А. Г. Касперович, Р. З. Магарил
Балансовые расчеты
при проектировании
и планировании переработки
углеводородного сырья
газоконденсатных
и нефтегазоконденсатных
месторождений
Учебное пособие
Москва
2008
УДК 622.323.01 (075.8)+ 665.6 (075.8)
ББК 33.36я73+ 35.514я73
К28
Касперович А. Г., Магарил Р. З.
К28 Балансовые расчеты при проектировании и планировании
переработки углеводородного сырья газоконденсатных и неф­
тегазоконденсатных месторождений : учебное пособие / А. Г. Кас­
перович, Р. З. Магарил. — М. : КДУ, 2008. — 412 с.: табл., илл.
ISBN 978‑5-98227‑372‑7
В учебном пособии предлагается новая комплексная методология,
справочная информация и практические примеры расчетов материаль­
ных и компонентных балансов систем добычи, подготовки и переработ­
ки сырья газоконденсатных залежей и нефтяных оторочек. Рассматри­
вается весь цикл вопросов получения достоверной экспериментальной
и прогнозной информации по составам и свойствам добываемого сырья
и создания адекватных моделей действующей и перспективной техноло­
гии его подготовки и переработки.
Издание предназначено для студентов и специалистов по разработ­
ке месторождений (130503 — Разработка и эксплуатация нефтяных и га­
зовых месторождений) и переработке нефти и газа (240403 — Химичес­
кая технология природных энергоносителей и углеродных материалов,
240401 — Химическая технология органических веществ, 240801 — Ма­
шины и аппараты химических производств).
УДК 622.323.01 (075.8)+ 665.6 (075.8)
ББК 33.36я73+ 35.514я73
ISBN 978‑5-98227‑372‑7
© Касперович А. Г., Магарил Р. З., 2008
© Издательство «КДУ», 2008
Оглавление
Введение ......................................................................................................................... 5
1. Пластовые и добываемые флюиды газоконденсатных
и нефтегазоконденсатных месторождений................................... 10
1.1. Основные углеводородные компоненты, входящие
в состав газовых, газоконденсатных и нефтяных флюидов....... 11
1.2. Основные типы месторождений углеводородного сырья........ 14
1.3. Фазовое состояние и фазовые переходы
газоконденсатных флюидов. Отличие газоконденсатных
залежей от нефтяных............................................................................... 16
1.4. Оптимальная форма представления составов
углеводородного сырья для балансовых расчетов........................ 22
1.5. Исследование компонентно-фракционного состава
и физико-химических характеристик добываемого сырья
и продуктов его подготовки и переработки..................................... 28
1.6. Моделирование компонентно-фракционных составов
пластовых и добываемых газоконденсатных флюидов
в динамике разработки месторождений............................................ 52
1.7. Типичные составы углеводородного сырья
газоконденсатных залежей и нефтяных оторочек.
Особенности фракционного состава газовых
конденсатов и прямогонных продуктов их переработки............ 75
1.8. Расчет основных характеристик и показателей
качества добываемого сырья и продуктов его подготовки
и переработки.............................................................................................126
2. Технология переработки углеводородного сырья газоконденсатных
и нефтегазоконденсатных месторождений...................................155
2.1. Общая схема переработки углеводородного сырья
газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений..... 158
2.2. Технология промысловой подготовки углеводородного
сырья газоконденсатных и нефтегазоконденсатных
месторождений..........................................................................................166
2.3. Технология деэтанизации и стабилизации конденсата.......198
2.4. Технология переработки попутного нефтяного газа.............208
2.5. Технология переработки стабильного конденсата
и ШФЛУ......................................................................................................212
Оглавление
3. Моделирование технологии и поточных схем переработки
углеводородного сырья газоконденсатных
и нефтегазоконденсатных месторождений...................................222
3.1. Обследование технологии переработки углеводородного
сырья с целью получения достоверной информации
для адаптации моделей...........................................................................231
3.2. Адаптации моделей технологических объектов
переработки углеводородного сырья на основе результатов
их обследования........................................................................................249
3.3. Анализ эффективности переработки углеводородного
сырья на основе функций отбора компонентов и узких
фракций........................................................................................................263
3.4. Возможности и методология имитационного
моделирования поточных схем переработки углеводородного
сырья на основе функций отбора компонентов
и узких фракций........................................................................................275
4. Решение проектных, плановых и учетных задач на основе
расчетов материально-компонентных балансов добычи
и переработки углеводородного сырья...........................................333
4.1. Технико-экономическая оценка сырьевого потенциала
конденсата и нефти при проектировании разработки
и обустройства месторождений, планировании добычи
и подготовки УВС.....................................................................................334
4.2. Покомпонентный учет использования ресурсов добываемого
углеводородного сырья и списание запасов при анализе
разработки месторождений...................................................................352
4.3. Определение балансов отгрузки-приема, составов
и характеристик транспортируемого сырья на участках
трубопроводной системы при учетно-расчетных операциях
и диспетчерском управлении................................................................365
4.4. Выделение балансов отдельных сырьевых потоков
в общем балансе переработки углеводородного сырья
при планировании и учетно-расчетных операциях......................381
4.5. Оптимизация режимов, схем и балансов добычи
и переработки УВС при проектировании, планировании
и диспетчерском управлении................................................................390
Заключение.................................................................................................401
Используемая и рекомендуемая литература...................................404
Введение
Балансовые расчеты являются основой решения очень широкого
круга проектных и производственных задач добычи и переработки
углеводородного сырья (УВС) газоконденсатных, нефтегазокон­
денсатных и нефтяных месторождений. Проектирование разработ­
ки и обустройства месторождений; проектирование перерабатыва­
ющих производств, текущее и перспективное планирование; учет
и списание запасов полезных ископаемых при добыче углеводо­
родного сырья; производственный анализ и разработка программ
реконструкции и развития предприятий; разработка генеральных
схем и инвестиционных программ создания и развития региональ­
ных комплексов; разработка новых технологий — вот основной пе­
речень задач, при решении которых балансовые расчеты занимают
одно из центральных мест. Ни технико-экономические расчеты,
ни маркетинговые исследования не могут квалифицированно вы­
полняться без предварительного проведения расчетов балансов.
И естественно, что эффективность решения всех перечисленных
выше и ряда других задач во многом зависит от качества балансо­
вых расчетов.
Таким образом, расчеты материальных балансов при добыче,
подготовке и переработке углеводородного сырья занимают одно из
важнейших мест в проектных и производственных задачах. В соот­
ветствии с этим, проанализируем сложившуюся на настоящее время
методологию и практику балансовых расчетов и степень ее соответ­
ствия важности решаемых проектных и производственных задач.
Перефразируя известную поговорку можно сказать: «Балансы
начинаются с составов сырья». По сути, для любого квалифициро­
ванного технолога это «прописная истина», даже не требующая дока­
зательства. Однако, к сожалению, даже в настоящее время довольно
часто (если не сказать очень часто) балансы рассчитываются совер­
шенно без использования состава сырья. Так, при планировании
обычно оперируют выходами продукции, полученными «по факту»
за ретроспективные периоды эксплуатации. При проектировании
разработки для технико-экономической оценки вариантов нередко
используют усредненные «коэффициенты выхода продукции». При
разработке генеральных схем и программ развития предприятий
Введение
и комплексов та же картина — принимаются усредненные по ретро­
спективным или проектным показателям «коэффициенты выхода».
Такой упрощенный подход позволяет рассчитывать балансы
предельно быстро, но очень грубо. Строго говоря, он «имеет право
на применение» только на тех предприятиях, где состав сырья прак­
тически не меняется во времени, например, на мини-НПЗ, функцио­
нирующих на отдельных нефтяных месторождениях. Однако во всех
остальных случаях, особенно при сложных схемах поставки и пере­
менных объемах и составах сырья, балансовый расчет по «коэффи­
циентам» приводит к весьма серьезным ошибкам. Соответственно,
технико-экономическое сопоставление рассчитанных подобными
методами вариантов является весьма условным, а решение оптими­
зационных задач не возможно в принципе. Также на такой методи­
ческой основе невозможно и выделить балансы переработки инди­
видуальных сырьевых потоков в общем производственном балансе.
Такая задача в настоящее время весьма актуальна. Например, на
завод поступает смешанное сырье различных поставщиков, которые
заключают с заводом договора на переработку по схеме процессинга
(такая схема взаимоотношений в настоящее время очень популяр­
на). Если сырье разных поставщиков имеет различный состав, при
этом объемы и составы меняются во времени, адекватный расчет
балансов каждого поставщика невозможен по фактическим выходам
продукции в целом — для этого необходимо, как минимум, знать
составы всех сырьевых потоков. Общепринятая практика деления
балансов пропорционально поставляемому сырью несправедлива и
приводит к тому, что поставщик наиболее «богатого» сырья «допла­
чивает» поставщику наиболее «бедного» — такие расчеты, естествен­
но, нередко приводят к конфликтным ситуациям.
Рассмотрим типичную для настоящего времени ситуацию плани­
рования добычи и переработки сырья газоконденсатных месторожде­
ний. Как это ни странно на первый взгляд, балансы (в классическом
понимании) добычи и промысловой подготовки углеводородного
сырья газоконденсатных месторождений не планируются и не учи­
тываются. По сложившейся практике планируются отдельно уровни
добычи газа и уровни добычи конденсата, причем первые — в объем­
ных единицах, вторые — в массовых. При этом планируемые объемы
добычи конденсата никак не связаны с технологией и режимом
промысловой подготовки добываемого сырья. Следует отметить, что
Введение
даже сам термин «добыча» газа и конденсата в принципе не верен,
так как фактически производится добыча не газа и конденсата, а
газоконденсатного флюида, из которого в процессе промысловой
подготовки выделяется газ и газовый конденсат, объемы и составы
которых, естественно, зависят от состава добываемого сырья, техно­
логической схемы и режима его промысловой подготовки.
Естественно, в такой ситуации и планирование балансов пере­
работки конденсата ведется наполовину «вслепую», поскольку для
прогноза балансов переработки нет никаких исходных данных, кро­
ме объемов поставляемого сырья. Соответственно, на основе этих
данных расчет балансов переработки ведется или от достигнутых,
или от проектных показателей — выходов продукции установок, или
даже завода в целом. При этом даже фактические объемы поставки
нередко существенно отличаются от планируемых. Это вполне объ­
яснимо, поскольку уровни «добычи» конденсата устанавливаются на
основании показателей проекта разработки месторождений, которые
не учитывают возможные вариации технологических режимов про­
мысловой подготовки и, тем более, изменения схемы в результате
проведенных реконструкций и т. п. Лишь с 2003 года в ООО «Тю­
менНИИгипрогаз» при проектировании разработки месторождений
начал проводиться детальный расчетный анализ промысловой техно­
логии, при котором определяются выходы и составы товарного газа и
конденсата в динамике разработки. Однако и этого недостаточно для
адекватного планирования, поскольку даже при высоком каче­стве
проектирования реальная эксплуатация вносит свои коррективы,
поэтому необходим непрерывный мониторинг и учет балансовых
показателей и составов добываемого сырья и промысловых продук­
тов. Например, нередко возникают ситуации, когда объемы поставки
газоконденсатного сырья и балансы его переработки резко меняются
по непонятным для специалистов завода причинам. А причина может
быть элементарной — на промысловой установке временно изменили
технологический режим (например, для выполнения плана по вы­
работке нестабильного конденсата в конце месяца), вследствие чего
значительно изменился отбор и состав конденсата и, соответственно,
выходы продуктов его переработки. Однако до завода информация о
таких изменениях режимов и составов не доводится, более того, изме­
нение состава конденсата в такой ситуации тоже не контролируется,
и тем более не прогнозируется изменение балансов его переработки.
Введение
Подобных примеров можно привести не мало. При такой практи­
ке адекватное планирование практически невозможно, и, тем более,
невозможна постановка и решение оптимизационных задач. Весьма
грубыми являются и рассчитанные на такой основе прогнозные ба­
лансы для проектирования разработки и обустройства месторожде­
ний, проектирования объектов переработки углеводородного сырья,
разработки инвестиционных программ реконструкции и развития и
для решения других задач. В результате производственные комплек­
сы по добыче, транспорту и переработке углеводородного сырья га­
зоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений нередко
эксплуатируется недостаточно эффективно, не полностью использу­
ется их весьма высокий технико-экономический потенциал.
Значительно повысить качество проектирования, планирования
и управления можно на основе использования современных инфор­
мационно-расчетных технологий учета, мониторинга, анализа и про­
гноза материально-компонентных балансов добычи и промысловой
подготовки углеводородного сырья, и переработки выделенных на
промыслах жидких углеводородов — газового конденсата и нефти.
Однако в большинстве учебных курсов и известных публикаций
именно балансовым расчетам уделено не достаточно много внима­
ния. Существует множество работ и монографий, в которых под­
робнейшим образом описаны термодинамические, технологические,
гидравлические и прочностные расчеты, относящиеся к добыче и пе­
реработке нефти, газа и конденсата. Расчеты материальных балансов
во многих из них присутствуют, однако рассматриваются они лишь
в качестве одной из составных частей термодинамических и техно­
логических расчетов.
В данной работе целенаправленно сделан акцент именно на ком­
плексную методологию балансовых расчетов отдельных объектов и
технологически увязанных систем добычи, промысловой подготов­
ки, транспорта и переработки углеводородного сырья, ориентирован­
ных на решение проектных и производственных (преимущественно
плановых и учетных) задач. Представленная методология направле­
на на расчеты балансов всех потоков технологического объекта или
комплекса: входящих, промежуточных и выходящих (нередко прак­
тикуется составление балансов только по сырью и продуктам без
промежуточных потоков). При этом в комплексе с расчетом матери­
альных балансов рассчитываются и балансы по каждому компонен­
Введение
ту во всех потоках (компонентный баланс). Такой сводный баланс
общих масс всех потоков и масс каждого компонента во всех потоках
можно назвать материально-компонентным балансом. Кроме этого,
рассматриваемая в работе методология предусматривает расчет ма­
териально-компонентного баланса всех потоков в комплексе с рас­
четом их физико-химических характеристик и показателей качества
при условии непременного достижения соответствия рассчитанных
характеристик и показателей качества потоков и продуктов установ­
ленным нормам стандартов и технологических регламентов.
Изложенные в работе методологические аспекты балансовых
расчетов базируются на экспериментальных исследованиях и ана­
литическом контроле составов и физико-химических характеристик
добываемого сырья, потоков и продуктов переработки «от скважины
до бензоколонки»; мониторинге, обследовании и моделировании
технологии промысловой подготовки и переработки углеводородно­
го сырья. Последовательно рассматривается весь комплекс методи­
ческих и практических вопросов подготовки достоверной исходной
информации, прогноза составов добываемого сырья в динамике
разработки месторождений; создания адекватных моделей техно­
логических объектов и комплексов; оперативного и качественного
выполнения балансовых расчетов, что является необходимым усло­
вием эффективного решения проектных и производственных задач.
В работе также изложены обобщенные и отработанные на практике
результаты экспериментальных и расчетных исследований по харак­
теристикам добываемого углеводородного сырья газоконденсатных
и нефтегазоконденсатных месторождений и основных техноло­
гических процессов его промысловой подготовки и переработки;
возможности и примеры практического применения прогнозного и
ретроспективного моделирования при решении проектных, плано­
вых и учетных задач.
Изложенная в работе комплексная методология балансовых
расчетов и примеры ее применения, а также справочные материалы
могут быть полезными для студентов и аспирантов, специалистов
научных, проектных и производственных организаций, предпри­
ятий и управленческих структур, область обучения и деятельности
которых связана технологией промысловой подготовки и переработ­
ки углеводородного сырья газоконденсатных, нефтегазоконденсат­
ных и нефтяных месторождений.
10
Балансовые расчеты...
1. Пластовые и добываемые флюиды
газоконденсатных и нефтегазоконденсатных
месторождений
Как уже сказано во введении, составы сырья являются необходимой
основой для квалифицированного качественного расчета матери­
ально-компонентных балансов. Для получения цельной картины по
всем производствам, т. е. увязанных в комплексе балансов по всей
технологической цепочке «от пласта до бензоколонки», начинать
необходимо с составов пластовых и добываемых флюидов газокон­
денсатных и нефтегазоконденсатных месторождений.
В настоящее время природные углеводородные смеси являются
основным сырьевым источником как топливно-энергетического комп­
лекса, так и многих производств химической промышленности, в част­
ности, полимерных материалов. Ресурсы углеводородов сосредоточены
в нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях, при этом
большинство действующих и перспективных месторождений России
расположено на севере Тюменской области, которая сегодня является
неформальным лидером добычи углеводородного сырья (УВС).
Хотя и нефтяные, и газовые, и газоконденсатные месторождения
являются источниками добычи УВС, однако они принципиально
отличаются по составам пластовых флюидов (как принято называть
находящиеся в продуктивных горизонтах углеводородные смеси),
их фазовому состоянию в пластовых условиях и его изменению в
процессе добычи УВС. При этом газоконденсатные месторождения
занимают особое место в виду аномального фазового состояния
пластовых флюидов и происходящих при их разработке аномальных
фазовых переходов углеводородов. Эти особенности газоконденсат­
ных месторождений во многом предопределяют отличия технологии
их разработки, а также промысловой подготовки и переработки до­
бываемых газоконденсатных флюидов, состава и качества газового
конденсата и продуктов его переработки. В настоящей главе рас­
смотрены основные характеристики и особенности углеводородных
флюидов в зависимости от типов месторождений, способы иссле­
дования, моделирования и прогнозирования составов добываемого
сырья и продуктов его промысловой подготовки и переработки.
1. Пластовые и добываемые флюиды...
11
1.1. Основные углеводородные компоненты, входящие
в состав газовых, газоконденсатных и нефтяных флюидов
Как уже выше сказано, природные углеводородные смеси сосредо­
точены в газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождениях.
Отличаются эти месторождения составами пластовых флюидов, их
фазовым состоянием в пластовых условиях и его изменением в про­
цессе добычи УВС. Тем не менее все перечисленные месторождения
содержат одни и те же углеводородные компоненты (по крайней
мере, легкие углеводороды), хотя их содержание в различных типах
флюидов коренным образом отличается.
Наиболее легкими являются пластовые флюиды газовых мес­
торождений, наиболее тяжелыми — нефтяных месторождений.
Газоконденсатные флюиды занимают промежуточное место. Газо­
конденсатные и нефтяные флюиды содержат все установленные
типы углеводородов и, вероятно, абсолютное большинство извест­
ных углеводородов (по крайней мере, нефтяные флюиды). Во всех
перечисленных флюидах обязательно присутствует метан — на­
иболее легкий углеводородный компонент. Наряду с метаном во
всех флюи­дах присутствуют и углеводороды гомологического ряда
метана, которые обычно называют парафиновыми. При этом во
флюидах газовых месторождений содержатся практически только
наиболее легкие углеводороды парафинового ряда (этан и пропан),
а в газоконденсатных и нефтяных флюидах присутствует широ­
кая гамма парафиновых углеводородов (нормальных и изомеров).
Кроме углеводородов парафинового ряда в газоконденсатных и
нефтяных флюи­дах содержатся и другие известные типы углеводо­
родов — нафтеновые и ароматические, а также углеводороды слож­
ного строения (парафино-нафтеновые, парафино-ароматические,
парафино-нафтено-ароматические). В газоконденсатных флюидах
присутствуют углеводороды всех известных типов, выкипающие
при температурах до 600 °С (установлено экспериментально в ООО
«ТюменНИИгипрогаз») и, вероятно, несколько выше. В нефтяных
флюидах температуры кипения наиболее тяжелых компонентов ве­
роятно достигают, как минимум, 850–900 °С.
Кроме чисто углеводородных компонентов, в пластовых флюидах
присутствуют также углеводороды, включающие различные элемен­
ты — серу, азот, галогены, металлы и др., а также неуглеводородные
12
Балансовые расчеты...
компоненты — инертные газы, азот, углекислый газ, сероводород,
двуокись серы, воду. Все эти элементы и компоненты за редким
исключением относятся в большей или меньшей степени к вредным
примесям и поэтому в настоящем обзоре их характеристики не рас­
сматриваются, тем более, что в пластовых флюидах газоконденсат­
ных и нефтяных месторождений севера Тюменской области содер­
жание перечисленных примесей весьма незначительно.
Несмотря на изобилие присутствующих в пластовых флюидах
углеводородных компонентов, в соответствии с их фазовым состоя­
нием при определенных термодинамических условиях можно выде­
лить всего лишь три вида углеводородов и дать их классификацию в
соответствии фазовым состоянием. Важность этой классификации
заключается в том, что тип углеводорода в значительной степени
определяет технологию его выделения на промыслах, транспорта
потребителям и направлением переработки и использования.
Классификация углеводородов по фазовому состоянию пред­
ставлена в табл. 1.1. Данная классификация основана на соот­
ношении критической температуры и нормальной температуры
кипения, т. е. температуры кипения углеводорода при атмосферном
(нормальном) давлении. Критическая температура углеводорода
определяет диапазон температур, при которых возможно его сжи­
жение в принципе, а нормальная температура — характеризует
диапазон температур, при которых углеводород является жидким
при атмосферном давлении. В соответствии с приведенными в
таблице 1.1 нормальными температурами кипения углеводород­
ных компонентов метан, этан, пропан и бутаны являются газами,
а пентан и более тяжелые углеводороды — жидкостями. В то же
время, в соответствии с критическими температурами, метан при
нормальной (0 °С) и стандартной (20 °С) температурах, а также в
диапазоне рабочих температур, характерных для процессов про­
мысловой подготовки, транспорта и переработки УВС, в принципе
не может быть переведен в жидкую фазу, в то время как пропан
и бутаны легко могут быть сжижены при повышении давления.
Поэтому метан следует отнести к чистым (не сжижаемым) газам, а
пропан и бутаны — к сжижаемым (или сжиженным) газам. Что ка­
сается этана, то его по этой классификации следовало бы отнести к
сжижаемым газам (так как его критическая температура выше нор­
мальной (0 °С) и стандартной (20 °С) температур. Однако его кри­
13
1. Пластовые и добываемые флюиды...
тическая температура находится в диапазоне рабочих температур,
характерных для процессов промысловой подготовки, транспорта
и переработки УВС, поэтому этан мы условно отнесем к категории
«чистых» газов. Это необходимо сделать, прежде всего, с позиции
промышленной безопасности технологии выделения, транспорта и
хранения этана, поскольку повышение температуры жидкого этана
выше критиче­ской температуры (которая лишь незначительно пре­
вышает среднюю атмосферную температуру, а в летний период не­
редко ниже ее) приведет к переходу этана в газообразное состояние
и, соответственно, к резкому росту давления (на порядок и более),
что с высокой долей вероятности приведет к аварийной ситуации
с весьма тяжелыми последствиями. Поэтому в случае сжижения
этана и его хранения и транспорта в жидком виде необходимо
предусматривать специальные мероприятия по предотвращению
повышения температуры выше критической и, соответственно, ис­
пользовать криогенную технику и технологию.
