Определение точки росы

Таблица 32

ПОКОМПОНЕНТНЫЙ ДЕЛИТЕЛЬ – Х-100
Закладка, Страница	Поле	Значение
Данные, Соединения	Вход Выход	Охлажденный газ 1 2
Данные, Параметры	Давление внизу	63 кг/см2
Данные, Разделение	ТЭГ, доля в потоке сверху	1.0

Одним из критериев осушки газа является температура точки росы. Она легко определяется как температура начала конденсации соответствующего потока. Сначала необходимо удалить весь ТЭГ из потока осушенного газа, поскольку ТЭГ влияет на начало конденсации. Проще всего это сделать с помощью операции Покомпонентный делитель.

Определить температуру точки росы можно несколькими способами:

• В потоке 2 задайте 1.0 в качестве доли пара. Система рассчитает температуру начала конденсации при заданном давлении. Полученная температура и является температурой точки росы.

• К стандартному набору свойств потока добавьте два новых свойства – Точка росы по углеводородам и Точка росы по воде. Для этого в специализированном окне потока перейдите на страницу Свойства закладки Рабочая таблица. Нажмите кнопку Добавить новое свойство в групповой рамке Управление списком свойств. В появившемся окне Выбор свойств откройте список газовых свойств (Gas) и выберите нужные. Выбранные свойства появятся в списке свойств потока. Если Вы хотите добавить новое свойство ко всем потокам схемы, добавлять свойство следует в Диспетчере свойств, который вызывается из меню Инструменты.

Рис. 41. Рецикл

Рис. 42. Свойства потока

Пример 4. Обработка результатов однократного разгазирования нефти

В отличие от нефтеперерабатывающей промышленности, где инженеры достаточно хорошо знают свойства перерабатываемой нефти (наличие ИТК является стандартом), на НГДУ объем информации о свойствах нефти значительно скромнее. Рассмотрим вариант, когда имеются результаты однократного разгазирования нефти, приведенные ниже в таблице.

Имеется значение газового фактора, состав выделившегося газа и состав газа (вплоть до октана), растворенного в сепарированной нефти, а более тяжелые компоненты сепарированной нефти («остаток» в количестве 68,2%!) никак не охарактеризованы. Для сепарированной нефти имеются значения плотности и молекулярного веса.

Мы подберем характеристики «остатка» таким образом, чтобы расчетные значения плотности и молекулярного веса сепарированной нефти совпали с заданными значениями. Затем смешаем эту сепарированную нефть с выделившимся газом в соответствии с заданным газовым фактором и получим, таким образом, «правильную» характеристику пластовой нефти.

Таблица 33

Результаты анализа разгазированной пластовой нефти и выделившегося газа при 20°С и атмосферном давлении

Компоненты, параметры	Мольная концентрация, %
	Выделившийся газ	Сепарированная нефть
Двуокись углерода	0,15	0,00
Азот	0,20	0,00
Метан	67,05	0,25
Этан	10,10	0,30
Пропан	10,85	1,30
i-бутан	3,30	1,10
n-бутан	3,75	1,80
i-пентан	1,50	1,95
n-пентан	1,00	1,70
Гексаны	1,25	6,60
Гептаны	0,65	9,10
Октаны	0,20	7,70
Остаток	0,00	68,20
Мол. вес, г/моль		205
Плотность, кг/м3		835
Газовый фактор	257.5

Выполните последовательно команды Файл – Новый – Задача.

Вы попадете в окно Диспетчер базиса.

Нажмите кнопку Добавить. В окне Список компонентов выберите компоненты, перечисленные в таблице: CO2, N2, Methane, Ethane, Propane, i-Butane, n-Butane, i-Pentane, n-Pentane, n-Hexane, n-Heptane, n-Oсtane.

Закройте окно кнопкой .

Откройте страницу Пакет свойств, нажмите кнопку Добавить и выберите термодинамический пакет Peng Robinson. Закройте окно.

Войдите в окно Характеризация нефти с помощью кнопки (Нефтяной пакет) в линейке кнопок программы.

На закладке Набор данных нажмите кнопку Добавить. Вы попадете на закладку Исходные данные окна Исх. смесь: Assay-1. Здесь мы попробуем смоделировать остаток сепарированной нефти. Для этого:

В поле Свойства образца выберите вариант Used (Используется), а в поле Вид данных – вариант НЕТ (разгонка отсутствует).

