Однако здесь мы об-

наружили другие расхождения. Первое из них – в составе пластовой пробы нефти боль-

шая ее часть задана в виде С6+высши

е. 85% масс в нефти не имеет определенного состава, а

в базе данных для расчета такие групповые смеси отсутствуют. В расчет состава газа

первой ступени сепарации нефти компонент С6+высшие идентифицирован как С6 – гексан.

Это прием исказил в результате расчета молекулярную массу нефти. По исходным дан-

ным она равна 175 кг/кмоль, а по расчету получила значение 67,29 кг/кмоль.

Выполним расчет конденсации полученного газа после дожимной компрессорной стан-

ции. Результаты расчета представлены в таблице 3.5.

Таблица 3.5.

Поток	Смесь		газ			жидкость
Р, ата	13		13			13
Т, оС	50		50			50
Мол.масса	30,24		23,7			77,04
Нач.кип, оС	-117,59		-118,65			50,77
Кон.кип, оС	82,65		49,93			162,97
компонент	кг/ч	%мас		кг/ч	%мас		кг/ч	%мас
СО2	0,82	0,824		0,8	1,163		0,02	0,078
Азот	1,51	1,511		1,51	2,189		0,01	0,017
Метан	37,19	37,191		36,87	53,606		0,33	1,042
Этан	3,31	3,307		3,19	4,632		0,12	0,389
Пропан	7,9	7,897		7,11	10,334		0,79	2,529
Изобутан	2,52	2,18		2,03	2,951		0,49	1,564
Бутан	5,47	5,474		4,13	6,012		1,34	4,289
Изопентан	1,78	1,776		1,04	1,515		0,73	2,35
Пентан	2,62	2,615		1,37	1,996		1,24	3,977
Гексан	36,89	36,887		10,73	15,6		26,16	83,764
	100,0		68,77			31,23

Анализ результатов расчета.

Если исходный состав газа, выданный заказчиком на основании хроматографического

анализа, не конденсировался в процессе его сжатия и охлаждения, то газ, полученный

расчетом процесса сепарации нефти, имеет долю конденсации 31,23 % масс.

Какому из полученных результатов следует отдать предпочтение. Никакому. Оба резуль-

тата не корректны, а истина лежит в середине. Однако, при выполнении технологических

расчетов нам чаще всего не нужна высокая точность. Важно определить суть процесса. А

по сути мы должны ответить на вопрос: будет газ конденсироваться или не будет. Надо

ли для его вывода устанавливать сепаратор и систему автоматического удаления конден-

сата, или не надо.

Нас, проектировщиков, постоянно одолевают сомнения в корректности подобных расче-

тов. К великому сожалению наша российская наука не дала нам никакого успокоительно-

го пособия. Все наши расчеты основываются на американской базе по константам фазо-

вого равновесия.

Выход из создавшегося положения мы видим в следующем использовании состава газа,

полученного в результате анализа. Компонент С6+высшие может быть интерпретирован

- 72 -

как компонент С6, С7, С8, С9 или С10. Специальными исследованиями Вавера В.И в За-

падно-Сибирском комплексном отделе института ВНИПИгазпереработка в 1978 году бы-

ло установлено, что в составе газа первой ступени сепарации нефти месторождений За-

падной Сибири в разных соотношениях находятся все вышеобозначенные компоненты.

Так как нам неизвестна доля каждого из них, нам остается идентифицировать тяжелый

остаток С 6+в как один из ряда обозначенных компонентов. Основным условием правиль-

ности выбора будет соответствие температуры конца кипения газа температуре сепара-

ции нефти.

В таблице3.6 представлены результаты расчета свойств газа указанного в исходных дан-

ных заказчика после замены компонента С 6+в на компонент С8.

Таблица 3.6.

Поток	Смесь		газ			жидкость
Р, ата	6		6			6
Т, оС	60		60			60
Мол.масса	24,71		24,71			103,12
Нач.кип, оС	-135,38		-135,38			0
Кон.кип, оС	53,42		53,42			0
компонент	кг/ч	%мас	кг/ч	%мас	кг/ч		%мас
СО2	1,27	1,273	1,27	1,273	0		0,01
Азот	1,97	1,973	1,97	1,973	0		0,002
Метан	48,78	48,781	48,78	48,781	0		0,237
Этан	5,06	5,06	5,06	5,06	0		0,136
Пропан	13,93	13,927	13,93	13,927	0		1,215
Изобутан	4,77	4,773	4,77	4,773	0		0,972
Бутан	10,47	10,467	10,47	10,467	0		2,872
Изопентан	3,26	3,256	3,26	3,256	0		2,002
Пентан	4,61	4,605	4,61	4,605	0		3,602
Октан	5,89	5,886	5,89	5,886	0		88,953
	100,0		100			0,00

В результате корректировки состава газа, выразившейся в замене остатка С 6+в на компо-

нент С8 температура начала конденсации газа приблизилась (но не достигла) к темпера-

туре сепарации нефти. Замена компонента С8 на более тяжелый С9 приводит к конденса-

ции газа уже при температуре сепарации нефти, следовательно выбор этого компонента

делать нецелесообразно.