Таблица 1.1. Классификация углеводородных компонентов УВС
по фазовому состоянию
Критические параметры:
Нормальная
температура
кипения, °C
температура, °C
давление, атм
Метан
–161,5
–82,5
45,8
Этан
–88,6
32,3
48,2
Пропан
–42,1
96,8
42,0
Изобутан
–11,7
135,0
36,0
Нормальный бутан
–0,5
152,1
37,5
Изопентан
27,8
187,3
32,9
Нормальный пентан
36,1
196,7
33,3
Свыше 40
Свыше 200
Компоненты
Гексан+высшие
Типы
углеводородов
«Чистые» газы
Сжиженные (сжижаемые) газы
Жидкие углеводороды
Также следует сказать, что отнесение в табл. 1.1 углеводородов
«гексан+высшие» к жидким углеводородам является до некоторой
степени условным, поскольку наиболее тяжелая часть этих углево­
дородов при нормальной температуре может переходить в твердое
состояние.
14
Балансовые расчеты...
1.2. Основные типы месторождений
углеводородного сырья
Месторождения углеводородов в общем можно разделить на две
основные группы — газовые и нефтяные. Их основное отличие за­
ключается в фазовом состоянии пластового флюида (смеси углево­
дородов, находящейся в продуктивном горизонте). В продуктивных
горизонтах газовых месторождений пластовый флюид находится в
газообразном состоянии, соответственно, в продуктивных горизон­
тах нефтяных месторождений пластовый флюид находится в жид­
ком состоянии.
К первой группе месторождений кроме газовых относятся и га­
зоконденсатные. Хотя существенную часть продукции этих место­
рождений составляют жидкие углеводороды (углеводородный га­
зовый конденсат), однако пластовый флюид этих месторождений в
продуктивном горизонте также находится в газообразном состоянии
(по крайней мере, до начала разработки месторождения). Это весьма
важно знать для понимания сути изменения состава добываемого
флюида газоконденсатных месторождений в процессе их разработ­
ки, а также для понимания особенности состава газовых конденсатов
и продуктов их переработки, тем более, что у многих специалистов,
непосредственно не занимающихся разработкой месторождений,
существует весьма распространенное заблуждение, что газовый
конденсат находится в пласте и добывается в виде жидкости. Это
заблуждение является следствием незнания аномальных фазовых
состояний углеводородных смесей при их определенных составах и
определенных термодинамических параметрах (давлении и темпе­
ратуре). Благодаря аномалиям фазовых переходов «газ–жидкость»
в пластовых условиях, которые более подробно рассмотрены в сле­
дующем разделе, газоконденсатные залежи занимают особое место
среди месторождений углеводородов.
Необходимо отметить, что термин «газовые» месторождения
является до некоторой степени условным. До начала эксплуатации
Медвежьего месторождения сеноманские залежи считались «чисто»
газовыми, поскольку при исследованиях скважин наличие жидкости
в добываемом газе достоверно не определялось. Однако после ввода
в эксплуатацию первых промыслов Медвежьего месторождения
(в 70‑х годах прошлого века) углеводородный конденсат начали
1. Пластовые и добываемые флюиды...
15
улавливать в промысловых сепараторах и в составе рефлюксной
воды, отпариваемой при регенерации водного абсорбента — диэти­
ленгликоля. Количество этого конденсата было крайне мало (не бо­
лее 0,5 грамма на 1 ст. м3), поэтому при исследованиях скважин его и
не зафиксировали. Тем не менее в настоящее время углеводородный
конденсат выделяется из «сухого» газа сеноманских залежей всех
действующих месторождений. И хотя к промышленным запасам
сеноманский конденсат и не относят, однако его наличие свидетель­
ствует об условности термина «газовые» месторождения.
Кроме газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений
можно выделить и промежуточные (смешанные) месторождения.
К ним относятся месторождения: газоконденсатные с нефтяными
оторочками и нефтяные с газовыми шапками. Разница между ними
преимущественно количественная — если основной объем залежи и
основную толщу продуктивного горизонта составляет газ, то такое
месторождение скорее можно отнести к газоконденсатному с неф­
тяной оторочкой. В противном случае можно говорить о нефтяном
месторождении с газовой шапкой.
Достаточно важной для понимания особенностей технологии
подготовки и переработки является классификация сырьевых газов.
Их можно разделить на две группы в соответствии с природным ис­
точником: природные газы и попутные нефтяные газы. К природным
газам относятся добываемые целенаправленно газы газовых и газо­
конденсатных месторождений. В принципе если разработка газовой
шапки газонефтяного месторождения нацелена именно на добычу
газа, то этот газ также можно отнести к природному. К попутным
нефтяным газам относятся газы, добываемые вместе с нефтью не­
фтяных месторождений и нефтяных оторочек газоконденсатных
месторождений и выделяемые при промысловой подготовки нефти
в качестве побочного продукта.
Хотя углеводородная основа природных и попутных нефтяных
газов не столь значительно отличается, их характеристики принци­
пиально различны, чем и объясняется технология их промысловой
подготовки и переработки. Это отличие преимущественно энерге­
тическое. Если природные газы поступают на промысел с огромной
энергией (вследствие высокого давления в пласте), то нефтяные
газы этой энергии практически лишены. Вследствие этого, техно­
логия выделения конденсата из природных газов рассчитана на
16
Балансовые расчеты...
использование природной энергии, и поэтому достаточно дешевая
в эксплуатации, а соответствующая технология выделения жидких
углеводородов из попутных нефтяных газов требует затрат весьма
существенной энергии извне со всеми вытекающими последствия­
ми, в частности, громадным объемом факельных сбросов до настоя­
щего времени.
1.3. Фазовое состояние и фазовые переходы
газоконденсатных флюидов. Отличие газоконденсатных
залежей от нефтяных
Как уже упоминалось в предыдущем разделе, газоконденсатные
залежи благодаря аномалиям фазовых переходов в пластовых усло­
виях занимают особое место среди месторождений жидких углево­
дородов. Именно в результате указанных аномалий при разработке
газоконденсатных месторождений «на истощение», т. е. без обратной
закачки газа, происходит постепенное облегчение состава добывае­
мого флюида.
Всем специалистам, знакомым с термодинамикой фазовых пе­
реходов «газ–жидкость», известно, что как для каждого индиви­
дуального углеводорода, так и для их смесей, существует строго
определенное соотношение давлений и температур, при которых
газ переходит в жидкость и наоборот. Типичная диаграмма фазо­
вых переходов индивидуального углеводорода показана на рис. 1.1.
Соотношение «давление–температура» описывается линией, за­
канчивающейся в определенной точке, называемой «критической».
«Критическая» точка соответствует температуре, выше которой ни
при каком давлении углеводород не может быть переведен в жидкое
состояние. При температурах ниже критической и давлениях выше
давления фазового перехода углеводород находится в жидком со­
стоянии, а при более низких давлениях — в газообразном состоянии.
При этом весь процесс фазовых переходов происходит в одной точ­
ке — на линии фазового равновесия.
Для углеводородных смесей фазовые переходы описываются
значительно более сложными закономерностями. Типичная фазовая
диаграмма сложной углеводородной смеси — газоконденсатного
флюида — представлена на рис. 1.2. Главное отличие этой диаграммы
17
1. Пластовые и добываемые флюиды...
от фазовой диаграммы индивидуального углеводорода заключается
в том, что фазовый переход газа в жидкость и наоборот происходит
не при одном давлении (в случае изотермического процесса), а в
диапазоне давлений. Соответственно, при изобарическом процессе
фазовый переход происходит не при одной температуре, а в диапазо­
не температур. Область давлений и температур, внутри которой уг­
леводородная смесь находится в двухфазном газожидкостном состо­
янии, описывается плавной линией, которую называют огибающей
Критическая
точкадвухфазных состояний
кривой фазовой диаграммы. Внутри
области
можно выделить линии «давление–температура», соответствующие
постоянному соотношению «газ–жидкость» (постоянной доле жид­
кости в газожидкостной смеси).
Давление, кгс/см2
50
40
Жидкость
Критическая
точка
30
20
Газ
10
0
–50
–30
–10
10
30
50
Температура, °С
70
90
Рис. 1.1. Типичная фазовая диаграмма индивидуального углеводорода
Таким образом, в отличие от индивидуального углеводорода
смесь углеводородов переходит из газовой фазы в жидкую (и на­
оборот) постепенно. Если, например, рассмотреть процесс фазового
перехода из жидкости в газ в результате снижения давления, то нор­
мально этот процесс происходит следующим образом. Рассмотрим
точку, находящуюся при давлении выше давления фазового перехода
(выше огибающей линии), но ниже критической температуры, и на­
18
Балансовые расчеты...
Давление, кгс/см2
250
200
Критическая
точка
1% жидкости
150
100
50
Жидкость
50%
15 %
30%
40%
0
–150
Пластовые
условия
Газ
Критическая
точка
Газ
–100
–50
10%
6%
4%
Огибающая
20%
Давление
максимальной
конденсации
0
50
Температура, °С
Газ
100
150
200
Рис. 1.2. Типичная фазовая диаграмма газоконденсатного пластового
флюида
чнем снижать давление, не меняя температуры (левая вертикальная
линия со стрелкой на диаграмме рис. 1.2). Вначале при снижении
давления до огибающей линии фазовое состояние жидкости и ее
состав не меняются, только незначительно снижается ее плотность.
При достижении огибающей линии, т. е. давления, которое принято
называть давлением насыщения (т. е. когда давление насыщенного
пара становится равным давлению в системе) появляется первый
пузырек газа. При дальнейшем снижении давления доля газа посте­
пенно увеличивается, при этом в процессе изменения соотношения
«газ–жидкость» составы фаз постоянно меняются. При достижении
нижней ветви огибающей кривой — давления, называемого давле­
нием начала конденсации газа, вся жидкость полностью перейдет в
газовую фазу. Правда на данной фазовой диаграмме это произойдет
при очень низком давлении в области глубокого вакуума вследствие
наличия в газоконденсатном флюиде очень широкой гаммы углево­
дородов от метана с температурой кипения –161.5 °С до достаточно
тяжелых углеводородов с температурами кипения порядка 600 °С,
как показано в предыдущем разделе. Для более легкой углеводород­
1. Пластовые и добываемые флюиды...
19
ной смеси с более узким интервалом температур кипения нижняя
ветвь огибающей кривой проходит при значительно более высоких
давлениях. Если снижать давление газообразного флюида дальше
(ниже огибающей линии), фазовое состояние газа и его состав не
меняется, только снижется его плотность.
Описанный выше процесс общепринят, он логичен и понятен.
Однако такие процессы происходят только при температурах ниже
критической температуры смеси. Критическая температура смеси
углеводородов является точкой, в которую сходятся все линии (в ко­
ординатах «давление–температура») постоянного соотношения
«газ–жидкость». При температурах выше критической температуры
смеси, в отличие от критической температуры индивидуальных уг­
леводородов, фазовые переходы «газ–жидкость» также происходят,
но закономерности этих переходов носят аномальный характер.
Видимое объяснение аномальных явлений заключается в том, что
в области высоких давлений при температурах выше критической
существует область однофазного газообразного состояния (рис. 1.2),
а не жидкого.
Рассмотрим процесс фазового перехода «газ–жидкость» для уг­
леводородных смесей при температурах выше критической. В этой
области на огибающей линии и выше ее (при более высоких дав­
лениях) углеводородная смесь находится в однофазном газовом
состоя­нии, в отличие от области ниже критической температуры,
где на огибающей линии и при более высоких давлениях флюид на­
ходится в однофазном жидком состоянии. Рассмотрим показанную
на рис. 1.2 точку «пластовые условия» — именно в этой области, как
правило, находятся пластовые давление и температура газоконден­
сатных флюидов до начала разработки газоконденсатных залежей.
При этом, как уже сказано выше, флюид находится в однофазном
газовом состоянии. Начнем мысленно снижать давление, не меняя
температуры (правая вертикальная линия со стрелкой на диаграм­
ме рис. 1.2). При снижении давления при постоянной температуре
(именно такой процесс происходит в газоконденсатной залежи при
ее разработке «на истощение») начинается аномальный процесс кон­
денсации углеводородов из газовой фазы, который иногда называют
«ретроградной» (обратной) конденсацией. По мере снижения давле­
ния доля сконденсировавшейся жидкости увеличивается. При оп­
ределенном давлении, называемом «давлением максимальной кон­
20
Балансовые расчеты...
денсации», процесс ретроградной конденсации заканчивается, и при
дальнейшем снижении давления происходит «нормальный» процесс
постепенного испарения жидкости с полным ее переходом в газовую
фазу на нижней ветви огибающей кривой фазовой диаграммы.
Если проделать обратный путь, то в начале происходит «нор­
мальный» процесс конденсации углеводородов из газа при повыше­
нии давления (при постоянной температуре), а, начиная с давления
максимальной конденсации, происходит аномальный процесс «рет­
роградного» (обратного) испарения выпавшего конденсата с его
полным переходом в газовую фазу на верхней ветви огибающей кри­
вой. Естественно, что при изменении давления в описанных процес­
сах фазовых переходов постоянно меняется не только соотношение
«газ–жидкость», но и составы равновесных фаз.
Описанный процесс ретроградной конденсации углеводородов
при снижении давления весьма важен в разработке газоконден­
сатных месторождений, поскольку именно «благодаря» ему про­
исходит постепенное облегчение добываемого газоконденсатного
флюида. Дело в том, что конденсат, выпавший при ретроградной
конденсации, движется в тонко пористой среде продуктивного
горизонта гораздо медленнее, чем газ, поэтому добываемый флюид
газоконденсатной залежи практически представлен только газом,
равновесным с выделившимся конденсатом. При этом естественно,
что конденсируются наиболее тяжелые углеводороды, поэтому их
доля в газовой фазе (соответственно, и в добываемом флюиде) по­
степенно снижается.
Особенность газоконденсатных флюидов и их отличие от
нефтяных можно легко объяснить и понять, если представить
газоконденсатный флюид, как газовую фазу, равновесную нефти
в пластовых условиях. Для газоконденсатных месторождений
с нефтяной оторочкой это положение полностью соответствует
действительности — газоконденсатный флюид находится в со­
стоянии фазового равновесия с нефтяной оторочкой этого же
пласта. Для «чисто» газоконденсатных месторождений (без неф­
тяной оторочки) можно также расчетным способом «подобрать»
сопряженную нефть, равновесную газоконденсатному флюиду.
Отсюда, не вдаваясь в теории образования залежей углеводоро­
дов, пластовые флюиды газоконденсатные и нефтяные залежи
можно абстрактно и обобщенно представить, как газовую и жид­
1. Пластовые и добываемые флюиды...
21
кую фазы единой углеводородной смеси, находящейся в недрах
земли. Необходимо подчеркнуть, что высказанное положение
ни в коей мере не претендует на «новую теорию образования
нефти», а является всего лишь объяснением особенностей со­
ставов газоконденсатных и нефтяных флюидов. Дело даже не в
том, существует ли действительно нефть сопряженная, с каждым
газоконденсатным флюидом — главное, что в соответствии с тер­
модинамическими параметрами пластовых условий она может
существовать, и именно это и объясняет принципиальное отличие
газоконденсатного и нефтяного флюида, как равновесных (пусть
даже условно) газовой и жидкой фаз.
Фазовые переходы «газ–жидкость» в газоконденсатных флю­
идах происходят не только в пластовых условиях, но и системах
их сбора и промысловой подготовки, а также деэтанизации, ста­
билизации и переработки выделенного на промыслах конденсата.
Вообще‑то все эти процессы и основаны на фазовых переходах
углеводородов. Однако для газоконденсатных флюидов характер­
на аномальность этих переходов, которая возникает в некоторых
аппаратах, в частности, в низкотемпературных сепараторах устано­
вок промысловой подготовки добываемого УВС. Вследствие этой
аномальности существуют диапазоны термодинамических пара­
метров (например, давления в низкотемпературном сепараторе),
при которых можно извлечь из добываемого флюида максимум
конденсата. Это давление также называется давлением максималь­
ной конденсации, и занимает оно аналогичную позицию, как пока­
зано на рис. 1.2. Однако в результате изменения состава конден­
сата, выделяющегося при различных давлениях, кроме давления
максимальной конденсации в целом по жидкой фазе существуют
собственные давления максимальной конденсации для каждого
индивидуального углеводорода и определенных групп углеводоро­
дов. В частности, одним из наиболее важных параметров является
давление максимальной конденсации для жидких углеводородов
С5+. Поэтому, если такие закономерности известны, аномальные
фазовые переходы можно успешно использовать для оптимизации
процессов промысловой подготовки добываемых газоконденсат­
ных флюидов. Более подробно возможности оптимизации процес­
сов и технологических схем промысловой подготовки добываемых
газоконденсатных флюидов будут изложены в главе 2.
22
Балансовые расчеты...
1.4. Оптимальная форма представления
составов углеводородного сырья для балансовых расчетов
Состав добываемого УВС в целом (и состав сырья отдельных объек­
тов в частности) необходим для квалифицированного выполнения
всех балансовых (а также и технологических) расчетов, выполня­
емых при решении широкого круга научных, проектных и произ­
водственных задач. К таким задачам относятся: проектирование
разработки и обустройства новых месторождений и проектирование
новых производств, анализ действующей технологии и разработка
решений по ее реконструкции и развитию, текущее и перспективное
планирование и т. д.
Существуют довольно различающиеся способы представления
составов УВС и продуктов его промысловой подготовки и перера­
ботки. Поэтому ниже дано подробное обоснование оптимальной
формы отображения составов пластовых и добываемых флюидов
именно с позиции балансовых расчетов. Это имеет принципиально
важное значение для дальнейшего понимания, анализа и моделиро­
вания процессов, происходящих в пластовых условиях газоконден­
сатных месторождений при добыче УВС, так и в технологических
процессах его промысловой подготовки и переработки.
В недавнем прошлом при составлении проектов разработки
месторождений в составе пластовых газоконденсатных флюидов,
как правило, выделяли только легкие углеводороды от метана до
пентанов (а то и до бутанов) включительно, а всю жидкую часть
идентифицировали как единую группу углеводородов С 6+ (С5+).
Такое представление составов позволяет определить при разработке
выход газа и конденсата (жидких углеводородов), что, собственно,
и является основной задачей геологических служб.
В то же время для получения качественных моделей и досто­
верного прогноза балансов промысловой подготовки добываемых
газоконденсатных флюидов, стабилизации и переработки выделен­
ного газового конденсата необходимо знать не только содержание
углеводородов до С5, но и подробный фракционный состав жидкой
части пластового флюида (углеводородов С5+) вплоть до самых тя­
желых фракций. Без этого невозможно не только более-менее точно
определить выходы продуктов промысловой подготовки и перера­
ботки добываемого сырья на начало разработки месторождения, но и
1. Пластовые и добываемые флюиды...
23
тем более спрогнозировать изменение состава добываемого флюида
(и балансов его промысловой подготовки и переработки) в динами­
ке разработки месторождения по мере падения пластового давления,
поскольку эти изменения максимальны в наиболее тяжелых фрак­
циях. Поэтому для решения в комплексе всех перечисленных задач
для пластовых флюидов газоконденсатных залежей необходимо
более детальное определение начального состава и, соответственно,
прогноз его изменения в динамике разработки.
Степень детализации составов УВС может в значительной степе­
ни отличаться. Для легких газов и сжиженных газов вполне прием­
лемо полное определение индивидуального компонентного состава.
Однако по мере утяжеления углеводородных продуктов количество
входящих в их состав компонентов резко возрастает. Так, уже широ­
кая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) содержит несколько
десятков индивидуальных компонентов, а количество индивиду­
альных компонентов в бензиновых фракциях доходит до 200 и
более. Существенная часть этих компонентов не может быть иден­
тифицирована с помощью самых современных хроматографических
методик. Поэтому определение столь громоздких составов, а также
использование их в качестве исходных данных для моделирования
и балансовых расчетов практически невозможно. Вследствие этого,
использование индивидуального состава углеводородных продуктов
в общем случае неприемлемо, и оно поэтому заменяется определени­
ем состава, в котором принято выделять несколько легких индиви­
дуальных компонентов, а более высококипящую смесь углеводоро­
дов делить на псевдокомпоненты или узкие фракции.
Как правило, в составе УВС идентифицируются индивидуаль­
ные не углеводородные компоненты (азот, углекислота, вода, се­
роводород) и несколько легких индивидуальных углеводородных
компонентов, прежде всего, гомологического ряда метана. Едино­
го мнения о том, сколько компонентов, а также, сколько и каких
псевдокомпонентов должно входить в компонентно-фракционный
состав углеводородного продукта, не существует. Часто количество
определяемых компонентов зависит от имеющихся в лаборатории
хроматографических методик и может ограничиваться углеводоро­
дами С4, С5, С7, С10.
Деление на псевдокомпоненты зависит от поставленных задач
технологического моделирования. Так, для углубленного изучения
24
Балансовые расчеты...
вторичных процессов переработки, в частности риформинга, безу­
словно необходимо определение индивидуального или, как мини­
мум, группового состава сырья (бензиновых фракций).
Для комплексного моделирования процессов промысловой под­
готовки добываемых газоконденсатных флюидов, деэтанизации,
стабилизации и первичной переработки (фракционирования) выде­
ленного конденсата оптимальным является определение в составе
УВС и продуктов промысловой подготовки и переработки индиви­
дуальных углеводородных компонентов от С1 до С5 включительно.
Обосновывается это положение тем, что количество углеводородов
в группах до С5 включительно невелико, а начиная с С6 оно резко
нарастает, при этом для идентификации углеводородов С6+ необхо­
димы более сложные хроматографические методики, значительно
увеличивается время исследований. Кроме этого, углеводороды до
С5 при разгонках преимущественно концентрируются в газе дебута­
низации и сжиженных газах (отбираемых в ловушки), а углеводоро­
ды С6+ «размазываются» по более тяжелым узким фракциям, поэто­
му для пересчета состава требуются более сложные процедуры.
Псевдокомпоненты наиболее часто представляются или груп­
пами углеводородов (С 6, С 7, С 8… С N), или узкими фракциями с
равными интервалами температур кипения (например десятигра­
дусными: 60–70 °С, 70–80 °С, 80–90 °С…), или узкими фракциями с
равными долями (массовыми, объемными или мольными). У каждо­
го представления есть свои преимущества и недостатки. Однако при
проведении больших комплексных исследований и моделирования
сложных технологически увязанных систем установок и предприя­
тий наиболее приемлемым является описание псевдокомпонентов
в виде узких фракций с равными унифицированными интервалами
температур кипения. Скомбинированный состав, состоящий из
нескольких легких компонентов и псевдокомпонентов, представлен­
ных узкими фракциями, назовем компонентно-фракционным.
