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.

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.

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.

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

Т=60 оС) представлены в таблице 3.4.

Таблица 3.4.

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.