Рассмотрим, как повлияла замена остатка С 6+в на компонент С8. на поведение газа после

сжатия и охлаждения (после ДКС). Результаты расчета конденсации газа после ДКС

представлены в таблице 3.7.

Таблица 3.7.

Поток	Смесь		газ			жидкость
Р, ата	13		13			13
Т, оС	50		50			50
Мол.масса	24,71		23,81			90,32
Нач.кип, оС	-117,61		-117,61			51,11
Кон.кип, оС	69,69		49,73			214,55
компонент	кг/ч	%мас	кг/ч	%мас	кг/ч		%мас
СО2	1,27	1,273	1,27	1,335	0,00		0,075
Азот	1,97	1,973	1,97	2,075	0,00		0,013
Метан	48,78	48,781	48,74	51,279	0,04		0,836
Этан	5,06	5,06	5,04	5,304	0,02		0,377
Пропан	13,93	13,927	13,78	14,495	0,15		3,019
Изобутан	4,77	4,773	4,66	4,906	0,11		2,215
Бутан	10,47	10,467	10,14	10,673	0,32		6,505
Изопентан	3,26	3,256	3,05	3,204	0,21		4,248
Пентан	4,61	4,605	4,23	4,449	0,38		7,591
Октан	5,89	5,886	2,17	2,78	3,72		75,119
	100,0		95,0			4,95

Доля конденсации газа по результатам последнего расчета оказалась равной 4,95% масс,

что в 6,3 раза меньше, чем при использовании состава газа, полученном при расчете се-

парации нефти с неизвестным составом группы С 6+в. Надо полагать, что это тоже не ис-

тинное значение, однако полученный результат заслуживает доверия и на его основе

можно дорабатывать технологическую схему подготовки газа, выбирать сепаратор, и

проектировать систему вывода конденсата.

В завершение этого раздела обсудим причины подобного расхождения теории с практи-

кой. Суть обсуждаемой проблемы кроется в низкой достоверности состава пластовой

нефти и составов газа анализируемых в аналитических лабораториях. Чего стоит состав

нефти, в котором более 70% компонентов «свалили в одну кучу»? Это один источник по-

грешности. Вторым источником погрешности может быть качество используемой нами

компьютерной программы.

Третий источник погрешности – методика отбора проб газа на анализ. Известны широко

распространенные пробоотборники в виде резиновых груш (камера волейбольного мяча)

и бутылок из-под пива. Резиновая груша напрямую заполняется газом, после чего ее со-

сок перевязывается веревочкой или на перегибе зажимается зажимом.

Отбор газа в бутылку производится через слой раствора хлористого кальция.

Представим себе работу пробоотборщика. Зимой он перемещается по площадке со сто-

лярным ящиком, в котором аккуратно установлены бутылки, среди которых одна- с рас-

твором соли. На улице мороз, раствор охладился. Посмотрим, каков результат получится

при отборе пробы с охлаждением ее в растворе соли, например до 15 оС (летний режим).

Напоминаем, что температура сепарации нефти – 60 оС.

Рассмотрим поведение принятого нами к использованию газа при отборе пробы. Расчет

конденсации газа в пробоотборнике представлен в таблице 3.8.

Замечаем, что на входе пробоотборника состав газа не соответствует составу в

пробоотборнике. Более 1,5% масс наиболее тяжелых компонентов остались в солевом

растворе. Зимой доля конденсации газа в солевом растворе будет значительно выше.

Аналогично ведет себя проба газа и в резиновой груше. Резина адсорбирует наиболее тя-

желые компоненты газа, которые являются растворителем для резины. Таким образом

нам удалось установить наличие третьего источника погрешности в составе газа

Таблица 3.8.

Поток	Смесь		газ		жидкость
Р, ата	1		1		1
Т, оС	15		15		15
Мол.масса	24,71		24,4		108,84
Нач.кип, оС	-165,19		-165,19		21,88
Кон.кип, оС	19,52		14,82		121,15
компонент	кг/ч	%мас	кг/ч	%мас	кг/ч	%мас
СО2	1,27	1,273	1,27	1,294	0,00	0,007
Азот	1,97	1,973	1,97	2,005	0,00	0,001
Метан	48,78	48,781	48,78	49,582	0,00	0,06
Этан	5,06	5,06	5,06	5,142	0,00	0,042
Пропан	13,93	13,927	13,92	14,148	0,01	0,465
Изобутан	4,77	4,773	4,77	4,844	0,01	0,427
Бутан	10,47	10,467	10,44	10,616	0,02	1,374
Изопентан	3,26	3,256	3,24	3,291	0,02	1,134
Пентан	4,61	4,605	4,57	4,644	0,04	2,238
Октан	5,89	5,886	4,36	4,432	1,53	94,253
	100,0		98,38		1,62