В отличие от нередко используемой формы представления соста­
ва углеводородных смесей в виде индивидуальных углеводородов и
групп углеводородов (фракций), ранжированных по числу углерод­
ных атомов (фр. С6, фр. С7, фр. С8 и т. д.), форма компонентно-фрак­
ционного состава наиболее удобна для моделирования промысловой
подготовки, транспорта и переработки углеводородного сырья, на
котором базируется выполнение балансовых расчетов при текущем
1. Пластовые и добываемые флюиды...
25
и перспективном планировании и решение большинства произ­
водственных задач, таких как проектирование, реконструкция и
модернизация технологии действующих месторождений и заводов,
проектирование разработки и обустройства новых месторождений и
новых перерабатывающих производств и т. п. Преимущество такого
представления составов заключается в следующем.
Во-первых, технологические процессы промысловой подготовки
добываемых флюидов, стабилизации и переработки конденсата ос­
новываются на их фазовом разделении в сепараторах и ректифика­
ционных колоннах. Движущей силой этих процессов является раз­
ность температуры в аппарате и температур кипения углеводородов.
Поэтому составы конденсатов и продуктов их переработки на прак­
тике наиболее легко и наглядно идентифицировать по диапазонам
температур кипения входящих в их состав углеводородов (а не по
числу углеродных атомов), в результате чего и отображение соста­
вов сырья и продуктов в виде фракций, ранжированных по диапазо­
нам температур кипения, является естественным и прямым. Вместе
с тем, легкие углеводороды от метана до пентанов включительно
имеют индивидуальное целевое назначение, очень существенно от­
личаются друг от друга по температурам кипения и представлены
всего одним (С1–С3), двумя (С4) и четырьмя (С5) углеводородами,
причем из четырех углеводородов С5 промышленное значение, как
правило, имеют практически только два — нормальный пентан и
изопентан. Поэтому углеводороды С1–С5 удобнее представлять как
индивидуальные компоненты, а не их фракции.
Вторым важным моментом является то, что для адекватного
технологического моделирования и определения показателей качес­
тва продуктов промысловой подготовки и переработки необходимы
физико-химические свойства узких фракций (псевдокомпонентов),
которые присутствуют в составе сырья. К этим свойствам относятся
плотность, вязкость, температура застывания, молекулярная масса
и другие характеристики. Эти свойства определяются эксперимен­
тально для узких фракций, полученных при фракционировании
стабилизированных жидких углеводородов по ГОСТ 11011‑85 или
ASTM D 2892‑90, и, соответственно, разделенных по диапазонам их
кипения, а не по числу углеродных атомов. Поэтому необходимый
для технологического моделирования массив физико-химических
характеристик непосредственно и прямо может быть определен
26
Балансовые расчеты...
только для узких фракций, ранжированных по температурам кипе­
ния, а не по числу углеводородных атомов.
Важным аспектом компонентно-фракционного состава является
ширина температурного интервала узких фракций — псевдокомпо­
нентов. В принципе чем больше узких фракций в составе УВС (со­
ответственно, чем меньше их температурный интервал), тем точнее
результаты технологического моделирования. Однако при этом со­
ставы УВС и продуктов становятся все более громоздкими и неудоб­
ными для ввода в системы моделирования, резко возрастает время
выполнения расчетов и ухудшается устойчивость итерационных
циклов. На основе практического опыта обработки эксперименталь­
ных данных и технологического моделирования оптимальным явля­
ется отображение состава в виде 10‑градусных фракций (фракций с
интервалами кипения 10 °С): 45–60 °С, 60–70 °С, 70–80 °С и т. д. до
конца кипения. При этом фракция 45–60 °С является переходной от
индивидуальных компонентов (легких углеводородов) к псевдоком­
понентам — узким фракциям.
Итак, на основании изложенного, наиболее удобной и доста­
точно информативной для решения широкого круга практических
задач формой представления состава добываемого углеводород­
ного сырья и продуктов его промысловой подготовки и перера­
ботки является компонентно-фракционный состав с выделением
индивидуальных углеводородов от метана до пентанов включи­
тельно и представлением более тяжелых углеводородов в виде
узких фракций: переходной фракции 45–60 °С и далее фракций с
10-градусным интервалом кипения вплоть до наиболее тяжелых
углеводородов. В ООО «ТюменНИИгипрогаз» экспериментально
установлено, что наиболее тяжелые углеводороды, содержащиеся в
газовых конденсатах валанжинских и ачимовских залежей, имеют
эквивалентные нормальные температуры кипения до 600 °С. При
этом в составе остаточных фракций наиболее тяжелых конденса­
тов ачимовских залежей очевидно присутствуют углеводороды с
эквивалентными нормальными температурами кипения до 700 °С,
а в составе нефтяных флюидов — вполне вероятно эквивалентные
нормальные температуры кипения доходят до 900 °С и выше. Ес­
тественно, что эти углеводороды могут кипеть только при очень
глубоком вакууме, поэтому экспериментально выделить их и иден­
тифицировать пока не удалось.
1. Пластовые и добываемые флюиды...
27
Для каждой узкой фракции определяются ключевые физико-хи­
мические характеристики: плотность, вязкость, температура засты­
вания, молекулярная масса, с помощью которых рассчитываются
основные физико-химические свойства и показатели качества про­
дуктов при обработке результатов исследований и моделировании
технологических процессов.
Весьма важно состав пластового флюида, а также и любого дру­
гого углеводородного сырья и продуктов его переработки, представ­
лять не в мольных концентрациях, как это было общепринято до
недавнего времени и нередко используется и сейчас, а в массовых.
Это обосновано следующим.
• Мольные концентрации непосредственно используются во
всех термодинамических уравнениях, на которых базируются
расчетные методики процессов промысловой подготовки и пе­
реработки УВС и системы технологического моделирования,
из чего и следует удобство использования мольных концент­
раций для расчетов. Однако для непосредственного измере­
ния расходов, составления материальных балансов, решения
учетно-расчетных и других производственных и проектных
задач использование мольных единиц неприемлемо — для
решения перечисленных технологических задач необходимо
использовать массовые единицы (соответственно, массовые
концентрации компонентов в составе потоков).
• Современные методы хроматографических исследований
углеводородных газов, основанные на капиллярной хромато­
графии, как правило, имеют пламенно-ионизационные детек­
торы, определяющие компоненты по массе. Поэтому массовые
концентрации для них являются первичными и естественны­
ми. При применении для анализа газов насадочных колонок
и детекторов по теплопроводности, последние также легко
калибруются по массовым концентрациям, как и по объемным
(мольным).
• Современные методы хроматографического определения
компонентно-фракционного состава стабильного конденса­
та — методы имитированной дистилляции, также основаны
на применении капиллярных колонок и пламенно-ионизаци­
онного детектора. Массовые концентрации для отображения
компонентно-фракционного состава при этом также являются
28
Балансовые расчеты...
прямыми и естественными. Для пересчета массовых концент­
раций стабильного конденсата в мольные дополнительно не­
обходимо определение молекулярной массы узких фракций,
что требует весьма громоздких и длительных исследований
(связанных с разгонкой конденсата на узкие фракции и пря­
мым определением их молекулярной массы). К тому же это
приводит к значительному увеличению суммарной погреш­
ности определения состава.
Таким образом, оптимальной для балансовых расчетов формой
представления состава добываемого углеводородного сырья и про­
дуктов его промысловой подготовки и переработки является ком­
понентно-фракционный состав (КФС) в массовых процентах. Все
дальнейшие выкладки предполагают описание составов любых сы­
рьевых, промежуточных и товарных потоков именно в этой форме.
1.5. Исследование компонентно-фракционного состава
и физико-химических характеристик добываемого сырья
и продуктов его подготовки и переработки
Определив оптимальную форму состава углеводородных потоков,
перейдем к его содержанию. И вот для определения этого содержи­
мого необходима, прежде всего, экспериментальная база. Ни одна са­
мая современная суперсистема и супермодель не сможет адекватно
определить КФС сырья и рассчитать балансы его переработки, если
не будет базироваться на экспериментальных исследованиях. Поэто­
му в начале рассмотрим состояние дел в области экспериментальных
исследований компонентно-фракционных составов и физико-хими­
ческих свойств УВС и продуктов его подготовки и переработки.
К сожалению, существующая в настоящее время методология
и сложившаяся практика не позволяют в большинстве лабораторий
получать компонентно-фракционный состав добываемых газокон­
денсатных и нефтяных флюидов, выделяемых при промысловой
подготовке нестабильных конденсатов, нефти и продуктов их после­
дующей переработки в вышеизложенной форме. Проблема состоит
в том, что до настоящего времени ни в России, ни в мире не созда­
но приемлемых для практического применения методик прямого
хроматографического определения компонентно-фракционных
1. Пластовые и добываемые флюиды...
29
составов нестабильных жидких углеводородов (НЖУ), в частности,
нестабильных газовых конденсатов (НК) и, тем более, пластовых и
добываемых газоконденсатных флюидов. Сложность создания та­
кой методики заключается в очень широком диапазоне кипения вхо­
дящих в состав НК углеводородов, а также в отсутствии надежных
дозаторов для ввода проб под давлением.
Чтобы было понятно дальнейшее изложение, уточним используе­
мую в нем терминологию. Понятие «нестабильный» в данном случае
означает, что конденсат (или другой нестабильный продукт, на­
пример, нефть — можно использовать обобщающий термин НЖУ)
имеет давление насыщенных паров при 20 °С выше атмосферного и
поэтому в открытой емкости при этой температуре и атмосферном
давлении (стандартных условиях) «кипит», поскольку находится в
двухфазном газожидкостном состоянии. Такое состояние объясня­
ется тем, что в составе НЖУ находятся растворенные в жидкой фазе
при повышенных давлениях легкие газообразные углеводороды, на­
чиная с метана, температуры кипения которых при нормальном (ат­
мосферном) давлении значительно ниже 20 °С (см. табл. 1.1). В от­
личие от нестабильного, «стабильный» продукт (конденсат, нефть
и т. п.) имеет при этих условиях давление насыщенных паров ниже
атмосферного, и поэтому в открытой емкости не кипит, по­скольку
находится в однофазном жидком состоянии.
Используемая в настоящее время процедура экспериментального
определения компонентно-фракционных составов НЖУ является
весьма сложной и громоздкой. Она включает разгазирование пробы
НЖУ с выделением газа дегазации и стабильных жидких углеводо­
родов (СЖУ) с последующим определением составов газа и СЖУ
и расчетом компонентно-фракционного состава путем составления
компонентных балансов. Причем методически такая процедура до
недавнего времени не была унифицирована — только 21.02.2004 г.
был утвержден по ОАО «Газпром» подготовленный в ООО «Тю­
менНИИгипрогаз» по результатам многолетних разработок мето­
дический документ ММ51‑00159093‑004‑04 «Нестабильные жидкие
углеводороды. Методы определения компонентно-фракционного
состава», в котором впервые строго и детально изложен и регламен­
тирован комплекс экспериментальных исследований и расчетов.
Однако комплекс этот достаточно сложен, поэтому до 2005 года он
использовался только в ООО «ТюменНИИгипрогаз», и, в несколько
30
Балансовые расчеты...
ином варианте, в ООО «ВНИИГАЗ». В 2005 году эта методика ос­
воена в производственных лабораториях — в ЦЗЛ Сургутского ЗСК
и Уренгойского УПКТ.
Работа по созданию методики прямого хроматографического оп­
ределения КФС с вводом пробы НК в хроматограф под давлением
ведется в ОАО «Газпром», но до настоящего времени не завершена.
Основные проблемы создания такой методики заключаются, как
уже сказано выше, в отсутствии надежных дозаторов для ввода проб
НК в хроматограф под давлением, а также в достаточно непростой
задаче полного испарения введенной пробы и необходимости весь­
ма сложного программирования температуры в процессе хрома­
тографического анализа. Тем не менее работа в этом направлении
продвигается достаточно активно, и, в случае ее успешного завер­
шения, новая методика позволит значительно ускорить и упростить
процедуру определения КФС и, соответственно, реализовать ее для
исследований и аналитического контроля широкой гаммы сырье­
вых, промежуточных и товарных потоков промысловой подготовки
и переработки добываемого УВС.
Действующая в настоящее время процедура определения ком­
понентно-фракционных составов пластовых и добываемых газо­
конденсатных флюидов еще более сложна, поскольку отобрать их
представительные пробы невозможно — отбираются отдельно пробы
газа сепарации и НК (из промыслового сепаратора при исследова­
ниях скважин на газоконденсатность или из сепараторов установки
промысловой подготовки), после чего отдельно исследуется газ
сепарации и НК, и затем путем сведения компонентного баланса
рассчитывается компонентно-фракционный состав входящего в се­
паратор потока.
Следует сказать, что вышеупомянутая методика, изложенная
в ММ51‑00159093‑004‑04, базируется на определении именно ком­
понентно-фракционных составов всех исследуемых потоков — и
газа, и СЖУ в «единых координатах». Это необходимо для расчета
компонентно-фракционного состава исследуемого нестабильного
флюида по компонентному балансу дегазации. Для определения
состава конденсата в такой форме используется разработанный от­
носительно недавно для широкого практического применения хро­
матографический метод, известный под названием «имитированная
дистилляция». Для определения компонентно-фракционного соста­
1. Пластовые и добываемые флюиды...
31
ва газа используется его хроматография на капиллярной колонке с
обработкой результатов анализа по широко известному в мире стан­
дарту DHA. Применявшиеся до недавнего времени (и применяющи­
еся и сегодня во многих производственных лабораториях) методики
определения компонентного состава газа до пентана включительно
с обратной продувкой и определением суммарного содержания уг­
леводородов гексан+высшие не позволяют достоверно определить
содержание в газе углеводородов тяжелее пентанов, поэтому при
их использовании в компонентно-фракционный состав вносятся
существенные ошибки.
Составы стабильных конденсатов и нефти традиционно опре­
делялись (и определяются) методами фракционной разгонки — в
лучшем случае на лабораторных аппаратах колонного типа (напри­
мер, АРН-2) с определением детального фракционного состава в
широко известном виде «истинных температур кипения» (ИТК), в
худшем — методом постепенного испарения с определением фрак­
ционного состава по Энглеру. При использовании методов фрак­
ционной разгонки часть легких углеводородов (до пентана включи­
тельно) растворяется в выделяемых при разгонке фракциях, и часть
углеводородов уходит с газом дебутанизации или попадает в потери.
Для достоверного определения компонентно-фракционного состава
в этом случае необходимо: во‑первых, проводить хроматографиче­
ский анализ газа дебутанизации (выделяемого в начале фракцион­
ной разгонки), во‑вторых, проводить хроматографический анализ
выкипающих при разгонке легких фракций — именно по такой
схеме проводились исследования в ООО «ТюменНИИгипрогаз» до
внедрения хроматографической методики «имитированной дистил­
ляции». Естественно, что эти операции дополнительно усложняют и
без того громоздкую процедуру исследований, поэтому практически
никто их не проводил и не проводит.
Таким образом, экспериментальное определение компонентнофракционного состава только начинает осваиваться в производ­
ственных лабораториях. Рассмотрим ранее сложившуюся схему
исследований составов углеводородного сырья и продуктов, которая
многими подразделениями используется и в настоящее время.
Исследования углеводородного сырья и продуктов выполняются
на стадии подготовки нефтяных и газоконденсатных месторожде­
ний к разработке; при контроле за разработкой месторождений; при
32
Балансовые расчеты...
аналитическом контроле технологических процессов промысловой
обработки и переработки; при контроле качества товарных продук­
тов; при постановке на производство новых видов продукции; при
освоении новых технологий.
Наиболее полный комплекс исследований проводится (или дол­
жен проводиться) на стадии подготовки месторождений к разработ­
ке и при контроле за их разработкой. При аналитическом контроле и
контроле качества товарных продуктов определяются практически
только те специфические показатели, по которым контролируется
качество сырья, промежуточных и товарных продуктов — компонент­
ные составы в этом случае определяются обычно только для газов и
сжиженных газов, а для жидких продуктов проводится фракционная
разгонка по Энглеру. Задачи исследований при постановке на произ­
водство новых видов продукции и при освоении новых технологий
весьма специфичны в зависимости от поставленной задачи и рас­
смотреть их в общем виде невозможно.
Комплекс исследований УВС при подготовке нефтяных место­
рождений к разработке включает исследования глубинных и по­
верхностных проб флюидов, отбираемых из разведочных скважин
в процессе их исследований. При исследованиях глубинных проб
(выполняемых на специальных установках пластовых нефтей)
определяются условия фазовых равновесий и основные физикохимические свойства флюида при пластовых условиях. Кроме
этого, производится сепарация глубинной пробы (одно-, двух- или
трехступенчатая) с определением углеводородных составов де­
газированной нефти и газов сепарации. Углеводородный состав
обычно определяется до октана включительно. При исследованиях
поверхностных разгазированных проб определяются основные
физико-химические характеристики нефти (молекулярная масса,
плотность, вязкость, температура застывания) при стандартных
условиях; фракционный состав; содержание серы, смол, асфальте­
нов и парафинов. При углубленных исследованиях производится
разгонка поверхностной пробы на лабораторных аппаратах посте­
пенной ректификации (типа АРН-2) с определением кривой ис­
тинных температур кипения (ИТК) и выделением узких (обычно
10‑ или 20‑градусных) фракций. В процессе разгонки отбирается
(в газометр) газ дебутанизации, для которого на хроматографе
определяется компонентный состав. Для узких фракций определя­
1. Пластовые и добываемые флюиды...
33
ются основные физико-химические характеристики — плотность,
вязкость, молекулярная масса, температура застывания и показа­
тель преломления. Кроме этого, при необходимости проводятся
исследования товарных характеристик нефти — выделяются фрак­
ции с различными диапазонами кипения и определяются их пока­
затели качества, которые затем сравниваются с нормами техничес­
ких требований к различным товарным продуктам. На основании
результатов этой работы даются рекомендации по рациональным
вариантам и направлениям переработки нефти.
Комплекс исследований УВС при подготовке к разработке газо­
конденсатных месторождений несколько отличается. Главное отли­
чие заключается в том, что глубинные пробы флюида не отбираются
(в виду невозможности их представительного отбора), а в процессе
исследований скважин с помощью сепарационной установки от­
бираются пробы газа сепарации, нестабильного и дегазированного
(стабильного) конденсата. Затем с помощью специальной установ­
ки проводятся PVT-исследования пластового флюида, который
рекомбинируется из отобранных проб газа сепарации и НК. В про­
цессе PVT-исследований определяется экспериментально наиболее
интересная для условий разработки область фазовой диаграммы
(см. рис. 1.2), при этом отбираются пробы равновесных фаз газа и
жидкости и на хроматографе определяется их компонентный со­
став. Кроме PVT-исследований проводятся и физико-химические
исследования. Для отобранной пробы нестабильного конденсата
определяются некоторые специфические характеристики, напри­
мер, коэффициент усадки и пр. Далее нестабильный конденсат (НК)
подвергается дегазации, а для стабильного конденсата определяют­
ся физико-химические характеристики (те же, что и для нефти) и
фракционный состав по Энглеру. Для газов сепарации и дегазации
НК, а также для дегазированного конденсата на хроматографе опре­
деляются их компонентные составы. При углубленных исследовани­
ях производится разгонка стабильного конденсата на аппарате типа
АРН-2 с последующими исследованиями по той же программе, что
и для дегазированной нефти.
Следует сказать, что перечисленные выше исследовательские
работы на практике далеко не всегда выполняются в полном объ­
еме. Особенно это касается PVT-исследований газоконденсатных
флюидов.
34
Балансовые расчеты...
Программы исследований УВС и продуктов, выполняемых
с целью контроля за разработкой месторождений, могут значи­
тельно отличаться (по объективным и субъективным причинам).
Обычно периодически определяются компонентные составы
газов и основные физико-химические характеристики жидких
продуктов (иногда их фракционные составы, как правило, по Энг­
леру). Более глубокие исследования проводятся достаточно редко
для решения специальных задач.
По результатам вышеописанных исследований определяются
составы пластового флюида для проектирования разработки мес­
торождения. Для решения этой задачи, исходя из полученных экс­
периментальных данных, формируется мольный состав пластового
флюида, который обычно представляется в виде индивидуальных
компонентов С1—nС4, а все жидкие углеводороды обобщаются в
один компонент С5+, который разбивается на 4–6 фракций-псевдо­
компонентов, которым присваиваются: средняя температура кипе­
ния, плотность при 20 °С и молекулярная масса.
В полученном таким способом составе доли фракций-псевдо­
компонентов определяются не адекватно реальному фракционному
составу жидкой части пластового флюида, поскольку ориентиром
соотношений между фракциями, как правило, служит разгонка по
Энглеру, которая «по определению» не отражает истинный фракци­
онный состав (кривую ИТК) системы, и по концевым фракциям дает
систематически заниженные результаты. Более того, фракционный
состав экспериментально определяется для проб стабильных флюи­
дов, которые существенно искажаются уже в процессе отбора. Ос­
новным моментом является тот факт, что при отборе из промыслово­
го сепаратора проб стабильных жидких флюидов теряется (причем
случайным образом) весьма значительная часть пропана, бутанов и
легких бензиновых углеводородов. По этой причине полученный эк­
спериментально фракционный состав стабильного конденсата зна­
чительно искажается — наблюдается провал в легких углеводородах
и максимум распределения массы углеводородов по температурам
кипения смещается в сторону более высоких температур.
Плотность стабильного конденсата в результате потерь легких
углеводородов также завышается. Кроме этого, при обработке дан­
ных фракционной разгонки стабильного конденсата обычно не учи­
тывается наличие растворенных пропана и бутанов в выкипающих
1. Пластовые и добываемые флюиды...
35
фракциях конденсата, что также вносит дополнительные искажения
в полученный состав. Наконец, при разгонке стабильного конден­
сата обычно отбираются фракции до температур кипения не выше
350–400 °С, а состав тяжелого остатка из‑за его малого количества не
определяется, в результате чего температура конца кипения обычно
занижается (как уже сказано выше, экспериментально установлено,
что в составе конденсатов присутствуют фракции с нормальными
температурами кипения практически до 600 °С).
Плотность и молекулярная масса псевдокомпонентов также
далеки от фактических, поскольку обычно определяются не экспе­
риментально, а «подгоняются» по условию равенства расчетного
давления начала конденсации начальному пластовому давлению.
При этом естественно, что все ошибки определения компонентного
состава пластового флюида и разбиения остатка С5+ на более узкие
фракции-псевдокомпоненты «зарываются» в плотности и молеку­
лярные массы этих фракций.
Таким образом, в результате описанных выше ошибок ранее
сложившейся методологии полученный описанным образом состав
пластового флюида весьма заметно отличается от реального. Такой
состав пластового флюида не позволяет адекватно моделировать
даже системы его промысловой подготовки, а тем более переработки
конденсата, поскольку выделенные фракции-псевдокомпоненты
немногочисленны, слишком широкие и, как указано выше, не адек­
ватны фактическим по содержанию и свойствам. Кроме этого, в
таком составе пластового флюида обычно не выделяются изопентан
и пентан, а первая фракция имеет весьма широкий интервал темпе­
ратур кипения, что, как показывают результаты сопоставительных
расчетов, приводит к значительным ошибкам при расчетах фазовых
равновесий, в частности выхода конденсата из пластового флюида.