В появившейся рядом таблице Исходные данные в качестве первого приближения для свойств остатка задайте параметры всей сепарированной нефти (Молек.вес – 205, Станд.плотность – 835). Нажмите кнопку Рассчитать в правом нижнем углу окна. Закройте окно кнопкой .

В поле Молек.вес самого легкого компонента задайте значение 128.26 (мол. масса нонана).

В окне Характеризация нефти откройте страницу Смеси и нажмите кнопку Добавить. Откроется окно Смесь: Blend-1. Нажмите кнопку Добавить и закройте окно.

Перейдите на закладку Инсталляция и в строке Blend-1 задайте имя потока, которым будет обозначен остаток сепарированной нефти в схеме. Назовем его ОСТАТОК СН. Нажмите кнопку Возврат в расчетную среду, а затем в окне Диспетчер базиса – кнопку Вход в расчетную среду.

На графическом экране PFD Вы увидите единственный поток, определенный в задаче – ОСТАТОК СН.

Создадим еще один поток, соответствующий газовой части сепарированной нефти. Для этого: в Кассе объектов дважды щелкните по кнопке Материальный поток. Задайте имя потока ГАЗ СН. Откройте страницу Состав и задайте состав из второго столбца Таблицы 1 в мольных единицах. Когда Вы зададите значение для компонента n-Octane в поле Итого должно появится значение 3.1800е+01, что соответствует количеству газовой части сепарированной нефти. Нажмите кнопку Нормализовать и закройте специализированное окно потока ГАЗ СН.

Следующая задача – смоделировать сепарированную нефть с заданными параметрами (Мол. Весом и плотностью). Для этого смешаем два имеющихся потока: ГАЗ СН и ОСТАТОК СН в смесителе СМ-100, и образовавшийся поток назовем СЕП.НЕФТЬ. Расходы потоков задайте соответственно 31.80 кмоль/час и 68.20 кмоль/час.

Откройте специализированное окно потока СЕП.НЕФТЬ и перейдите на страницу Свойства. Здесь мы видим, что молекулярный вес потока составляет 168.43, а Станд.мас.плотн. жидк. – 800.46. Эти значения оказались сильно меньше, чем мы хотели бы получить. Вы помните, что Молек. вес и плотность остатка сепарированной нефти мы задали в первом приближении, приняв их равными соответствующим параметрам всей смеси. Теперь необходимо подобрать эти значения таким образом, чтобы Мол.вес и плотность потока СЕП.НЕФТЬ стали правильными.

Вернитесь в Нефтяной пакет и измените значения молек.веса и плотности остатка сеп.нефти. Для этого нажмите последовательно на кнопки (Среда базиса), а затем (Нефтяной пакет). В Исходных данных для смеси Assay-1 задайте Молек.вес равным 250.0 и Станд.плотность – 850. Нажмите кнопку Рассчитать.

Выйдите из Нефтяного пакета с помощью кнопки в линейке кнопок и в окне Диспетчер базиса нажмите кнопку Возврат в расчетную среду. В ответ на последующий вопрос ответьте НЕТ.

Откройте страницу свойств потока СЕП.НЕФТЬ. Молек.вес – 199.12; Станд.мас.плотн.жидк – 824.30.

Изменяя значения молекулярной массы и плотности остатка сепарированной нефти, получим значения, при которых молек. масса и плотность потока СЕП.НЕФТЬ станут равными тем, которые приведены в таблице. Искомые значения для потока ОСТАТОК СН:

Молек. вес – 258.61 г/моль

Станд.плотность – 860.04 кг/м³.

При этом соответствующие значения для потока СЕП.НЕФТЬ станут равными 205 г/моль и 235 кг/м³.

Далее нужно смешать поток сепарированной нефти (СЕП.НЕФТЬ-1) с выделившимся газом (ВЫДЕЛ.ГАЗ) в соответствующей пропорции в смесителе СМ-101.

Создайте поток ВЫДЕЛ.ГАЗ и задайте его состав в соответствии с первым столбцом таблицы. Расход потока (мольный! не объем жидкости) – 257.5 нм³/час.

Создайте материальный поток СЕП.НЕФТЬ-1 скопировав его из потока СЕП.НЕФТЬ (для этого воспользуйтесь кнопкой Скопировать поток из… внизу специализированного окна потока). Задайте расход потока 1 м³/час.

Поток, полученный в смесителе СМ-101, назовите ПЛАСТ.НЕФТЬ.