В результате экспериментальных ошибок возникают заметные
отклонения получаемых вышеописанным способом составов пласто­
вых флюидов от компонентно-фракционных составов, получаемых
по методике ММ51‑00159093‑004‑04, обеспечивающей достоверные
результаты. Типичное соотношение полученных двумя указанными
способами составов представлено на рис. 1.3, а на рис. 1.4 показаны
относительные отклонения содержания компонентов и фракций.
Заметно, что содержание фракций с температурами кипения от
130 до 380 °С по традиционному способу заметно выше, чем по
36
Балансовые расчеты...
ММ51‑00159093‑004‑04, однако более тяжелые фракции в «тради­
ционном» составе отсутствуют, содержание пентанов «провалено»,
а содержание фракций от 50 до 130 °С сглажено. Эти отклонения
объясняются вышеописанными типичными ошибками отбора проб
стабильного конденсата (с потерями легких фракций), проведения
исследований и обработки их результатов. Очевидно, что рассчи­
танный по такому составу баланс (особенно, баланс переработки
конденсата) будет достаточно далек от фактического.
Содержание компонентов
и 10-градусных фракций, % масс.
100
10
1
0,1
Традиционный метод
ММ51-00159093-004-04
0,01
–200–150–100–50 0
50 100 150 200 250 300 350 400 450
Температуры кипения компонентов и узких фракций, °С
Рис. 1.3. Типичное соотношение составов пластовых газоконденсатных
флюидов по традиционной методике и ММ51‑00159093‑004‑04
Необходимо также отметить, что представленное на рис. 1.3 и
1.4 сопоставление КФС, полученного по ММ51‑00159093‑004‑04,
сделано не с составом, полученным по традиционной методике, а с
составом, сконвертированным в компонентно-фракционную форму,
т. е. приведенным к «тем же координатам». Такой состав, по крайней
мере, не даст больших ошибок по выходу нестабильного конденсата
при промысловой подготовке. А если взять исходный состав, полу­
ченный по традиционной методике и представленный углеводорода­
ми С1—nС4 с разбивкой С5+ на 4–6 достаточно широких фракций, то
ошибки балансовых (да и технологических) расчетов по нему будут
еще более значительными.
Относительные отклонения содержания
компонентов и 10-градусных фракций,
% масс.
1. Пластовые и добываемые флюиды...
37
150
100
50
0
-200 -150 -100 -50
0
50
100 150 200 250 300 350 400 450
-50
-100
Температуры кипения компонентов и узких фракций, °С
Рис. 1.4. Типичные отклонения составов пластовых газоконденсатных
флюидов по традиционной методике от ММ51‑00159093‑004‑04
Именно по этой причине во всех старых, да и не очень старых
проектах разработки, значительно занижены сырьевые потенциалы
пропан-бутан-пентановой фракции, в результате чего фактические
выходы соответствующего продукта (называемого широкой фрак­
цией легких углеводородов — ШФЛУ) при стабилизации конденса­
тов примерно в два раза превышали прогнозные. Следствием этого
была многолетняя «лихорадка» с реализацией ШФЛУ в Западной
Сибири, которая нередко «разрешалась» сбросом «лишнего» про­
дукта в амбар и сжиганием его.
С другой стороны, если рассчитать баланс по традиционному
составу, представленному на рис. 1.3, то выход керосино-дизельных
фракций при переработке конденсата окажется завышенным, а ос­
татка переработки практически не получится. Естественно, что если
по такому составу запроектировать перерабатывающую установку,
ее работоспособность будет под угрозой, и, скорее всего, ее при­
дется реконструировать вскоре после ввода в эксплуатацию. Таких
ситуаций в нашей стране было не мало, и это еще раз подтверждает
важность качественных исследований состава сырья и адекватных
балансовых расчетов на его основе — основного вопроса, рассматри­
ваемого в данной работе.
38
Балансовые расчеты...
Итак, из приведенного описания очевидно, что хотя полная про­
грамма исследований нефтяных и газоконденсатных флюидов весьма
обширна, однако получить на ее основе КФС добываемого сырья,
необходимого для качественного выполнения балансовых (да и тех­
нологических) расчетов невозможно. Существующая до настоящего
времени практика работы производственных, да и многих научных
лабораторий не ориентирована на определение полных компонентнофракционных составов сырья, промежуточных и товарных продуктов.
Во многом это следствие сложившейся практики планирования «от
факта» или «от проекта» (подробно изложенной по введении), при
которой в знании КФС совершенно нет необходимости.
В соответствии с изложенным, сформулируем основные поло­
жения методологии исследований сырьевых, промежуточных и
товарных потоков, ориентированной на определение их компонент­
но-фракционных составов и физико-химических характеристик,
необходимых для выполнения широкого круга балансовых (а также
и технологических) расчетов на качественно новом уровне, обеспе­
чивающем высокую степень адекватности расчетных результатов
(т. е. их соответствия экспериментальным данным и результатам из­
мерений). Изложенные ниже методологические аспекты отработаны
в ООО «ТюменНИИгипрогаз» и последние три года используются
при проектировании разработки и обустройства газоконденсатных
месторождений и нефтяных оторочек.
1.5.1. Отбор представительных проб добываемых флюидов
и продуктов их подготовки и переработки
Отбор проб является одной из наиболее ответственных операций.
Отбор непредставительной пробы не только перечеркивает работу
всего коллектива исследователей, но и приводит к неадекватным
выводам и техническим решениям, в результате чего проектируются
установки, которые необходимо реконструировать практически сра­
зу же после пуска. Таким образом, от качества отбора проб в значи­
тельной степени зависят технологические и технико-экономические
показатели производства.
В настоящее время существует целый ряд стандартов и других
нормативных документов, регламентирующих процедуры отбора,
хранения и транспортирования проб. Рассмотрим их основные прин­
ципы.
1. Пластовые и добываемые флюиды...
39
Как правило, производится отбор проб исключительно однофаз­
ных потоков — жидких и газовых (а также твердых, например — па­
рафиноотложений, осадков и т. п.). Отобрать представительные
пробы двух- и многофазных потоков без специальных достаточно
сложных устройств (гомогенизаторов) невозможно. Обычно отбор
проб двух- и многофазных потоков не только не требуется, но даже
осложняет проведение исследований. Поэтому необходимо конт­
ролировать однофазность потока в каждом узле отбора проб — как
при проектировании этих узлов, так и в процессе их эксплуатации.
Для контроля однофазности проб следует проанализировать схему
потоков и их термодинамические параметры. Как правило, следует
отбирать пробы потоков газа и жидкости сразу после аппаратов их
разделения (сепараторов, рефлюксных емкостей и т. п.), а также
с выкидных линий насосов и компрессоров.
Вторым важным моментом является учет застойных зон пробоот­
борных устройств. Любая пробоотборная линия представляет собой
отводную трубку (или систему трубок) из трубопровода, резервуара,
емкости и т. п. с запорным вентилем на конце. В нормальном состо­
янии запорный вентиль закрыт, поэтому продукт в пробоотборной
линии не течет, и в ней создается застойная зона. Поскольку пробо­
отборная система (а также и емкость для отбора пробы) имеет опре­
деленный объем, необходимо его слить для того, чтобы состав потока
в пробоотборной линии сравнялся с составом технологического
потока. Причем слив одного объема не гарантирует выравнивание
составов — исходя из опыта принято сливать 3–5 объемов пробоот­
борной системы. Однако очень часто операторы с целью минимиза­
ции сброса отбираемого продукта и загазирования воздушной зоны
стремятся не выполнять эти требования, и заполняют пробоотбор­
ную емкость почти без слива застойной зоны.
Еще одним крайне важным моментом при отборе проб (на кото­
рый, к сожалению, далеко не всегда обращают внимание) является
предотвращение искажения состава отбираемого продукта. Наибо­
лее типичный случай — потери растворенных газовых компонентов
и части легких фракций при негермитичном отборе потока в бутыл­
ки. Поэтому продукты, содержащие значительные количества рас­
творенных газов (С1—С4), а также легких фракций (выкипающих до
70–100 °С) следует отбирать в герметичные проточные контейнеры.
Газы, а также сжиженные газы и газонасыщенные продукты с дав­
40
Балансовые расчеты...
лением насыщенных паров выше атмосферного отбираются в кон­
тейнеры в обязательном порядке. Жидкие продукты с относительно
невысоким содержанием легких фракций (давлением насыщенных
паров существенно ниже атмосферного) можно отбирать в бутылки,
однако и в этом случае отбор открытой струей недопустим — трубку,
по которой проба потока поступает в бутылку, необходимо опускать
до дна, в результате чего заполнение бутылки идет под слой жидко­
сти. При этом необходимо пролить не менее трех объемов бутылки
и сразу же гермитично закрыть пробку.
Наиболее удобной тарой для отбора проб в настоящее время
являются герметичные пластиковые бутылки из‑под газированных
напитков — они обеспечивают отбор представительных проб и их
сохранность в течение длительного времени. Самым слабым местом
такого «контейнера» являются полиэтиленовые пробки, которые для
надежности хранения пробы целесообразно заменить на специально
изготовленные металлические с прокладкой. Такое решение давно
используется в ООО «ТюменНИИгипрогаз». Единственный недо­
статок пластиковых бутылей — вероятность разряда статического
электричества. Поэтому, строго говоря, использование пластиковых
бутылок для отбора проб, особенно легких продуктов, нежелательно
с позиции обеспечения безопасности отбора. Однако с помощью
специальных приспособлений эту проблему можно решить, напри­
мер, осуществляя налив пробы через заземленную металлическую
трубку, опущенную под слой жидкости.
Для унификации процедур отбора НЖУ с одновремен­
ным контролем представительности отбираемой пробы в ООО
«ТюменНИИ­гиппрогаз» разработан специальный стандарт —
ММ 51‑00159093‑004‑02 «Нестабильные жидкие углеводороды. Ме­
тоды отбора проб». В этом стандарте реализованы изложенные выше
принципы. Рассмотрим его основные положения.
Отбор проб НЖУ осуществляется в герметичный проточный
металлический контейнер, присоединяемый вертикально к пробоот­
борному устройству. Схема отбора показана на рис. 1.5.
Пробоотборное устройство, в состав которого входит контей­
нер 4, манометр 5, вентиль 6, сепаратор 7 и емкость для сбора жид­
кости 8, соединяется трубкой высокого давления 2 с узлом отбора
проб 1. Трубка 2 должна быть пластичной — допускать изгибы ра­
диусом не менее 50 мм. Она через вентиль 3 присоединяется к кон­
41
1. Пластовые и добываемые флюиды...
тейнеру высокого давления 4. При отборе пробы давление в кон­
тейнере измеряется с помощью манометра 5 и поддерживается
регулирующим вентилем 6, после которого давление выходящего
потока снижается до атмосферного. Жидкость, проходящая через
вентиль 6, разгазируется при атмосферном давлении в сепараторе 7
и собирается в емкости 8, оснащенной откалиброванной уровне­
мерной трубкой. Выделившийся при отборе пробы газ дренируется
по трубке 9.
6
5
2
3
4
9
7
8
1
1. Узел отбора проб
2. Соединительные трубки высокого давления
3. Входной вентиль
4. Контейнер высокого давления
5. Манометр
6. Вентиль регулировочный
7. Сепаратор
8. Емкость для сбора жидкости
9. Выход газа
Рис. 1.5. Схема отбора проб НЖУ под давлением с возможностью отбора
проб СЖУ
Такая схема отбора позволяет:
• регулировать и контролировать давление в контейнере при от­
боре пробы, не допуская частичной дегазации пробы и потерь
наиболее легких углеводородов;
• герметично собирать сливаемую при отборе жидкую фазу
и при этом строго контролировать ее объем;
• отводить выделяющийся из дегазируемого в процессе отбора
дренируемого объема НЖУ газ в безопасное место.
42
Балансовые расчеты...
Отбор проб проводится в следующей последовательности.
• Вначале подсоединяют пробоотборное устройство к узлу
отбора проб в соответствии со схемой на рис. 1.5. При сборке
схемы все вентили и кран узла отбора проб должны быть за­
крыты.
• Последовательно и медленно открывается кран узла отбора,
затем вентиль 3, затем входной и выходной вентили контей­
нера. После полного открытия крана узла отбора и всех венти­
лей кроме выходного вентиля 6, манометр 5 должен показать
давление в аппарате или трубопроводе, откуда предполагается
произвести отбор пробы.
• Далее медленно открывается регулировочный вентиль 6. Сте­
пень его открытия должна быть такой, чтобы на манометре 5
не было падения давления. При этом давление в контейнере
будет соответствовать давлению в технологическом аппа­
рате или трубопроводе, и лимитирующим гидравлическим
сопротивлением всего отбираемого потока будет являться
сопротивление регулирующего вентиля. Равенство давления
в контейнере давлению в аппарате или трубопроводе является
обязательным условием отбора пробы НЖУ. В случае сниже­
ния давления в контейнере относительно давления в месте от­
бора, проба в контейнере окажется частично дегазированной,
и не будет соответствовать по составу флюиду в технологиче­
ском аппарате или трубопроводе.
• При отборе пробы контейнер должен находиться в вертикаль­
ном положении таким образом, чтобы поток флюида входил
в контейнер через нижний вентиль, а выходил через верхний.
При этом положении контейнера весь газ, образовавшийся
при разгазировании флюида в начальной фазе отбора, будет
удален из контейнера.
• При установившемся давлении необходимо пропустить че­
рез контейнер отбираемую жидкость в объеме не менее, чем
троекратный объем контейнера в сумме с объемом присо­
единительных магистралей. Объем пропускаемой жидкости
определяется по сливной емкости 8, которую необходимо
предварительно откалибровать.
• После пропуска необходимого объема жидкости через кон­
тейнер последовательно закрываются вентили, начиная с вы­
1. Пластовые и добываемые флюиды...
43
ходного 6 и заканчивая входным вентилем 3. Затем контейнер
отсоединяется от пробоотборного устройства.
Отбор параллельных проб для сокращения времени и повыше­
ния качества рекомендуется производить единовременно с помощью
последовательного соединения двух или более контейнеров. Отбор
параллельных проб в последовательно соединенные контейнеры
аналогичен отбору проб в одиночный контейнер.
При невозможности единовременного отбора в последовательно
соединенные контейнеры отбор параллельных проб производится в
одиночные контейнеры путем повторения вышеописанной процеду­
ры. При каждом последующем отборе допускается пропускать через
контейнер меньший объем жидкости, но не менее трех объемов кон­
тейнера. После завершения отбора закрывается кран пробоотборно­
го узла, переносное пробоотборное устройство демонтируется.
В случае отбора проб при температурах ниже температуры транс­
портировки и хранения из контейнеров необходимо сбросить дозиро­
ванный объем отобранной жидкости. Это необходимо во избежание
резкого повышения давления в контейнере (со всеми вытекающими
последствиями) при его доставке в лабораторию, хранении и подго­
товке к исследованиям, что может произойти в результате повыше­
ния удельного объема отобранной жидкости при нагреве контейнера
выше температуры отбора пробы. Необходимый объем сбрасывае­
мой жидкости рассчитывается в зависимости от объема контейнера
и степени его нагрева при доставке в лабораторию, хранении и под­
готовке к исследованиям.
Для сброса дозированного объема жидкости из контейнера он
устанавливается вертикально, и к его нижнему вентилю герметич­
но присоединяется калиброванная микроемкость, объем которой
должен быть равен минимально необходимому расчетному объему
сброса пробы. После этого открывается нижний вентиль и после пау­
зы в 3–5 секунд (необходимой для перетока сбрасываемого объема
пробы из контейнера в калиброванную микроемкость) вновь закры­
вается. Калиброванная микроемкость отделяется от контейнера, и
сброшенная жидкость из нее сливается в дренажную емкость. В ка­
честве калиброванных микроемкостей могут использоваться труб­
ки, заглушенные с одной стороны, а со второй снабженные специ­
альным резьбовым соединением для герметичного присоединения к
контейнеру. Длина трубок рассчитывается в зависимости от требуе­
44
Балансовые расчеты...
мого объема сбрасываемой пробы. Требуемые объемы сбрасываемой
пробы целесообразно рассчитывать при планировании отбора.
Представленная на рис. 1.5 схема отбора может использоваться
в двух вариантах — стационарном и переносном. Первый вариант
целесообразно использовать на заводах для отборов проб по графику
аналитического контроля. Второй вариант необходим для проведе­
ния исследовательских работ на объектах, не оборудованных стаци­
онарными установками отбора проб.
Несомненным достоинством представленной на рис. 1.5 схемы
отбора является то, что она позволяет производить параллельный
отбор проб нестабильных и отстабилизированных жидких углево­
дородов, что нередко является необходимым. Например, при иссле­
дованиях газоконденсатных скважин из промыслового сепаратора
нужно отобрать пробу НК для определения ее КФС, а также пробу
СК для исследований физико-химических свойств, разгонки с отбо­
ром узких фракций и исследований их физико-химических свойств.
Описанная выше схема позволяет провести такой отбор параллель­
но, представительно, за минимальное время и с минимальными
потерями отбираемого продукта. Для этого достаточно перепустить
собранную в емкости 8 жидкость в герметичную емкость для транс­
портирования пробы. При этом необходимо первую порцию собран­
ной жидкости слить в дренажную емкость, и использовать в качестве
пробы вторую собранную в емкость 8 порцию. Наиболее оптимален
такой отбор при параллельном отборе двух проб НЖУ. В этом слу­
чае собранная при отборе первой пробы НЖУ жидкость сливается в
дренажную емкость, а собранная при отборе второй пробы — исполь­
зуется в качестве пробы СЖУ.
Необходимо помнить, что жидкие углеводороды, накапливающи­
еся в сливной емкости 8, в общем случае являются условно стабиль­
ными, так как они стабилизируются (разгазируются) при атмос­
ферном давлении, но температура стабилизации может быть весьма
низкой. Поэтому для полной стабилизации отбираемой пробы не­
обходимо подогревать сливную емкость до температуры 22–25 оС,
например, поместив ее в емкость с теплой водой. При отсутствии
возможности подогрева сливной емкости допускается отбор условно
стабильной углеводородной жидкости с последующей стабилизаци­
ей в лабораторных условиях. Для этого после накопления необходи­
мого количества жидкости емкость 8 отсоединяется от сепаратора
45
1. Пластовые и добываемые флюиды...
7 и проба выливается из емкости 8 в герметичные емкости для транс­
портирования с таким расчетом, чтобы проба в них занимала поло­
вину объема. В лаборатории проба окончательно стабилизируется
путем подогрева в вытяжном шкафу до температуры 35 °С.
Описанная установка может использоваться и для отбора СЖУ
без отбора НЖУ. В этом случае контейнер высокого давления 4
можно не подсоединять, заменив его трубкой высокого давления, в
результате чего схема отбора упрощается. Упрощенная схема пока­
зана на рис. 1.6. Процедура отбора по этой схеме подобна описанной
выше. При этой первую порцию отобранного СЖУ необходимо
слить в дренажную емкость.
5
6
7
9
2
3
8
4
1
1. Узел отбора проб
2, 4. Соединительные трубки высокого давления
3. Входной вентиль
5. Манометр
6. Вентиль регулировочный
7. Сепаратор
8. Емкость для сбора жидкости
9. Выход газа
Рис. 1.6. Схема отбора проб СЖУ без отбора проб НЖУ
После отбора проб при их доставке в лабораторию и при хране­
нии до проведения исследований необходимо обеспечить сохран­
ность качества отобранных проб. Преимущественно это касается
проб СЖУ. Одно из главных условий — по возможности обеспечить,
чтобы температура транспортировки и хранения пробы не превыша­
ла температуры ее отбора. Если же это невозможно — необходимы
специальные действия, например, сброс части жидкости из контей­
нера с помощью калиброванной микроемкости (процедура сброса
46
Балансовые расчеты...
описана выше) и неполный налив пробы СЖУ в атмосферную ем­
кость (газовая подушка в данном случае будет буфером, предотвра­
щающим резкий рост давления).
1.5.2. Экспериментальные исследования
компонентно-фракционных составов и физико-химических
характеристик добываемых флюидов и продуктов
их подготовки и переработки
Полный комплекс экспериментальных исследований отобранных
проб углеводородных потоков с целью определения КФС и основ­
ных физико-химических характеристик, включая характеристики
псевдокомпонентов — узких фракций, состоит в общем случае из
этапов:
• разгазирования проб НЖУ с отбором газа и жидкости и опре­
делением их массовых выходов;
• определение плотности НЖУ при давлении и температуре
контейнера лабораторным прибором вибрационного типа;
• хроматографического определения компонентно-фракционно­
го состава газа дегазации по методике ММ 51‑00159093‑004‑04;
• хроматографического определения компонентно-фракцион­
ного состава дегазированного жидкого продукта по методике
ММ 51‑00159093‑004‑04;
• определения физико-химических свойств дегазированного
жидкого продукта или специально отобранной параллельно
пробы СЖУ — плотности, вязкости, температур застывания и
помутнения, фракционного состава, по Энглеру;
• разгонки дегазированного жидкого продукта или специально
отобранной параллельно пробы СЖУ на узкие фракции;
• определения физико-химических свойств отобранных при
разгонке узких фракций — плотности, вязкости и температур
застывания.
Для получения более достоверных и надежных эксперимен­
тальных данных в ООО «ТюменНИИгипрогаз» были разработаны
некоторые усовершенствования процедуры экспериментальных
исследований, заключающиеся в следующем:
• проведении фракционных разгонок проб некоторых широ­
кофракционных продуктов (например стабильного конден­
сата) каскадным способом (выполняется 4–6 атмосферных
1. Пластовые и добываемые флюиды...
47
разгонок до 200 °С; затем проводится 2–4 разгонки смешанно­
го атмосферного остатка при среднем вакууме порядка 10 мм
рт. ст., в процессе которой отбираются фракции, выкипающие
до порядка 350 °С; после этого проводится одна разгонка
смешанного средневакуумного остатка при глубоком вакууме
порядка 1 мм рт. ст., при которой отбираются фракции, выки­
пающие до 450–500 °С);
• для повышения точности определения эквивалентных нор­
мальных температур кипения узких фракций, отбираемых в
процессе вакуумных разгонок, установка фракционирования
оборудована вакууметром повышенной точности с порогом
чувствительности не ниже 0.1 мм рт. ст (вместо обычно ис­
пользуемого ртутного U-образного вакууметра);
• в процессе разгонок узкие фракции отбираются не по диапа­
зонам температур кипения (как обычно), а по массе (отбира­
ются узкие фракции, приблизительно равные по массе), в ре­
зультате чего достигается более равномерное распределение
компонентов продукта по отбираемым узким фракциям и,
соответственно, более строгая интерпретация эксперимен­
тальных данных.
Как уже упоминалось выше, для полноты описания компонен­
тно-фракционного состава необходимо определение ключевых
физико-химических свойств узких фракций (для индивидуальных
компонентов они являются справочными величинами). Кроме этого,
ввиду сложности процедуры исследований, важности получаемых
результатов и необходимости их комплексной увязки целесообразно
получить некоторую дополнительную информацию, весьма полез­
ную для оценки достоверности полученных данных.
Полная программа исследований псевдокомпонентов (узких
фракций) включают следующие процедуры:
• определение физико-химических свойств отобранных при
разгонке узких фракций и остатка перегонки: плотности,
вязкости, температуры застывания, показателя преломления,
компонентного состава по хроматографической методике де­
тального углеводородного анализа (DHA) или аналогичной
(для фракций, выкипающих при температурах до 180 °С)
и фракционного состава по Энглеру (для фракций, выкипа­
ющих при температурах от 180 до 400 °С);
48
Балансовые расчеты...
• хроматографическое определение компонентно-фракционно­
го состава отобранного при фракционной разгонке газа дебу­
танизации и компонентно-фракционного состава сжиженных
газов, собранных в ловушках с температурами –20 °С и 0 °С
в процессе фракционной разгонки.
Очень важным для обеспечения качества результатов является
проведение исследований без потерь растворенных газовых компо­
нентов и легких фракций. Как уже сказано выше — газонасыщенные
продукты, отобранные в контейнеры, вначале подвергают дегазации,
в процессе которой отбирают газ и СЖУ (с давлением насыщенных
паров ниже атмосферного). Для СЖУ и дегазированных НЖУ
определяются физико-химические свойства (плотность, вязкость,
температуры застывания, помутнения и др.), а также проводятся
фракционные разгонки. В процессе выполнения перечисленных
исследований (особенно легких продуктов) весьма вероятны потери
легких фракций и, соответственно, искажения измеряемых величин.
Поэтому для адекватности результатов исследований необходима
разработка специальных мероприятий. Например, для легких про­
дуктов с повышенным давлением насыщенных паров плотность и
вязкость следует определять при пониженных температурах (0 °С
и ниже). При фракционных разгонках с целью получения кривых
ИТК собираются газы дебутанизации и, кроме этого, сжиженные
газы в ловушки с температурами около –20 °С и 0 °С. Аналогичные
проблемы (искажения составов из‑за потерь легких компонентов)
возникают и при исследованиях узких фракций, выделенных из про­
дуктов при их фракционировании. Конкретные методические рецеп­
ты на все возможные варианты дать сложно. В любом случае перед
проведением исследований необходимо детально проанализировать
тип отобранных проб и составить программу работ, обеспечивающих
адекватность получаемых результатов.
Также перед проведением исследований необходимо, по возмож­
ности, проконтролировать представительность пробы. Такой контроль
достаточно легко осуществляется для проб НЖУ, отобранных в кон­
тейнеры. Для этого перед проведением разгазирования определяется
«давление открытия контейнера», которое практически равно давле­
нию насыщенных паров пробы НЖУ при температуре контейнера.
С этой целью к контейнеру с помощью предельно короткой трубки
(а лучше, специального переходника с минимально возможным внут­
1. Пластовые и добываемые флюиды...
49
ренним объемом) подсоединяется манометр, с помощью термостата
контейнер доводят до температуры отбора пробы и открывают вентиль,
соединяющий содержимое контейнера с манометром. Если проба пред­
ставительна (потерь легких углеводородов не произошло), давление на
манометре должно быть практически равно давлению отбора пробы.
Если давление на манометре значительно ниже давления отбора, это
свидетельствует о потере части (наиболее легкой) пробы и искажении
ее состава — в этом случае решается вопрос о представительности про­
бы и целесообразности ее исследований. Если температуру контейнера
невозможно довести до температуры отбора (например, при отборе
проб из низкотемпературных сепараторов, работающих при –30 °С и
ниже), замер давления проводят при температуре, наиболее близкой
к температуре отбора, а затем пересчитывают полученное давление на
температуру отбора по специально выведенным для такого рода про­
дуктов зависимостям давления от температуры.
После проведения исследований выполняется весьма важный
этап работы — обработка результатов исследований с контролем их
достоверности.
Обработка полученных экспериментальных данных по компо­
нентно-фракционным составам и физико-химическим свойствам
отобранных продуктов и физико-химическим свойствам их узких
фракций выполняется по методике, включающей следующие основ­
ные операции:
• проверку схождения материальных балансов разгазирования
и фракционирования проб и составление полного матери­
ально-компонентного баланса разделения пробы продукта на
компоненты и узкие фракции (включая каскадные разгонки,
если они выполнялись);
• объединение и перераспределение компонентов и узких фрак­
ций между граничными продуктами разгазирования и фрак­
ционирования (газами дегазации, дебутанизации, сжижен­
ными газами из ловушек и легкими фракциями атмосферной
разгонки), конечными фракциями атмосферной разгонки и
первыми фракциями средневакуумной разгонки, конечными
фракциями средневакуумной разгонки и первыми фракциями
глубоковакуумной разгонки);
• расчетное разделение остатка перегонки на 10‑градусные
фракции путем экстраполяции кривой разгонки при ус­
50
Балансовые расчеты...
ловиях сохранения монотонности и плавности изменения
угла наклона кривой распределения масс узких фракций по
их средним температурам кипения и сохранения монотон­
ности зависимости плотности узких фракций от их средней
температуры кипения, а также при дополнительном усло­
вии — плотность остатка перегонки, рассчитанная по экс­
траполированному фракционному составу и экстраполи­
рованным плотностям 10‑градусных фракций должна быть
равна экспериментально определенной плотности остатка
перегонки;
• расчет компонентно-фракционного состава пробы НЖУ по
методике ММ 51‑00159093‑004‑04, включая экстраполи­
рованные фракции остатка перегонки, на базе составления
материально-компонентного баланса разгазирования пробы с
использованием полученных при хроматографическом анали­
зе КФС газа дегазации и СЖУ;
• определение плотности, молекулярной массы, вязкости и тем­
пературы застывания узких фракций, входящих в унифици­
рованный компонентно-фракционный состав продукта, путем
преобразования экспериментально найденных зависимостей
перечисленных показателей от температур кипения фрак­
ций — при этом молекулярные массы экспериментально не
определяются, а рассчитываются по найденным в ООО «Тю­
менНИИгипрогаз» зависимостям плотности узких фракций
от их температуры кипения и молекулярной массы.
Первоначальная проверка достоверности полученных экспери­
ментальных данных в общем случае включает следующие операции
и ограничения:
• экспериментально определенные плотности узких фракций не
должны выходить за граничные кривые зависимости плотно­
сти от температуры кипения (нижняя граница соответствует
зависимости плотности от температуры кипения для нормаль­
ных углеводородов метанового ряда, верхняя граница — ана­
логичной зависимости для ароматических углеводородов);
• при возникновении сомнений в качестве разгонки проверяет­
ся соответствие номинальных пределов кипения узких фрак­
ций (зафиксированных при их отборе в процессе разгонки)
с фактическим распределением их массы по температурам
1. Пластовые и добываемые флюиды...
51
кипения (определяемым путем хроматографического анализа
или разгонки, по Энглеру).
Более детальный анализ достоверности исследований проводится
с использованием расчетных методов. Суть этой процедуры заключа­
ется в сравнении непосредственно измеренного физико-химического
свойства продукта (например, плотности) с тем же свойством, рассчи­
танным по найденному компонентно-фракционному составу продукта
и свойствам его узких фракций (подробно о методах расчета физикохимических характеристик углеводородных потоков по их КФС в раз­
деле 1.8). Если исследования узких фракций испытуемого продукта не
проводились, физико-химические свойства узких фракций принима­
ются усредненными для данного типа залежи (подробно о свойствах уз­
ких фракций в зависимости от происхождения углеводородного сырья
в разделе 1.7). В случае приемлемого совпадения экспериментальных и
рассчитанных значений в пределах погрешности измерений результа­
ты исследований пробы можно признать достоверными.
Как правило, при удовлетворительном результате достаточно та­
кой проверки по плотности. Для стабильных конденсатов плотность
с достаточной точностью рассчитывается по правилу аддитивности
(см. раздел 1.8). Если в процессе проведения исследования была
экспериментально определена плотность НЖУ с помощью плот­
номера вибрационного типа, она также сравнивается с плотностью,
рассчитанной по КФС. Для расчета плотности НЖУ используется
разработанная в ООО «ТюменНИИгипрогаз» уточненная методи­
ка — СТО Газпром РД 5.1‑2005.
Для более жесткого контроля достоверности результатов измере­
ний по компонентно-фракционному составу и физико-химическим
свойствам узких фракций дополнительно рассчитываются другие
характеристики стабильных жидких углеводородов — вязкость,
температуры застывания (см. раздел 1.8), которые сравниваются
с результатами экспериментальных измерений.
Совпадение рассчитанных и измеренных показателей свидетель­
ствует о хорошем качестве измерений. В противном случае может
быть поставлен вопрос о недостоверности результатов исследований
данной пробы и нецелесообразности их дальнейшего использова­
ния. При отрицательном заключении о достоверности каких‑либо
экспериментальных данных они отбраковываются, а исследования
повторяются.
52
Балансовые расчеты...
1.6. Моделирование компонентно-фракционных составов
пластовых и добываемых газоконденсатных флюидов
в динамике разработки месторождений
Наряду с экспериментальным определением компонентно-фракци­
онного состава пластового и добываемого флюида на начальный или
текущий момент разработки (усовершенствованная методология ко­
торого описана в предыдущем разделе), для расчета балансов на пер­
спективу при проектировании и планировании необходимо получить
достоверный прогноз изменения компонентно-фракционного состава
добываемого флюида в динамике разработки по мере снижения плас­
тового давления. Изменение компонентно-фракционного состава
добываемого флюида, как было показано в разделе 1.3, происходит
в результате ретроградных явлений (вначале конденсации наиболее
тяжелых фракций флюида в пласте, а на завершающей стадии разра­
ботки — испарения ранее сконденсировавшейся жидкости).
Работа по подготовке состава начального пластового флюида и
прогноза его изменения входит в компетенцию подразделений по
разработке месторождений научно-исследовательских и производс­
твенных организаций. Однако, как показано в начале раздела 1.5,
получаемый по традиционной методологии начальный состав плас­
тового флюида не вполне корректен, и достоверность проектной
динамики изменения составов также вызывает большие сомнения.
Особенно существенное значение в этой связи имеет тот факт, что в
составах добываемого УВС, получаемых по традиционной методике,
тяжелые остаточные фракции не исследуются и не интерпретиру­
ются. В то же время для достоверного прогноза процессов ретрог­
радной конденсации именно детальное описание наиболее тяжелых
фракций газоконденсатного флюида имеет определяющее значение.
Причем, как это ни парадоксально на первый взгляд, детальное опи­
сание наиболее тяжелой части газоконденсатного флюида гораздо
важнее именно для прогноза состава добываемого УВС, чем для
расчетов балансов его переработки. В последнем случае вполне до­
пустимо представление остаточных фракций единым псевдокомпо­
нентом, например, фракцией свыше 450, 400 или даже 350 °С. А вот
при прогнозе изменения состава добываемого газоконденсатного
флюида такое допущение приведет к значительным ошибкам. По­
этому в принятом для прогноза начальном составе пластового флю­
1. Пластовые и добываемые флюиды...
53
ида его наиболее тяжелая часть также должна быть представлена
10-градусными фракциями.
В последние три года в ООО «ТюменНИИгипрогаз» налажена
работа по определению полных компонентно-фракционных соста­
вов начальных пластовых газоконденсатных флюидов и прогноза их
изменения в динамике разработки месторождений. Используемая
экспериментальная методология полностью соответствует изложен­
ной в предыдущем разделе, соответственно прогноз КФС в динами­
ке разработки также представляется вполне корректным.
Однако подобные составы пластовых и добываемых флюидов
представлены далеко не во всех проектах разработки — в большин­
стве проектов составы приводятся в традиционной форме с ошиб­
ками, подробно описанными в предыдущем разделе. Особенно это
касается действующих в настоящее время месторождений. Пред­
ставляется маловероятным, что в ближайшее время в проекты разра­
ботки всех месторождений будут включены полные КФС, поскольку
изложенная в предыдущем разделе экспериментальная методология
освоена только в ООО «ТюменНИИгипрогаз». Поэтому у подраз­
делений разработки других организаций для получения состава в
такой форме просто нет достоверных исходных данных.
Необходимо также иметь в виду, что начальный пластовый состав
газоконденсатного флюида определяется по результатам исследова­
ний ограниченного количества скважин, флюиды которых вполне
могут не полностью соответствовать совокупному добываемому на
месторождении флюиду, получаемому из всего фонда эксплуатаци­
онных скважин. Поэтому, даже если начальный состав добываемого
сырья и первоначальный прогноз динамики его изменения будет вы­
полнен подразделениями по разработке предельно корректно, после
ввода месторождения в эксплуатацию с большой долей вероятности
возникнет необходимость коррекции этой информации. Однако
подразделения разработки такой коррекцией занимаются только
при разработке корректив проекта разработки, до выполнения кото­
рой может пройти достаточно продолжительный период. Кроме это­
го, при выполнении корректив разработки учитываются отчетные
показатели, из которых важнейшим является потенциальное содер­
жание углеводородов С5+. Однако показатели эти для действующих
месторождений по сложившейся на настоящий момент практике
определяются опять же по результатам исследований ограниченного
54
Балансовые расчеты...
фонда скважин, а не на базе материально-компонентного баланса
промысловой подготовки совокупного добываемого флюида (что
было бы наиболее правильным, однако такая работа пока нигде не
проводится). По этим причинам в коррективах проектов разработки
составы добываемых флюидов, даже подготовленные на базе самой
современной методологии, могут с большой долей вероятности
оказаться не адекватными истинному совокупному добываемому на
месторождении сырью и, соответственно, балансу его промысловой
подготовки.
Таким образом, несмотря на то, что во всех проектах разработ­
ки и коррективах проектов разработки в обязательном порядке
приводятся составы добываемых флюидов в динамике разработ­
ки месторождений (в новых проектах, разрабатываемых в ООО
«ТюменНИИгипрогаз», приводятся даже компонентно-фракци­
онные составы, полностью соответствующие изложенным выше
требованиям), их непосредственное использование для расчета
балансов промысловой подготовки добываемого сырья и балансов
последующей переработки конденсата может привести к сущест­
венным ошибкам. Поэтому в настоящее время задачу подготовки
адекватного компонентно-фракционного состава добываемого
УВС в динамике разработки месторождений необходимо взять на
себя технологам, непосредственно занимающимся балансовыми
расчетами, как говорится: «спасение утопающих дело рук самих
утопающих».
В связи с этим, для решения этой задачи в настоящем разделе
предлагается специально разработанная для занимающихся ба­
лансовыми расчетами технологов подготовки и переработки УВС
методика моделирования компонентно-фракционных составов до­
бываемого сырья в динамике разработки месторождений. Методика
базируется на обобщении и анализе всех имеющихся результатов
экспериментальных исследований добываемого сырья и продуктов
его промысловой подготовки, отчетных и проектных показателей
разработки месторождений и отчетных балансовых показателях
промысловой подготовки добываемого сырья — объема товарного
газа и массы выделенного конденсата.
Предлагаемая методика не претендует на «истину в первой
инстанции». Более того, многие использованные приемы требуют
проверки и уточнения — насколько адекватной окажется эта ме­
1. Пластовые и добываемые флюиды...
55
тодика, покажет время, когда прогнозные показатели можно будет
сравнить с фактическими. Однако эта методика наиболее прора­
ботана и увязана с промысловой технологией, и в настоящее время
другого подобного рода инструмента в распоряжении технологов
по подготовке и переработке УВС нет. Методика прошла успешные
«испытания» в ООО «ТюменНИИгипрогаз» и ООО «Газпромраз­
витие» — по ней создана расчетная модель в среде электронных
таблиц Microsoft Excel, с помощью которой сформирована прогноз­
ная газоконденсатная база месторождений Западной Сибири на
ближайшую перспективу.
Далее, в качестве отступления, хотелось бы обратить внимание
на использование термина «фактический». Этот термин очень
часто используется и на производстве, и в научно-исследователь­
ской работе. Как правило, под «фактом» понимают результаты
измерений, отчетные показатели. При этом понятие «факт» как‑то
подсознательно отождествляется с понятием «истина». Однако
необходимо понимать, что результаты измерений и отчетные по­
казатели истинными не являются. Они также имеют погрешности,
как и результаты расчетов, моделирования. Поэтому, используя
термин «фактические», мы в данной методике и в данной работе в
целом будем иметь в виду, что это не «истинные» значения, а значе­
ния параметров и показателей, полученные в результате измерений
и принятые для составления отчета. В результате этого, мы ставим
результаты измерений и расчетов «на одну полку», не считая «ис­
тинными» ни те, ни другие. Тогда вся разница между «фактом»
и расчетом заключается лишь в том, что измерения первичны, а
расчет строится на базе измерений. И еще разница между измере­
ниями и расчетом заключается в метрологической погрешности
измерений и расчетных методов, по которой они могут различаться
как в ту, так и другую сторону, но которую вообще‑то определить
проблематично, поскольку «истину» не знает никто. Отсюда впол­
не реальной является ситуация, когда точность расчета может быть
выше точности измерений. Поэтому, сравнивая «факт» и расчет,
нельзя заранее сказать, что даст более точный результат. И поэтому
нельзя говорить о точности расчета по сравнению с «фактом» как
с истиной, можно лишь говорить о расхождении между «фактом»
и расчетом, не отдавая при этом приоритет «факту». В противном
случае результатам моделирования совершенно незаслуженно
56
Балансовые расчеты...
присваивается «второй сорт», а «факт» (т. е. измерения) возвели­
чивается до «истины». Все изложенное в этом абзаце относится не
только к данному разделу, но и ко всем главам и разделам работы,
где идет речь о сопоставлении фактических данных и результатов
моделирования.
Перейдем к непосредственному изложению методики прогноза
КФС в динамике разработки газоконденсатных месторождений.
Она реализуется в четыре этапа.
На первом этапе производится обобщение и анализ результатов
экспериментальных исследований. В итоге этой работы подбирает­
ся наиболее достоверный для последующих расчетов «исходный»
КФС добываемого УВС на начальный (или определенный текущий)
год разработки месторождения.
На втором этапе производится уточнение принятого на первом
этапе «исходного» КФС с целью приведения его в соответствие с
проектным (или фактическим отчетным) потенциальным содержа­
нием углеводородов С5+ в добываемом УВС — одним из основных
показателей разработки газоконденсатных месторождений. При
необходимости на данном этапе моделирования проводится также
уточнение фактического отчетного (а иногда и проектного) потен­
циального содержания С5+ в добываемом УВС для приведения его
в соответствие с технологическими балансами промысловой подго­
товки.
На третьем этапе по уточненному на втором этапе КФС добывае­
мого сырья на начальный (или текущий) год разработки проводится
расчет массива КФС в зависимости от текущего пластового давле­
ния разработки. Расчет проводится по общепринятой для подобного
рода расчетов модели дифференциальной конденсации.
На четвертом, завершающем, этапе полученный с помощью мо­
дели дифференциальной конденсации массив КФС добываемого
сырья пересчитывается в массив КФС, увязанный с проектным
показателями по потенциальному содержанию углеводородов С5+
на каждый год разработки месторождения. Пересчет массива КФС
выполняется методом интерполяции по потенциальному содержа­
нию углеводородов С5+ в добываемом УВС.
Рассмотрим более подробно выполняемые процедуры по пере­
численным этапам определения и прогнозирования КФС добывае­
мого сырья.
1. Пластовые и добываемые флюиды...
57
1.6.1. Определение исходного компонентно-фракционного
состава УВС
Вначале проводится обобщение и анализ экспериментальных дан­
ных по КФС добываемого УВС. Для этого обобщаются все имеющи­
еся на данный момент результаты экспериментальных исследований
по КФС добываемого УВС и по КФС конденсатов (нестабильных и
стабильных). Проводится анализ экспериментальной информации и
выбор наиболее надежных экспериментальных данных для получе­
ния «исходного» КФС. Выбранные для анализа КФС отображаются
на графиках для КФС потоков в целом, а также для КФС углеводо­
родов группы С5+ и для фракционных составов ряда основных базо­
вых фракций: бензиновой (45–120 °С), керосиновой (120–240 °С),
дизельной (240–350 °С) и остаточной (свыше 350 °С). Типовые
КФС добываемого сырья Западно‑Сибирских месторождений и
примеры графического представления их полных составов и соста­
вов входящих в них фракций представлены в разделе 1.7. По резуль­
татам сравнительного анализа графиков для всех исследованных
потоков формируется «исходный» КФС для выполнения последу­
ющих расчетов.
Унифицировать процедуру получения «исходного» КФС не­
возможно в принципе. В каждом конкретном случае используются
собственные приемы. Поэтому работу по получению начального
состава должен проводить квалифицированный эксперт.
В случае полного отсутствия экспериментальных данных по
КФС группы углеводородов С5+ добываемого УВС или большого
сомнения в их надежности (что весьма нередко бывает при проекти­
ровании разработки новых месторождений, а особенно при оценке
КФС добываемого УВС на предпроектной стадии) можно КФС
группы углеводородов С5+ подобрать на базе аналогов (действу­
ющих месторождений). Для подбора такого КФС используется про­
цедура интерполяции специально собранного массива усредненных
и обобщенных экспериментальных данных по нормализованным
КФС группы углеводородов С5+ действующих газоконденсатных
месторождений Севера Тюменской области. Интерполяция прово­
дится по стандартной плотности группы углеводородов С5+, значе­
ния которой выведены для каждого входящего в массив КФС. При­
мер расчета искомого КФС группы углеводородов С5+ с помощью
интерполяции по плотности представлен в табл. 1.2 и на рис. 1.7.
58
Балансовые расчеты...
Таблица 1.2. Массив типичных компонентно-фракционных составов
группы углеводородов С5+ газоконденсатных и нефтегазоконденсатных
месторождений Западной Сибири для подбора аналога с помощью
интреполяции по плотности
Заданная
плотность
738,9
Изопентан
Норм.пентан
Фр. 45-60 °С
Фр. 60-70 °С
Фр. 70-80 °С
Фр. 80-90 °С
Фр. 90-100 °С
Фр. 100-110 °С
Фр. 110-120 °С
Фр. 120-130 °С
Фр. 130-140 °С
Фр. 140-150 °С
Фр. 150-160 °С
Фр. 160-170 °С
Фр. 170-180 °С
Фр. 180-190 °С
Фр. 190-200 °С
Фр. 200-210 °С
Фр. 210-220 °С
Фр. 220-230 °С
Фр. 230-240 °С
Фр. 240-250 °С
Фр. 250-260 °С
Фр. 260-270 °С
Фр. 270-280 °С
Фр. 280-290 °С
Фр. 290-300 °С
Фр. 300-310 °С
Фр. 310-320 °С
Фр. 320-330 °С
Фр. 330-340 °С
Фр. 340-350 °С
7,6153
5,9688
1,3098
7,9431
2,8262
3,7063
7,9055
9,2001
6,7337
4,2111
4,1585
2,7661
4,0705
3,3872
3,1853
2,1617
2,7351
1,7052
2,3641
1,4815
2,0748
1,3159
1,7751
1,3089
1,2927
1,1713
0,7060
0,9494
0,7428
0,4609
0,5427
0,4440
КФС типичных групп углеводородов С5+ с различной плотностью
647,0
33,9918
32,8338
2,8955
16,1261
3,4294
2,3790
4,4875
1,8701
1,0293
0,5074
0,2234
0,1464
0,0472
0,0213
0,0087
0,0031
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
710,3 723,8 732,0 736,5 739,9 740,3 748,4 748,5 776,3 829,7
11,9949
10,8970
1,6404
11,9679
3,9772
5,0898
9,9281
10,1726
8,0064
4,2511
4,5796
2,5789
3,3346
2,5580
1,8359
1,2837
1,3227
0,7745
0,9091
0,4852
0,6369
0,3221
0,3734
0,2319
0,2032
0,1501
0,0881
0,0947
0,0655
0,0428
0,0352
0,0303
10,0953
8,2912
1,3227
9,5149
2,8711
4,9898
8,6022
10,6160
8,6520
4,2443
4,9606
2,8982
3,6152
3,1608
2,3285
1,5775
1,9577
1,1341
1,5140
0,9195
1,2498
0,7226
0,9826
0,6490
0,7308
0,5227
0,3053
0,3972
0,2836
0,1846
0,1462
0,1326
7,5662
8,8636
1,4603
9,8869
3,1322
3,7712
8,8135
7,4783
6,8239
3,9559
4,3325
2,8752
3,8796
3,1899
2,7231
1,8740
2,3211
1,5384
1,9417
1,3006
1,6797
1,0590
1,3385
0,9743
0,9693
0,8395
0,6120
0,7096
0,5725
0,4418
0,3764
0,3522
7,2136
6,4259
1,3566
8,3424
2,8565
4,4393
7,9501
10,0142
8,5892
3,7191
5,6086
3,2025
3,4119
4,0265
1,8979
2,5071
2,0876
1,8341
1,9114
1,6267
1,7465
1,4644
1,4435
1,3022
1,0849
0,9427
0,6156
0,7191
0,4898
0,3014
0,2320
0,1792
5,8156
8,3365
1,3776
9,2901
2,9632
3,3242
8,6031
5,9909
6,1078
3,8705
4,1553
2,8500
4,2873
3,3524
3,0714
2,1626
2,7259
1,8409
2,4207
1,6412
2,1004
1,3710
1,7263
1,2857
1,2905
1,1221
0,8188
0,9882
0,7952
0,6056
0,5060
0,4802
7,7358
5,8372
1,3040
7,8552
2,8142
3,7271
7,8536
9,4398
6,7666
4,2281
4,1534
2,7574
4,0521
3,3851
3,1886
2,1589
2,7322
1,6949
2,3575
1,4701
2,0706
1,3108
1,7760
1,3088
1,2912
1,1730
0,6985
0,9458
0,7387
0,4525
0,5445
0,4412
5,4922
5,2786
1,1925
7,9340
2,8844
3,2170
7,8927
7,7688
6,1707
3,9166
4,4899
2,7409
4,4463
3,5307
3,2452
2,4551
2,8899
2,0811
2,6770
1,8118
2,3869
1,6398
1,9956
1,6163
1,5988
1,4134
1,0052
1,2533
0,9539
0,6981
0,7196
0,5871
5,8549
5,7473
1,1575
7,1678
2,1342
3,4885
7,2324
7,4250
6,6394
4,0285
4,7699
2,9741
4,3160
3,9678
3,1675
2,5199
2,9466
1,9678
2,6422
1,7903
2,3528
1,5675
2,0429
1,5788
1,4916
1,4002
0,8885
1,2109
0,9681
0,6082
0,7414
0,6151
4,7812
4,1924
0,7553
5,1148
1,3473
2,7549
4,6958
5,2913
5,8302
2,6886
4,0438
2,1711
2,8190
2,9550
1,9884
1,7143
2,4312
1,4971
2,1195
1,5191
2,2194
1,4621
2,2583
1,7160
1,8546
1,8379
1,2397
1,8199
1,5736
1,1789
1,5360
1,4711
1,2403
0,6379
0,3304
0,4221
0,9849
1,0451
2,5736
1,6830
1,5948
2,0324
1,9582
1,7360
1,6338
1,5832
1,5720
1,5856
1,5967
1,6124
1,6412
1,6765
1,7286
1,7758
1,8363
1,9147
2,0938
2,2956
2,5288
2,6724
2,8102
2,8774
2,9274
2,9711
59
1. Пластовые и добываемые флюиды...
Заданная
плотность
738,9
Фр. 350-360 °С
Фр. 360-370 °С
Фр. 370-380 °С
Фр. 380-390 °С
Фр. 390-400 °С
Фр. 400-410 °С
Фр. 410-420 °С
Фр. 420-430 °С
Фр. 430-440 °С
Фр. 440-450 °С
Фр. 450-460 °С
Фр. 460-470 °С
Фр. 470-480 °С
Фр. 480-490 °С
Фр. 490-500 °С
Фр. 500-510 °С
Фр. 510-520 °С
Фр. 520-530 °С
Фр. 530-540 °С
Фр. 540-550 °С
Фр. 550-560 °С
Фр. 560-570 °С
Фр. 570-580 °С
Фр. 580-590 °С
Фр. 590-600 °С
Фр. 600-610 °С
Фр. 610-620 °С
Фр. 620-630 °С
Фр. 630-640 °С
Фр. 640-650 °С
Фр. 650-660 °С
Фр. 660-670 °С
Фр. 670-680 °С
Фр. 680-690 °С
Фр. 690-700 °С
Свыше 700 °С
0,3638
0,2836
0,2202
0,1741
0,1412
0,1163
0,1006
0,0798
0,0706
0,0554
0,0447
0,0360
0,0281
0,0202
0,0147
0,0110
0,0080
0,0057
0,0039
0,0026
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
КФС типичных групп углеводородов С5+ с различной плотностью
647,0
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
710,3 723,8 732,0 736,5 739,9 740,3 748,4 748,5 776,3 829,7
0,0250
0,0215
0,0171
0,0152
0,0120
0,0097
0,0085
0,0067
0,0057
0,0046
0,0036
0,0029
0,0021
0,0015
0,0012
0,0008
0,0004
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,1005
0,0742
0,0566
0,0417
0,0324
0,0267
0,0219
0,0171
0,0138
0,0107
0,0083
0,0061
0,0049
0,0036
0,0026
0,0020
0,0014
0,0010
0,0008
0,0006
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,3074
0,2631
0,2243
0,2063
0,1828
0,1560
0,1509
0,1358
0,1266
0,1106
0,0956
0,0930
0,0806
0,0595
0,0476
0,0347
0,0255
0,0169
0,0110
0,0070
0,0048
0,0031
0,0019
0,0011
0,0007
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,1235
0,0824
0,0580
0,0432
0,0327
0,0261
0,0202
0,0161
0,0126
0,0100
0,0081
0,0065
0,0053
0,0040
0,0030
0,0022
0,0015
0,0010
0,0006
0,0004
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,4123
0,3490
0,2788
0,2558
0,2209
0,1856
0,1571
0,1345
0,1132
0,0943
0,1055
0,0946
0,0794
0,0637
0,0532
0,0392
0,0305
0,0201
0,0132
0,0085
0,0057
0,0037
0,0023
0,0013
0,0008
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,3605
0,2795
0,2167
0,1698
0,1371
0,1128
0,0977
0,0771
0,0684
0,0535
0,0423
0,0338
0,0263
0,0188
0,0135
0,0102
0,0074
0,0053
0,0036
0,0025
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,4819
0,3822
0,2926
0,2231
0,1654
0,1153
0,0874
0,0657
0,0496
0,0378
0,0289
0,0222
0,0170
0,0129
0,0098
0,0072
0,0057
0,0041
0,0031
0,0021
0,0016
0,0010
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,5193
0,4254
0,3411
0,2717
0,2167
0,1726
0,1379
0,1110
0,0889
0,0716
0,0571
0,0463
0,0385
0,0292
0,0232
0,0177
0,0120
0,0072
0,0040
0,0022
0,0013
0,0008
0,0005
0,0003
0,0002
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
1,4125
1,3504
1,2099
1,1672
1,1374
1,1356
1,0599
0,9741
0,9694
0,9060
0,7964
0,7621
0,7029
0,6165
0,5608
0,5147
0,4661
0,4176
0,3788
0,3400
0,3108
0,2720
0,2428
0,2234
0,1943
0,1749
0,1553
0,1376
0,1199
0,1044
0,0902
0,0748
0,0617
0,0474
0,0343
0,0000
2,9801
2,9614
2,8888
2,7927
2,7064
2,6155
2,4999
2,3850
2,2592
2,1142
1,9647
1,7723
1,5751
1,4295
1,2034
1,0002
0,8521
0,7489
0,6687
0,6016
0,5437
0,4926
0,4463
0,4041
0,3657
0,3310
0,2993
0,2703
0,2437
0,2191
0,1968
0,1761
0,1571
0,1395
0,1230
0,0000
0,0001
0,001
0,01
0,1
1
0
300
400
739,9
776,3
Выбранный
Температуры кипения, °С
736,5
748,4
200
740,3
732,0
100
748,5
710,3
647,0
723,8
500
600
700
Рис. 1.7. Типичные компонентно-фракционные составы жидкой части (углеводородов С5+) добываемых флюи­
дов газоконденсатных и нефтяных оторочек с различной плотностью С5+, кг/м3
Содержание компонентов и фракций, % масс
10
60
Балансовые расчеты...
1. Пластовые и добываемые флюиды...
61
Выбранный (по заданной плотности) КФС группы углеводоро­
дов С5+ «состыковывается» с компонентным составом (С1 — nC4) до­
бываемого флюида, представленным в проектных показателях раз­
работки. При подборе аналогов можно ориентироваться на любую
дополнительную информацию проекта разработки, например, на
молекулярную массу начального пластового флюида. В этом случае
подбирается такое значение плотности группы углеводородов С5+,
при котором молекулярная масса, рассчитанная по скомпилирован­
ному КФС пластового флюида, равна ее проектному значению. Под­
робно расчеты физико-химических характеристик УВС и продуктов
его подготовки и переработки изложены в разделе 1.8.
При отсутствии данных даже по компонентному составу добыва­
емого сырья (в том случае, если не данных по проекту разработки,
либо он еще не выполнялся) «исходный» КФС добываемого флю­
ида для первоначальной оценки также может быть принят на базе
аналогов. Для подбора КФС используется процедура интерполяции
специально собранного массива усредненных и обобщенных экспе­
риментальных данных по КФС добываемых флюидов действующих
газоконденсатных месторождений севера Тюменской области. Ин­
терполяция проводится по потенциальному содержанию углево­
дородов С5+, значения которой выведены для каждого входящего
в массив КФС. Типовые КФС газоконденсатных флюидов Запад­
но‑Сибирских месторождений, используемые для интерполяции
в этом случае, представлены в разделе 1.7.
Следует отметить, что несмотря на кажущуюся неопределен­
ность, прогнозирование КФС добываемого сырья на основе аналогов
позволяет получить достаточно качественную (на начальном этапе)
информацию, поскольку базируется на многолетнем статистически
достоверном экспериментальном материале.
1.6.2. Уточнение компонентно-фракционного состава УВС
по потенциалу С5+
Необходимость уточнения «исходного» КФС заключается в том,
что на стадии обработки экспериментальных данных, как правило,
невозможно смоделировать КФС, строго соответствующий проект­
ному (или фактическому отчетному) потенциальному содержанию
группы углеводородов С5+, которое является одним из основных
показателей разработки газоконденсатных месторождений. Этот
62
Балансовые расчеты...
показатель также во многом определяет и баланс промысловой под­
готовки добываемого УВС, что еще раз подтверждает необходимость
увязки КФС добываемого сырья с проектным (или фактическим)
потенциалом С5+.
Расхождение рассчитанного по «исходному» КФС потенциала
С5+ с проектным, или фактическим (точнее, отчетным) объясня­
ется следующими причинами. «Исходные» КФС, как показано в
предыдущем разделе, моделируются по результатам отдельных или
периодически повторяющихся экспериментальных исследований,
которые статистически достоверными не являются. Проектные
потенциалы С 5+ определяются в результате моделирования раз­
работки месторождения, которое базируется не только на экспе­
риментальных данных по КФС пластового флюида, но и на ряде
других параметров (причем, как правило, для нескольких объектов
разработки). Фактический (отчетный) потенциал С5+ определяет­
ся на базе интегральных постоянно измеряемых (хотя и не всегда
корректно) показателей. Таким образом, определение «исходного»
КФС и проектного или фактического потенциала С5+ в добываемом
УВС производится на различной основе, следствием чего и является
их некоторое несоответствие.
Основой для коррекции «исходного» КФС является следующее
положение. В процессе технологических расчетов систем промысло­
вой подготовки было установлено и многократно подтверждено, что
если КФС добываемого УВС определяется рекомбинацией экспе­
риментально найденных КФС газа и конденсата первой ступени се­
парации, то в зависимости от заданного соотношения их масс изме­
няется рассчитанный КФС добываемого УВС и выходы продуктов
сепарации. Однако при этом расчетные КФС продуктов сепарации
остаются практически постоянными независимо от принятого при
рекомбинации соотношения масс газа и конденсата. Следовательно,
на базе одних и тех же экспериментальных данных по КФС газа и
конденсата из замерного сепаратора можно получить различные
КФС добываемого флюида (соответственно, с различным потен­
циалом С5+) в зависимости от того, насколько корректно измерено
соотношение расходов газа и конденсата из замерного сепаратора
при исследованиях скважины на газоконденсатность. При этом
любой полученный таким способом КФС добываемого сырья будет
вполне корректным по отношению к экспериментальным данным по
1. Пластовые и добываемые флюиды...
63
КФС газа и конденсата, т. е. для любого рекомбинированного КФС
продукции скважины расчетные КФС продуктов сепарации (при
постоянных термодинамических параметрах, естественно) будут
практически постоянными.
Исходя из изложенного, обычно имеющее место несоответствие
«исходного» КФС добываемого сырья проектному или фактиче­
скому потенциалу С5+ вполне допустимо условно отнести на неточ­
ность определения соотношения продуктов сепарации при исследо­
ваниях скважин или обследованиях газоконденсатного промысла,
результаты которых использованы при определении «исходного»
КФС (об обследованиях газоконденсатного промысла подробно из­
ложено в главе 3). Следовательно, изменив это соотношение, можно
скорректировать «исходный» КФС таким образом, что рассчитан­
ный по нему потенциал С5+ будет строго соответствовать проектно­
му (фактическому). Именно эту процедуру и рекомендуется исполь­
зовать с целью приведения «исходного» КФС в строгое соответствие
с проектным (фактическим) потенциалом С5+.
Уточнение принятого на первом этапе «исходного» КФС про­
водится следующим образом. Рассчитываются КФС газа и неста­
бильного конденсата (НК) при сепарации «исходного» добываемого
флюида. Расчет выполняется по модели сепарации при заданных
давлении и температуре, приближенных к условиям проведения
газоконденсатных исследований на скважинах. После этого снова
рассчитывается КФС добываемого флюида, но уже путем рекомби­
нации вычисленных по модели сепарации КФС газа и конденсата.
При этом подбираются такие выходы продуктов сепарации, чтобы
потенциал С5+ в рекомбинированном КФС добываемого флюида
был равен его заданному значению. Заданное значение принима­
ется равным проектному потенциалу С5+ или фактическому (если
месторождение уже эксплуатируется). При наличии и проектных, и
фактических потенциалов приоритет выбора отдается фактическим
(отчетным) показателям. Подбор выхода при рекомбинации осу­
ществляется для одного из продуктов, выход второго определяется
как 100 минус выход первого.
Полученный в результате такой процедуры КФС добываемого
флюида строго соответствует по потенциальному содержанию С5+
проектным или отчетным показателям разработки и может исполь­
зоваться для дальнейших расчетов.
64
Балансовые расчеты...
1.6.3. Увязка потенциала С5+ с технологическими
балансами
Для действующих месторождений проводится также коррекция
отчетного потенциала С 5+ в добываемом УВС для его увязки с
балансами промысловой технологии. Целесообразность (а иногда
и необходимость) такой коррекции вызвана несовершенством ис­
пользуемых при контроле за разработкой месторождений методов
определения потенциального содержания углеводородов С 5+ в
добытом УВС. Строго говоря, достаточно корректно эта величина
может быть определена только в результате составления материаль­
но-компонентного баланса промысловой подготовки добытого УВС,
однако подобного рода расчеты до настоящего времени не проводят­
ся из‑за отсутствия необходимого измерительного оборудования,
методик и моделей. Поэтому потенциальное содержание С 5+ при
анализе разработки месторождения рассчитывается упрощенными
методами исходя из фактического соотношения объемов промысло­
вой продукции (товарного газа и конденсата) или выделенной при
исследованиях на газоконденсатность продукции скважин (газа и
конденсата). При этом для упрощения расчетов содержание группы
углеводородов С5+ нередко подменяется содержанием стабильного
конденсата. Такая подмена в общем случае не корректна, поскольку
жидкие углеводороды С5+ не полностью переходят в стабильный
конденсат (частично остаются в газовых потоках), а газообразные
углеводороды (С1–С4) в то же время частично растворяются в ста­
бильном конденсате. При этом распределение углеводородов между
газами и стабильным конденсатом в значительной степени зависит
от режимов выделения и стабилизации конденсата, поэтому и ошиб­
ка определения потенциала С5+ при приравнивании его выходу ста­
бильного конденсата также существенно зависит от режима выделе­
ния и стабилизации конденсата. Теоретически возможно подобрать
режим выделения и стабилизации конденсата, при котором масса
потерянных с газами углеводородов С5+ будет равна массе раство­
ренных в стабильном конденсате углеводородов С1–С4, в результате
чего потенциал С5+ будет строго эквивалентен выходу стабильного
конденсата. Однако определить соответствующий этому условию
режим выделения и стабилизации конденсата невозможно без экс­
периментального определения КФС добываемого УВС и детальных
расчетных исследований происходящих фазовых переходов. Поэто­
1. Пластовые и добываемые флюиды...
65
му подмена потенциального содержания С5+ выходом стабильного
конденсата за крайне редким исключением приводит к ошибке
определения потенциала С5+, причем уровень ошибки определить
практически невозможно.
По вышеизложенным причинам, отчетное значение потенци­
ального содержания углеводородов С 5+ в добытом УВС может в
некоторой степени не соответствовать технологическим балансам
его промысловой подготовки. В случае такого несоответствия рас­
четы балансов промысловой подготовки добываемого флюида по
его КФС, увязанному на предыдущем шаге с отчетным потенциалом
С5+, будут не вполне адекватными реальным выходам товарного
газа и конденсата. Поскольку целью прогноза КФС добываемого
флюида являются балансовые расчеты, а не показатели разработки,
и выполняется коррекция отчетного потенциала С5+ в добываемом
УВС с целью его увязки с технологическими балансами промысло­
вой подготовки.
Коррекция отчетного потенциала С5+ в добываемом УВС про­
изводится путем ввода поправки (в процентах) к потенциалу, при­
нятому в отчетах по контролю за разработкой месторождения.
Может вводиться собственное значение поправки для каждого года
разработки. Процедура коррекции потенциала С5+ является итера­
ционной и выполняется с помощью расчета баланса промысловой
подготовки добываемого УВС по адаптированной на расчетный год
модели соответствующего газоконденсатного промысла.
Основной смысл расчета баланса промысловой подготовки за­
ключается в определении выработки конденсата за отчетный период
при зафиксированном объеме товарного газа. Если полученная в
результате расчета балансовая выработка конденсата равна факти­
чески зафиксированной, полученный на предыдущем этапе уточнен­
ный КФС добываемого УВС можно использовать для дальнейших
расчетов. Если расчетная и фактически зафиксированная выработка
на промысле нестабильного (или деэтанизированного) конденсата
отличаются, вводится поправка (в процентах) к потенциалу С 5+,
принятому в отчетах по контролю за разработкой месторождения.
После этого повторяется вышеописанная (в предыдущем разделе)
процедура уточнения КФС добываемого УВС по скорректирован­
ному (путем ввода поправки) отчетному потенциалу С5+, и для ре­
комбинированного КФС повторяется расчет баланса промысловой
66
Балансовые расчеты...
подготовки добываемого УВС. Такие расчеты повторяются до тех
пор, пока не будет достигнуто равенство расчетной и фактически
зафиксированной выработки на промысле нестабильного (или де­
этанизированного) конденсата. При этом фиксируется подобранная
на последнем этапе расчета поправка (в процентах) к потенциалу,
принятому в отчетах по контролю за разработкой месторождения,
и, соответственно, скорректированный потенциал С5+ в добываемом
УВС и увязанный с ним КФС добываемого сырья, который можно
использовать для последующего моделирования КФС флюида в ди­
намике разработки месторождения.
Вышеописанную процедуру можно использовать и для коррек­
ции проектного потенциала С5+ в добываемом УВС, если однознач­
но установлена (по результатам расчетных исследований) его неа­
декватность технологическим балансам промысловой подготовки.
1.6.4. Расчет компонентно-фракционного состава
добываемого сырья в динамике разработки месторождений
Итогом вышеизложенных процедур является получение сформи­
рованного на базе результатов экспериментальных исследований
и уточненного в процессе увязки с проектным (фактическим) по­
тенциальным содержанием углеводородов С 5+ (согласованным
с технологическими балансами промысловой подготовки) КФС
добываемого сырья на начальный (или текущий) год разработки
месторождения. Задачей следующего этапа моделирования является
получение массива КФС добываемого УВС в динамике разработки
месторождения. Для решения этой задачи обычно используется
модель дифференциальной конденсации пластового флюида, по
которой рассчитываются КФС отбираемого из пласта конденсат­
содержащего газа в зависимости от текущего пластового давления
разработки.
Расчет по модели дифференциальной конденсации является
итерационным и заключается в следующем. Начальный пластовый
флюид представляется помещенным в замкнутый резервуар пос­
тоянного объема при давлении и температуре, соответствующим
начальным пластовым условиям разрабатываемого месторождения.
При этом рассчитывается начальная масса (или число молей) флюи­
да, находящаяся при заданных давлении и температуре в заданном
объеме резервуара. Можно наоборот принять за основу массу (или
1. Пластовые и добываемые флюиды...
67
число молей) начального пластового флюида и при заданных плас­
товых условиях рассчитать объем резервуара, принципиального
значения не имеет. Затем рассчитывается фазовое равновесие в ре­
зервуаре-пласте, при котором определяется КФС равновесных газа
и жидкости. Задается количество отобранного из резервуара-пласта
равновесного газа, вычисляется снижение давления в резервуарепласте, которое при этом произошло, и рассчитывается КФС остав­
шегося в пласте флюида. Рассчитанные при этом КФС выведенного
из пласта газа (добытый флюид) и оставшегося в пласте флюида
фиксируются и соотносятся с рассчитанном пластовым давлением
на данном шаге расчета. После этого при пониженном в результате
отбора части газа пластовом давлении снова рассчитывается фазовое
равновесие с определением КФС газа и жидкости; задается количе­
ство отобранного из пласта равновесного газа; рассчитывается сни­
жение пластового давления и КФС оставшегося в пласте флюида;
фиксируются КФС газа и пластового флюида, которые соотносятся
с текущим пластовым давлением на данном шаге итераций. Такая
процедура повторяется многократно, причем чем меньше шаг (доля
отбираемого из пласта газа), тем точнее расчет. В результате расчета
определяются массивы КФС добываемого флюида (равновесного
газа) и оставшегося в пласте флюида на каждом шаге расчета для
каждого текущего пластового давления.
При таком расчете существует одна проблема — равновесное дав­
ление начального пластового флюида при пластовой температуре
далеко не всегда соответствует фактическому пластовому давлению
залежи. Причины этого могут быть разные — это и неравновесное
состояние флюида в пласте, и неточность определения начального
КФС пластового флюида, и несовершенство термодинамических
уравнений состояния (что действительно имеет место, особенно
при условиях, близких к критическим), и неточность определения
пластового давления и пластовой температуры. При этом первая
причина обычно исключается — принимается, что при начальных
пластовых условиях пластовый флюид является однофазным газом,
находящимся в состоянии термодинамического равновесия на верх­
ней ветви огибающей линии фазовой диаграммы (см. рис. 1.2).
В такой ситуации, если не принять специальные меры, расчетное
начало ретроградной конденсации в пласте не будет соответствовать
началу разработки, что приведет к искажению расчетной динами­
68
Балансовые расчеты...
ки КФС добываемого флюида — или в самом начале произойдет
«обвальное» облегчение КФС, или некоторое время КФС не будет
меняться. Поскольку истинная причина указанных отклонений пока
неизвестна, принимается очень простое решение — подгоняются
свойства входящих в состав пластового флюида узких фракций та­
ким образом, чтобы давление насыщенного пара пластового флюида
при пластовой температуре было равным фактическому пластовому
давлению. В качестве подгонных параметров используются обычно
критические параметры и ацентрический фактор входящих в состав
КФС узких фракций.
Ранее в ООО «ТюменНИИгипрогаз» прогноз КФС добываемо­
го сырья в динамике разработки месторождения для выполнения
балансовых расчетов проводился непосредственно по модели диф­
ференциальной конденсации. При этом осуществлялась связанная
через уравнение Эдминстера «подгонка» критических параметров
и ацентрического фактора узких фракций пластового флюида с
целью приведения расчетного давления насыщения пластового
флюида (при пластовой температуре) в соответствии с фактическим
пластовым давлением. По опыту работы ООО «ТюменНИИгипро­
газ», расчетное давление насыщения углеводородного пластового
флюида обычно оказывалось значительно ниже (на десятки атмо­
сфер) пластового давления залежи. В результате выполнения такой
«подгонки» добивались искомого совпадения расчетного давления
насыщения пластового флюида пластовому давлению, после чего
по модели дифференциальной конденсации рассчитывали массив
КФС добываемого сырья в зависимости от изменения текущего
пластового давления по годам разработки.
По вышеизложенной методике ранее выполнялись прогнозные
расчеты КФС добываемого сырья ряда вновь вводимых газокон­
денсатных месторождений. Однако при попытке «восстановления»
начальных пластовых флюидов длительно разрабатываемых газо­
конденсатных месторождений была установлена некорректность
этого метода. «Восстановление» начальных пластовых флюидов
проводилось на базе аналогов (вновь введенных в разработку место­
рождений) с последующим расчетом КФС добываемого сырья в ди­
намике разработки по модели дифференциальной конденсации. При
этом было обнаружено, что облегчение расчетных КФС (снижение
содержания наиболее тяжелых фракций) происходит гораздо более
1. Пластовые и добываемые флюиды...
69
интенсивно, чем фактическое облегчение КФС добываемого сырья.
Причина этого, вероятно, состоит в том, что упрощенная (в целом по
месторождению) модель дифференциальной конденсации не вполне
адекватна гораздо более сложным процессам фазовых переходов
УВС, происходящим в процессе разработки месторождений, особен­
но многопластовых и многообъектных.
Кроме этого, в процессе расчетных исследований был обнару­
жен побочный эффект. Оказалось, что вышеописанная «подгонка»
критических параметров и ацентрического фактора углеводород­
ных фракций с целью приведения давления насыщения пластового
флюида в соответствии с пластовым давлением, приводит к гораздо
более резкому облегчению равновесной газовой фазы по мере сни­
жения пластового давления, чем такой же расчет без «подгонки».
Для иллюстрации этого «явления» на рис. 1.8 приведено сравнение
рассчитанных по модели дифференциальной конденсации КФС
ачимовского флюида. На этом графике линии, соответствующие
КФС, рассчитанным без подгонки давления насыщения под плас­
товое, более пологие, и по своей форме они ближе к форме линий,
отображающих экспериментальные КФС добываемого сырья дейс­
твующих месторождений. Даже для некоторых относительно новых
месторождений было отмечено, что рассчитанная по ранее использо­
ванной методике (с подгонкой давления насыщения) динамика из­
менения КФС не подтверждается на практике — фактическое облег­
чение КФС происходит существенно медленнее, нежели расчетное.
Таким образом, вышеописанная процедура «подгонки» давления
насыщения пластового флюида под пластовое давление представля­
ется некорректной, и не может дать адекватные результаты, посколь­
ку само фазовое равновесие в результате такой «подгонки» рассчи­
тывается неадекватно. Поэтому было принято решение отказаться
от непосредственного расчета КФС добываемого УВС в динамике
разработки по модели дифференциальной конденсации, а использо­
вать ее (без «подгонки» критических параметров и ацентрического
фактора) лишь для получения начального массива КФС с после­
дующим перерасчетом на базе проектной (или фактической — для
ретроспективных периодов) динамики потенциального содержания
углеводородов С5+ в добываемом УВС. Такой метод представляется
значительно более корректным, поскольку изменение потенциаль­
ного содержания С5+ в динамике разработки рассчитывается в на­
Содержание компонентов и 10-ти градусных фракций, % масс.
–70
130
230
330
250.9
200.0
430
170.0
140.0
351.5
308.6
Температуры кипения компонентов и узких фракций, С
30
351.5
308.6
530
250.9
200.0
630
170.0
140.0
730
Рис. 1.8. Расчетные компонентно-фракционные составы ачимовского флюида в динамике разработки в зави­
симости от текущего потенциала С5+. Толстыми линиями — составы по диффконденсации с подгонкой давле­
ния насыщения под пластовое
0,00001
–170
0,0001
0,001
0,01
0,1
1
10
100
70
Балансовые расчеты...
1. Пластовые и добываемые флюиды...
71
стоящее время, как правило, по детальным (уточненным) моделям
разработки в системе Eclipse, которые описывают реальное движе­
ние газовой и жидкой фаз в условиях пласта и их соотношение в
продукции добывающих скважин. К сожалению, непосредственный
расчет полного компонентно-фракционного состава продукции
скважин по таким моделям разработки невозможен, поскольку в них
используются двухкомпонентные («сухой газ» и «стабильный кон­
денсат») составы пластовых флюидов из‑за ресурсных ограничений
компьютеров.
Переработанная в этой связи методика расчета КФС добыва­
емого сырья в динамике разработки месторождений разделена на
два этапа. На первом этапе, как уже отмечено выше, проводится
расчет «исходного» массива КФС добываемого сырья (точнее, КФС
равновесной газовой фазы) в зависимости от изменения текущего
пластового давления разработки. На втором этапе, на базе рассчи­
танного массива КФС отводимой из пласта газовой фазы формиру­
ется новый массив — КФС добываемого сырья по годам разработки,
увязанных с проектной динамикой потенциального содержания
углеводородов С5+.
Выполняемый на первом этапе расчет исходного массива отво­
димой из пласта газовой фазы проводится по общепринятой модели
дифференциальной конденсации. В результате формируется «ис­
ходный» массив КФС отводимой из пласта газовой фазы по мере
снижения пластового давления. На основе этого массива выполняет­
ся второй этап расчетов — увязка КФС добываемого сырья с проект­
ными (прогнозируемыми) показателями разработки по потенциаль­
ному содержанию углеводородов С5+. Расчет проводится с помощью
интерполяции массива КФС отводимой из пласта газовой фазы по
проектным значениям потенциалов С5+ на каждый год разработки.
В результате этой процедуры для каждого года разработки рассчи­
тываются КФС добываемых флюидов, потенциальные содержания
С5+ в которых равны проектным значениям на соответствующие
годы разработки.
Как правило, выполнение процедуры интерполяции сложности
не представляет. Однако иногда может возникнуть ситуация, ког­
да минимум проектного потенциала С5+ оказывается ниже, чем по
результатам расчетов дифференциальной конденсации. Это может
произойти из‑за применения различных «исходных» КФС и различ­
72
Балансовые расчеты...
ных уравнений и методов расчета дифференциальной конденсации
при проектировании разработки и при выполнении излагаемой
здесь работы по обобщению экспериментальных данных и прогно­
зированию компонентно-фракционных составов добываемого флюи­
да. Такая ситуация характерна при использовании старых проект­
ных показателей, поскольку во многих старых проектах разработки,
как уже сказано, составы пластового флюида задавались в очень
сокращенной форме и со значительными ошибками вследствие не­
совершенных методик исследований и расчетов.
Если минимум проектного потенциала С5+ оказывается ниже, чем
по результатам расчетов дифференциальной конденсации, интерполя­
ция, естественно, не может быть выполнена. В этом случае проводится
коррекция проектных показателей с помощью их плавного согласован­
ного повышения в области, лежащей ниже значений, рассчитанных по
модели дифференциальной конденсации. Такая процедура выполняет­
ся путем ввода числовых поправок с контролем полученных скоррек­
тированных кривых на графике. Целью ее является доведения мини­
мального проектного потенциала С5+ до его минимального значения,
рассчитанного по модели дифференциальной конденсации. Только
после проведения такой процедуры и получения скорректированной
(в требуемой области) проектной динамики потенциалов С5+ выпол­
няется вышеописанная процедура интерполяции расчетного массива
КФС отбираемой из пласта газовой фазы для получения прогнозных
КФС добываемого флюида на каждый год разработки.
На этом прогнозный расчет КФС добываемого УВС в динамике
разработки завершается. Однако иногда может возникнуть необхо­
димость пересчета КФС при изменении темпов разработки место­
рождения (динамики отбора флюида). Как правило, в этом случае
необходимо пересчитывать показатели разработки месторождения,
однако оперативное выполнение этой работы не всегда возможно,
поэтому предлагается упрощенная процедура, основные положения
которой изложены ниже.
1.6.5. Пересчет компонентно-фракционных составов
добываемого флюида при коррекции темпа разработки
Как уже сказано, иногда при прогнозных расчетах возникает не­
обходимость определить КФС добываемого флюида в динамике
разработки месторождения при темпах отбора пластового флюида,
1. Пластовые и добываемые флюиды...
73
отличающегося от проектного. В таких случаях перед определени­
ем КФС необходимо скорректировать базовый (для расчета КФС)
показатель разработки — потенциальное содержание углеводородов
С5+ в добываемом УВС. Возможность такой коррекции (без перера­
ботки проекта разработки) базируется на следующих положениях.
Если представить газоконденсатную залежь как изолированный
резервуар с постоянным объемом, то зависимость термодинамиче­
ских параметров в пласте можно описать общеизвестным универ­
сальным уравнением газового состояния:
P × V = N × Z × R × T,
(1.1)
где P — текущее пластовое давление; V — объем газоконденсатной
залежи (постоянная величина); N — текущее количество киломолей
флюида, находящегося в пласте; Z — коэффициент сжимаемости
пластового флюида; R — универсальная газовая постоянная; T —
пластовая температура (также принимаем постоянной в процессе
разработки).
Преобразуем это уравнение в виде зависимости пластового дав­
ления от количества молей пластового флюида:
P/Z = N × [(R × T)/V].
(1.2)
В этом уравнении величина P/Z называется приведенным давле­
нием, а величина [(R × T) /V] является константой.
Представим текущее количество киломолей флюида (N) как раз­
ность начального количества киломолей пластового флюида (Nнач) и
количество киломолей, отобранное с начала разработки (n) — в этом
случае уравнение (1.2) приобретает следующий вид:
P/Z = (Nнач — n) × [(R × T)/V].
(1.3)
Для идеального газа, к которому с достаточной для практических
расчетов точностью можно отнести пластовый флюид при стандарт­
ных условиях (20 °С, 1кгс / см2), количество киломолей равно его
объему (ст. м 3), деленному на объем одного киломоля при стан­
дартных условиях (24.03 ст. м3 / кмоль). Преобразовав уравнение
(1.3) с учетом этих зависимостей, получим:
P/Z = [(Qнач / 24.03 — Q / 24.03)] × [(R × T)/V],
(1.4)
где Qнач — начальный объем пластового флюида (начальные запасы)
при стандартных условиях; Q — суммарный объем добытого с начала
разработки флюида при стандартных условиях.
74
Балансовые расчеты...
После несложных алгебраических преобразований уравнения
(1.4) получим базовую формулу для упрощенной коррекции дина­
мики пластового давления при изменении темпа отбора пластового
флюида относительно проектного:
P /Z = (Qнач × R × T) / (24.03 × V) — Q × (R × T) / (24.03 × V).
(1.5)
В этом уравнении переменными величинами являются только
P, Z и Q, остальные — константы. С учетом этого несложно предста­
вить, что уравнение (1.5) отображается на графике в координатах
(Q — ось абцисс) — (P/Z — ось ординат) прямой линией.
Эта линия на момент начала разработки при нулевом отборе
пластового флюида (правое слагаемое уравнения (1.5) равно нулю)
пересекает ось ординат в точке, соответствующей начальному плас­
товому давлению. При полном отборе всего находящегося в пласте
флюида (гипотетический отбор 100 % начальных запасов Q = Qнач)
линия пересекает ось абцисс в точке, соответствующей начальным
запасам пластового флюида.
Исходя из изложенного, если на базе проектных показателей раз­
работки (накопленного отбора пластового флюида и текущего плас­
тового давления) построить такую зависимость и аппроксимировать
ее уравнением, то затем по этому уравнению можно пересчитать
динамику пластового давления, изменяя отборы пластового флюида
по годам разработки.
В свою очередь, КФС добываемого сырья и, соответственно,
потенциальное содержание в нем углеводородов С5+, зависит прак­
тически только от текущего пластового давления разработки (при
постоянной температуре пласта), поскольку именно термодинами­
ческими параметрами (давлением и температурой) определяется
состояние фазового равновесия «жидкость–газ». Влиянием измене­
ния темпа отбора пластового флюида на гидродинамику пласта для
подобного рода расчетов можно пренебречь (это влияние заключа­
ется в том, что в результате значительного изменения отбора может
существенно измениться дренаж жидкой фазы на забой скважин
и, соответственно, ее вынос на устье скважин.
Таким образом, для пересчета динамики потенциального содер­
жания углеводородов С5+ в добываемом УВС необходимо вначале
построить зависимости приведенного пластового давления от на­
копленного отбора пластового флюида (в ст. м3) и потенциального
1. Пластовые и добываемые флюиды...
75
содержания углеводородов С5+ в добываемом УВС от текущего
пластового давления и аппроксимировать их уравнениями. После
этого с помощью полученных уравнений для измененных отборов
пластового флюида по годам разработки можно пересчитать пласто­
вые давления, а по пластовым давлениям — потенциалы С5+ в добы­
ваемом УВС.
Анализ вышеизложенных выкладок показал, что решение зада­
чи пересчета КФС может быть значительно упрощено без потери
точности. Основано это на том, что, как показано выше, существует
строгая зависимость потенциального содержания углеводородов С5+
в добываемом УВС от пластового давления и, в свою очередь, зависи­
мость пластового давления от суммарного отбора пластового флюи­
да. Соответственно, существует также и однозначная зависимость
потенциального содержания углеводородов С5+ от накопленного
отбора пластового флюида. Таким образом, все три показателя одно­
значно взаимосвязаны, поэтому можно одновременно пересчитать и
пластовое давление, и потенциальное содержание С5+, изменяя ди­
намику отбора пластового флюида. Причем весь пересчет можно вы­
полнить с помощью интерполяции на базе проектных показателей,
а именно: используя массив проектных показателей можно методом
интерполяции рассчитать пластовые давления и потенциалы С 5+
для измененных по годам отборов пластового флюида. Именно эта
упрощенная процедура и рекомендуется к использованию при необ­
ходимости оперативной коррекции показателей разработки с целью
пересчета КФС добываемых флюидов.
1.7. Типичные составы углеводородного сырья
газоконденсатных залежей и нефтяных оторочек.
Особенности фракционного состава газовых конденсатов
и прямогонных продуктов их переработки
Как уже неоднократно упоминалось выше, в ООО «ТюменНИ­
Игипрогаз» более десяти лет проводятся масштабные экспери­
ментальные исследования компонентно-фракционных составов и
физико-химических характеристик добываемого углеводородного
сырья газоконденсатных залежей и нефтяных оторочек всех дейс­
твующих и основных перспективных газоконденсатных и нефтега­
76
Балансовые расчеты...
зоконденсатных месторождений севера Тюменской области, а также
продуктов его промысловой подготовки и переработки. В данном
разделе представлены типичные компонентно-фракционные со­
ставы добываемого углеводородного сырья и физико-химические
характери­стики входящих в их состав узких фракций, полученные
в результате анализа, обобщения, усреднения и систематизации
огромного объема полученной в ООО «ТюменНИИгипрогаз» экс­
периментальной информации.
В таблице 1.3 представлены и на рисунке 1.9 проиллюстрирова­
ны КФС типичных добываемых газоконденсатных флюидов мес­
торождений севера Тюменской области. В таблицах и на графиках
все составы представлены в дифференциальной форме, т. е. в виде
содержания отдельных компонентов и узких 10-градусных фрак­
ций для различных газоконденсатных флюидов в зависимости от
потенциального содержания в них жидких углеводородов (С5+) в
г/ ст. м3 (поскольку пластовые флюиды находятся в газовой фазе,
потенциалы С5+ общепринято относить к единице их объема при
стандартных условиях). Приведенные значения потенциалов С 5+
охватывают весь исследованный диапазон газоконденсатных флю­
идов от наиболее тяжелых ачимовских до самых легких валанжин­
ских с потенциалом ниже 100 г / ст. м3. Для сравнения в табл. 1.3
и на рис. 1.9 представлен КФС типичного попутного нефтяного
газа (ПНГ), выделенного из нефти нефтяных оторочек северных
нефтегазоконденсатных месторождений. Относится этот КФС
к смеси газов, выделенных из «чистой» нефти на трех ступенях
сепарации при подготовке нефти по типовой схеме трехступен­
чатой сепарации. Понятие «чистой» в данном случае означает не
разбавленной конденсатом, что для разработки нефтяных оторо­
чек имеет принципиальное значение. В процессе эксплуатации
нефтяных скважин очень быстро (с течение нескольких месяцев)
образуется депрессионная воронка от смежного вышележащего га­
зоконденсатного пласта, поскольку газ в пористой среде двигается
быстрее жидкости. При этом в скважину начинает вместе с нефтью
поступать прорывающийся по депрессионной воронке газоконден­
сатный флюид, из которого при снижении давления и температуры
выпадает газовый конденсат, смешивающийся с нефтью, а его газо­
вая фаза смешивается с ПНГ. Естественно, это приводит к значи­
тельным изменениям компонентно-фракционных составов и самой
77
1. Пластовые и добываемые флюиды...
продукции скважин, и выделяющихся из нее при сепарации нефти
и газа. Поэтому термин «чистая» нефть здесь будет применяется и
далее в изложенном выше смысле.
Компоненты,
фракции
Температура
кипения, °С
Таблица 1.3. Обобщенные по результатам исследований компонентнофракционные составы ( % масс) типичных газоконденсатных флюидов
месторождений севера Тюменской области
Потенциальное содержание С5+, г/ст.м3
Ачимовка
355,0
Валанжин
241,4
205,3
188,1
166,9
ПНГ
92,6
Mетан
–161,5 47,7712 56,9350 51,8139 56,0484 64,2594 75,4227
Этан
–88,6 9,0134 6,5019 9,6882 13,8382 6,7667 6,2950
Пропан
–42,1 6,0710 6,6996 10,1805 5,8701 5,5474 3,8969
Изобутан
–11,7 2,3038 2,4485 3,0004 1,8288 2,5184 1,3057
H–бутан
–0,5
2,9233 2,8894 4,9522 2,7522 2,3923 1,5868
Изопентан
27,8
1,5260 1,3470 2,1479 1,2806 1,4323 0,8290
H–пентан
36,1
1,3381 1,2946 2,1845 1,2597 1,0808 0,7385
Фр. 45–60 °С
52,5
0,2411 0,2925 0,3572 0,2521 0,2414 0,1559
Фр. 60–70 °С
65
1,6325 1,9459 2,1656 1,5516 1,4544 0,9588
Фр. 70–80 °С
75
0,4300 0,7074 0,6544 0,4591 0,5211 0,3283
Фр. 80–90 °С
85
0,8793 0,7890 0,8146 0,7452 0,6901 0,5102
Фр. 90–100 °С
95
1,4988 1,9357 1,7658 1,5353 1,4542 0,9137
Фр. 100–110 °С 105
1,6889 1,9053 1,5715 1,5649 1,7479 1,1509
Фр. 110–120 °С 115
1,8609 1,5134 1,3726 1,3895 1,2529 0,9871
Фр. 120–130°C
125
0,8581 0,9606 0,7853 0,8369 0,7829 0,4274
Фр. 130–140°C
135
1,2907 1,1012 0,8956 0,9807 0,7690 0,6446
Фр. 140–150°C
145
0,6930 0,6722 0,5283 0,6055 0,5105 0,3681
Фр. 150–160°C
155
0,8997 1,0905 0,7982 0,8709 0,7503 0,3921
Фр. 160–170°C
165
0,9432 0,8659 0,6439 0,7904 0,6268 0,4628
Фр. 170–180°C
175
0,6346 0,7959 0,5325 0,6234 0,5904 0,2181
Фр. 180–190°C
185
0,5472 0,6021 0,3981 0,4886 0,3997 0,2881
Фр. 190–200°C
195
0,7760 0,7088 0,4422 0,5627 0,5059 0,2399
Фр. 200–210°C
205
0,4778 0,5104 0,2926 0,3695 0,3138 0,2108
Фр. 210–220°C
215
0,6765 0,6565 0,3625 0,4868 0,4365 0,2197
Фр. 220–230°C
225
0,4848 0,4444 0,2257 0,3227 0,2722 0,1870
80,9
30,5
72,4402 59,7404
7,5920 17,4436
5,6478 12,7160
1,9941 3,2404
2,4355 3,3712
1,1863 1,0581
1,0778 0,8077
0,1622 0,0958
1,1837 0,4608
0,3934 0,1481
0,5034 0,1738
0,9819 0,2202
1,0061 0,2304
0,7919 0,0977
0,4204 0,0659
0,4529 0,0430
0,2551 0,0289
0,3298 0,0200
0,2530 0,0133
0,1816 0,0087
0,1270 0,0057
0,1308 0,0038
0,0766 0,0025
0,0899 0,0016
0,0480 0,0010
78
Балансовые расчеты...
Продолжение таблицы 1.3
Фр. 230–240°C
Фр. 240–250°C
Фр. 250–260°C
Фр. 260–270°C
Фр. 270–280°C
Фр. 280–290°C
Фр. 290–300°C
Фр. 300–310°C
Фр. 310–320°C
Фр. 320–330°C
Фр. 330–340°C
Фр. 340–350°C
Фр. 350–360°C
Фр. 360–370°C
Фр. 370–380°C
Фр. 380–390°C
Фр. 390–400°C
Фр. 400–410°C
Фр. 410–420°C
Фр. 420–430°C
Фр. 430–440°C
Фр. 440–450°C
Фр. 450–460°C
Фр. 460–470°C
Фр. 470–480°C
Фр. 480–490°C
Фр. 490–500°C
Фр. 500–510°C
Фр. 510–520°C
Фр. 520–530°C
Фр. 530–540°C
Температура
кипения, °С
Компоненты,
фракции
Потенциальное содержание С5+, г/ст.м3
Ачимовка
355,0
241,4
205,3
188,1
166,9
92,6
80,9
30,5
235
245
255
265
275
285
295
305
315
325
335
345
355
365
375
385
395
405
415
425
435
445
455
465
475
485
495
505
515
525
535
0,7084
0,4667
0,7208
0,5477
0,5920
0,5866
0,3957
0,5809
0,5023
0,3763
0,4902
0,4695
0,4508
0,4310
0,3862
0,3725
0,3630
0,3625
0,3383
0,3109
0,3094
0,2892
0,2542
0,2432
0,2243
0,1968
0,1790
0,1643
0,1488
0,1333
0,1209
0,5854
0,4022
0,4894
0,3964
0,3921
0,3466
0,2465
0,3074
0,2339
0,1712
0,1765
0,1440
0,1182
0,0937
0,0718
0,0547
0,0406
0,0283
0,0214
0,0161
0,0122
0,0093
0,0071
0,0055
0,0042
0,0032
0,0024
0,0018
0,0014
0,0010
0,0007
0,2906
0,1750
0,2170
0,1504
0,1394
0,1179
0,0727
0,0695
0,0482
0,0353
0,0290
0,0215
0,0162
0,0119
0,0087
0,0064
0,0048
0,0036
0,0028
0,0021
0,0015
0,0010
0,4136
0,2681
0,3393
0,2536
0,2313
0,2096
0,1277
0,1826
0,1349
0,0868
0,0953
0,0831
0,0661
0,0505
0,0369
0,0296
0,0232
0,0175
0,0130
0,0101
0,0077
0,0060
0,3834
0,2427
0,3288
0,2423
0,2391
0,2172
0,1293
0,1751
0,1368
0,0838
0,1008
0,0817
0,0667
0,0518
0,0401
0,0314
0,0254
0,0209
0,0181
0,0143
0,0127
0,0099
0,0078
0,0063
0,0049
0,0035
0,0025
0,0019
0,0014
0,0010
0,0007
0,2007
0,1683
0,1659
0,1497
0,1247
0,1083
0,0707
0,0826
0,0563
0,0346
0,0267
0,0206
0,0142
0,0095
0,0067
0,0050
0,0038
0,0030
0,0023
0,0019
0,0015
0,0011
0,0009
0,0007
0,0006
0,0005
0,0003
0,0003
0,0002
0,0001
0,0001
0,0630
0,0319
0,0369
0,0229
0,0201
0,0148
0,0087
0,0094
0,0065
0,0042
0,0035
0,0030
0,0025
0,0021
0,0017
0,0015
0,0012
0,0010
0,0008
0,0007
0,0006
0,0005
0,0004
0,0003
0,0002
0,0002
0,0001
0,0001
0,0000
0,0006
0,0004
0,0002
0,0001
0,0001
0,0000
0,0000
0,0000
Валанжин
ПНГ
79
1. Пластовые и добываемые флюиды...
Фр. 540–550°C
Фр. 550–560°C
Фр. 560–570°C
Фр. 570–580°C
Фр. 580–590°C
Фр. 590–600°C
Температура
кипения, °С
Компоненты,
фракции
Потенциальное содержание С5+, г/ст.м3
Ачимовка
355,0
241,4
545
555
565
575
585
595
0,1085
0,0992
0,0868
0,0775
0,0713
0,0620
0,0005
0,0004
0,0002
Валанжин
205,3
188,1
166,9
ПНГ
92,6
80,9
30,5
0,0005 0,0000
Следует отметить, что в табл. 1.3 и на рис. 1.9 представлен не КФС
типичной «чистой» нефти нефтяных оторочек, а выделяющегося из
нее ПНГ специально, поскольку сравнивать в «одних координатах»
газообразное и жидкое сырье некорректно. Поэтому КФС «чистой»
нефти будет представлен ниже в сравнении с типичными газовыми
конденсатами.
Кроме общих КФС флюидов, представленных в табл. 1.3 и на
рис. 1.9, на рис. 1.10–1.15 отображена более детальная информация
для наилучшего представления о газоконденсатных флюидах и
ПНГ, в сравнении с ними. На рисунке 1.10 приведены КФС жидкой
части добываемых флюидов (С 5+). На рисунках 1.12–1.15 пред­
ставлены фракционные составы входящих в состав добываемых
флюидов базовых фракций, используемых для производства товар­
ных нефтепродуктов (бензинов, керосинов, дизельных топлив), и
тяжелой остаточной фракции. На рисунке 1.11 показано содержание
перечисленных базовых фракций, а также метан-этановой и пропанбутановой фракций в газоконденсатных флюидах. На всех графиках
линии валанжинских флюидов идентифицированы по потенциалам
С5+, а для флюидов ачимовских залежей и ПНГ непосредственно
отображено их наименование.
Использованный в предыдущем абзаце и на графиках термин
«фракционный состав» не совсем корректен относительно общепри­
нятого его значения. В традиционном смысле фракционный состав
выражает интегральную долю отгону фракций по мере повышения
температуры их кипения. Здесь фракционный состав является час­
тным случаем компонентно-фракционного состава и отображает в
дифференциальной форме содержание узких 10‑градусных фрак­
Содержание компонентов и 10-градусных фракций, % масс.
30
130
92,6
166,9
230
205,3
80,9
330
188,1
ПНГ
430
Температуры кипения компонентов и 10-градусных фракций, °С
–70
241,4
Ачимовка
530
630
Рис. 1.9. Компонентно-фракционные составы типичных газоконденсатных флюидов месторождений севера
Тюменской области с различными потенциалами С5+ (г / ст. м3)
–170
0,0001
0,001
0,01
0,1
1
10
100
80
Балансовые расчеты...
0,001
0
0,01
0,1
1
100
200
241,4
92,6
400
205,3
80,9
Температуры кипения, °С
300
Ачимовка
166,9
500
188,1
ПНГ
600
700
Рис. 1.10. Компонентно-фракционные составы типичных газоконденсатных флюидов месторождений севера
Тюменской области с различными потенциалами С5+ (г / ст. м3)
Содержание компонентов и фракций, % масс.
10
1. Пластовые и добываемые флюиды...
81
0,01
0,1
1
10
С1С2
iС5–120
120–240
Температуры кипения, °С
С3С4
188,1
80,9
Ачимовка
240–350
166,9
ПНГ
241,4
Свыше 350
92,6
205,3
Рис. 1.11. Содержание целевых фракций в типичных газоконденсатных флюидах месторождений севера Тю­
менской области c потенциалами С5+ (г / ст. м3)
Содержание фракций, % масс.
100
82
Балансовые расчеты...
Содержание 10-градусных фракций, % масс.
20
30
40
60
70
241,4
92,6
80
Температуры кипения, °С
50
Ачимовка
166,9
205,3
80,9
90
100
ПНГ
188,1
110
120
Рис. 1.12. Фракционные составы бензиновой фракции iC5–120 °С типичных газоконденсатных флюидов с
потенциалами С5+ (г / ст. м3)
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
1. Пластовые и добываемые флюиды...
83
0
120
2
4
6
8
10
12
14
16
18
140
Температуры кипения, °С
180
80,9
160
205,3
241,4
92,6
Ачимовка
166,9
200
ПНГ
188,1
220
240
Рис. 1.13. Фракционные составы керосиновой фракции 120–240 °С типичных газоконденсатных флюидов с
потенциалами С5+ (г / ст. м3)
Содержание 10-градусных фракций, % масс.
20
84
Балансовые расчеты...
2
240
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
260
300
166,9
92,6
Температуры кипения, °С
280
205,3
188,1
Ачимовка
241,4
320
80,9
340
360
Рис. 1.14. Фракционные составы дизельной фракции 240–350 °С типичных газоконденсатных флюидов с по­
тенциалами С5+ (г / ст. м3)
Содержание 10-градусных фракций, % масс.
24
1. Пластовые и добываемые флюиды...
85
0,1
350
1
10
450
92,6
166,9
80,9
205,3
500
188,1
550
Температуры кипения компонентов и узких фракций, °С
400
241,4
Ачимовка
600
Рис. 1.15. Фракционные составы остаточной фракции (свыше 350 °С) типичных газоконденсатных флюидов
с отенциалами С5+ (г / ст. м3)
Содержание 10-градусных фракций, % масс.
100
86
Балансовые расчеты...
1. Пластовые и добываемые флюиды...
87
ций, но без компонентов, которых в базовых и остаточных фракциях
нет. В дальнейшем при использовании термина «фракционный
состав» в подобного рода материалах будет подразумеваться именно
такая его трактовка.
На основании анализа графического материала можно отметить
довольно высокую степень подобия КФС добываемого сырья всех
газоконденсатных залежей. Очевидно, что отличаются добываемые
флюиды преимущественно содержанием и распределением углево­
дородов, выкипающих свыше 150 °С, которое зависит от типа залежи
и срока эксплуатации месторождения (степени его отработки). При
этом составы базовых фракций достаточно близки по составам, по
крайней мере, в них прослеживается весьма высокая степень подо­
бия распределения углеводородов по температурам кипения. При
этом ачимовские флюиды, имеющие наиболее тяжелый состав на
начальный период эксплуатации, принципиально не отличаются от
валанжинских — заметно лишь более пологое распределение угле­
водородов по температурам кипения как для флюида в целом, так
и для его жидкой части и для базовых и остаточной фракции. Впро­
чем, у валанжинских флюидов также можно отметить несколько
отличающееся распределение углеводородов по температурам кипе­
ния — чем более отработано месторождение, тем больше разница в
содержании легких и тяжелых фракций как в целом по флюиду, так
и в его отдельных частях. Это можно видеть на рис. 1.8, где наглядно
показано типичное изменение КФС газоконденсатного флюида в
динамике разработки месторождений. Несколько различается это
распределение и для начальных флюидов, что можно отнести к осо­
бенностям каждого конкретного месторождения при их общем подо­
бии, наглядно отмеченном на представленных графиках.
Из представленной гаммы флюидов попутный нефтяной газ
заметно выпадает, что вполне естественно, с учетом «истории его
происхождения». Причина в том, что ПНГ, собственно, уже «вторич­
ное» сырье, полученное при подготовке нефти, а газоконденсатные
флюиды — непосредственно добыты из недр. Наглядно просле­
живается «бедность» состава и его фракций ПНГ по сравнению с
газоконденсатными флюидами. Это качество ПНГ в комплексе с
его «низкой энергетикой» создает большие сложности обеспечения
экономической эффективности его переработки, результатом чего
и является существующая проблема утилизации ПНГ.
88
Балансовые расчеты...
В аналогичной форме в табл. 1.4 и на рис. 1.16–1.22 представлена
информация о типичных сырьевых потоках жидких углеводородов.
В этой таблице и на графиках представлены конденсаты, выделен­
ные из типичных ачимовских и валанжских (с различными потен­
циалами С5+) флюидов, а также «чистая» нефть нефтяных оторочек
северных нефтегазоконденсатных месторождений Тюменской об­
ласти. Кроме того, для сравнения представлена типичная широкая
фракция легких углеводородов (ШФЛУ), выделенная на газопере­
рабатывающем заводе при переработке ПНГ. На всех графиках ли­
нии валанжинских конденсатов идентифицированы по потенциалам
С5+, а для нефти, ачимовских конденсатов и ШЛУ непосредственно
отображено их наименование.
Таблица 1.4. Обобщенные по результатам исследований компонентнофракционные составы ( % масс.) типичных газоконденсатных флюидов
месторождений севера Тюменской области
Плотность при стандартных условиях, кг/ст.м3:
Компоненты, Т кип.,
ШФЛУ
фракции
°С
552,1
Mетан
–161,5 0,0030
Этан
–88,6 1,3860
Пропан
–42,1 38,3382
Изобутан
–11,7 14,8253
H-бутан
–0,5 24,7124
Изопентан
27,8 7,0483
H-пентан
36,1 6,8081
Фр. 45–60 °С
52,5 0,6004
Фр. 60–70 °С
65 3,3438
Фр. 70–80 °С
75 0,7111
Фр. 80–90 °С
85 0,4933
Фр. 90–100 °С
95 0,9305
Фр. 100–110 °С 105 0,3878
Фр. 110–120 °С 115 0,2134
Фр. 120–130°C
125 0,1052
Фр. 130–140°C
135 0,0463
Фр. 140–150°C
145 0,0304
Фр. 150–160°C
155 0,0098
Валанжин
570,9
7,1317
5,7357
10,5094
6,1652
8,5278
5,2162
5,0616
2,7444
6,0990
2,8507
3,9676
6,3766
7,0529
4,0090
3,6057
2,6913
2,4060
1,9618
608,8
3,4614
4,5608
10,5754
6,3929
9,1938
5,4878
5,0555
0,9533
6,2451
1,9735
3,4094
5,6202
7,1957
5,7904
2,9492
3,5415
1,9523
2,3540
635,9
2,5463
3,6167
9,0215
6,8903
2,7459
6,1863
5,1009
1,1488
7,1391
2,6180
3,3403
6,7700
8,2447
5,2570
3,2331
3,0586
2,0956
2,7908
643,3
2,7756
3,8396
7,3412
4,4131
3,7368
4,8395
4,7499
1,0110
6,7640
2,3365
3,6063
6,4871
8,2505
6,6669
2,9705
4,1791
2,5533
2,6438
639,9
2,5076
3,2211
8,2694
5,1514
7,7244
5,0331
5,0194
0,8738
6,5513
2,2642
2,7611
6,2833
5,8892
4,7772
2,8923
3,2513
2,0368
3,0545
682,9
0,0227
0,5413
6,5941
4,6288
7,7040
6,0907
7,1365
1,1757
7,9604
2,5219
3,0363
7,0962
6,0211
5,4942
3,1851
3,4883
2,3149
3,1237
679,4
0,0002
0,8592
8,8560
4,6101
8,4253
4,7191
5,0941
0,9819
6,5688
1,9908
3,0517
6,3324
6,4086
5,5410
3,2404
3,6953
2,3132
3,3017
680,3
0,0014
0,7520
8,5411
3,5342
9,7497
4,4795
6,4542
1,0665
7,1925
2,2941
2,5736
6,6607
4,6383
4,7287
2,9966
3,2171
2,2066
3,3193
Ачимовка
689,4
2,4049
2,5760
5,3342
3,3960
5,0482
3,2229
2,9334
0,5549
3,9433
1,0554
2,1933
3,8019
4,2908
4,8219
2,2277
3,3696
1,8120
2,3527
Нефть
700,9
6,9566
2,2057
2,1085
0,8559
1,1217
0,6726
0,6776
0,1263
1,0799
0,4649
0,7538
1,3393
2,0628
1,2862
1,2826
1,2389
1,2645
1,3199
89
1. Пластовые и добываемые флюиды...
Плотность при стандартных условиях, кг/ст.м3:
Компоненты, Т кип.,
ШФЛУ
фракции
°С
552,1
Фр. 160–170°C
165 0,0044
Фр. 170–180°C
175 0,0018
Фр. 180–190°C
185 0,0007
Фр. 190–200°C
195 0,0000
Фр. 200–210°C
205 0,0000
Фр. 210–220°C
215 0,0000
Фр. 220–230°C
225 0,0000
Фр. 230–240°C
235 0,0000
Фр. 240–250°C
245 0,0000
Фр. 250–260°C
255 0,0000
Фр. 260–270°C
265 0,0000
Фр. 270–280°C
275 0,0000
Фр. 280–290°C
285 0,0000
Фр. 290–300°C
295 0,0000
Фр. 300–310°C
305 0,0000
Фр. 310–320°C
315 0,0000
Фр. 320–330°C
325 0,0000
Фр. 330–340°C
335 0,0000
Фр. 340–350°C
345 0,0000
Фр. 350–360°C
355 0,0000
Фр. 360–370°C
365 0,0000
Фр. 370–380°C
375 0,0000
Фр. 380–390°C
385 0,0000
Фр. 390–400°C
395 0,0000
Фр. 400–410°C
405 0,0000
Фр. 410–420°C
415 0,0000
Фр. 420–430°C
425 0,0000
Фр. 430–440°C
435 0,0000
Фр. 440–450°C
445 0,0000
Фр. 450–460°C
455 0,0000
Фр. 460–470°C
465 0,0000
Фр. 470–480°C
475 0,0000
Фр. 480–490°C
485 0,0000
Фр. 490–500°C
495 0,0000
Валанжин
570,9
1,5940
1,3181
0,9351
0,8848
0,7047
0,5772
0,4674
0,3748
0,2958
0,2288
0,1699
0,1208
0,0828
0,0542
0,0342
0,0214
0,0125
0,0066
0,0032
0,0011
0,0000
608,8
2,1532
1,5788
1,0949
1,3612
0,7857
1,0534
0,6361
0,8805
0,5028
0,6934
0,4525
0,4470
0,3695
0,2151
0,2794
0,2002
0,1298
0,1027
0,0929
0,0704
0,0513
0,0343
0,0293
0,0231
0,0191
0,0124
0,0087
0,0063
0,0043
635,9
2,3393
1,9951
1,2994
1,6740
1,0403
1,3180
0,8770
1,1019
0,7165
0,8494
0,6284
0,5964
0,4984
0,3717
0,3894
0,3151
0,2587
0,2186
0,2012
0,1810
0,1606
0,1449
0,1358
0,1265
0,1158
0,1082
0,0963
0,0883
0,0743
0,0625
0,0588
0,0490
0,0349
0,0263
643,3
3,0142
1,6340
1,7397
1,6180
1,3749
1,4603
1,2295
1,3172
1,0769
1,0630
0,9309
0,7694
0,6498
0,4526
0,4851
0,3469
0,2473
0,1978
0,1709
0,1432
0,1209
0,1087
0,0986
0,0918
0,0825
0,0760
0,0685
0,0614
0,0501
0,0390
0,0347
0,0286
0,0196
0,0144
639,9
2,4774
2,2978
1,4846
1,8941
1,2346
1,7231
1,0941
1,4866
0,9374
1,2149
0,9056
0,8950
0,7862
0,5612
0,7154
0,5442
0,3888
0,3215
0,2990
0,2499
0,2019
0,1517
0,1332
0,1069
0,0838
0,0627
0,0479
0,0432
0,0301
0,0208
0,0161
0,0111
0,0069
0,0048
682,9
2,5683
2,1925
1,5089
1,8689
1,2387
1,5633
1,0472
1,3524
0,8527
1,0777
0,7845
0,7804
0,6759
0,4928
0,5713
0,4610
0,3557
0,3030
0,2836
0,2475
0,2118
0,1806
0,1661
0,1472
0,1256
0,1215
0,1093
0,1020
0,0891
0,0770
0,0749
0,0649
0,0479
0,0384
679,4
2,8661
2,4180
1,6251
2,1088
1,3081
1,8415
1,1685
1,6183
0,9935
1,3271
0,9503
0,9672
0,8510
0,5427
0,7315
0,5655
0,3925
0,3272
0,3116
0,2527
0,1970
0,1384
0,1234
0,1014
0,0807
0,0535
0,0403
0,0293
0,0263
0,0187
0,0134
0,0093
0,0054
0,0032
680,3
2,5955
2,3779
1,6743
2,1104
1,4252
1,8741
1,2706
1,6262
1,0615
1,3365
0,9954
0,9991
0,8687
0,6339
0,7651
0,6157
0,4689
0,3917
0,3718
0,3192
0,2702
0,2158
0,1981
0,1710
0,1437
0,1216
0,1042
0,0877
0,0730
0,0817
0,0732
0,0614
0,0493
0,0434
Ачимовка
689,4
2,4662
1,6595
1,4307
2,0290
1,2494
1,7689
1,2678
1,8522
1,2203
1,8847
1,4321
1,5478
1,5339
1,0346
1,5189
1,3133
0,9839
1,2819
1,2277
1,1788
1,1270
1,0097
0,9741
0,9493
0,9478
0,8845
0,8130
0,8091
0,7561
0,6646
0,6360
0,5866
0,5145
0,4680
Нефть
700,9
1,3659
1,4204
1,4805
1,5500
1,6155
1,6820
1,7479
1,8114
1,8713
1,9257
1,9754
2,0195
2,0578
2,0868
2,1050
2,1142
2,1173
2,1151
2,1068
2,0914
2,0689
2,0390
2,0023
1,9591
1,9098
1,8540
1,7923
1,7238
1,6501
1,5727
1,4922
1,4108
1,3276
1,2443
90
Балансовые расчеты...
Окончание таблицы 1.4
Плотность при стандартных условиях, кг/ст.м3:
Компоненты, Т кип.,
ШФЛУ
фракции
°С
552,1 570,9
Фр. 500–510°C
505 0,0000
АчиНефть
мовка
608,8 635,9 643,3 639,9 682,9 679,4 680,3 689,4 700,9
0,0179 0,0097 0,0030 0,0279 0,0018 0,0363 0,4296 1,1604
Валанжин
Фр. 510–520°C
515
0,0000
0,0118 0,0061 0,0018 0,0205 0,0008 0,0321 0,3890 1,0768
Фр. 520–530°C
525
0,0000
0,0069 0,0029 0,0011 0,0136
0,0272 0,3485 0,9945
Фр. 530–540°C
535
0,0000
0,0047
0,0089
0,0222 0,3161 0,9146
Фр. 540–550°C
545
0,0000
0,0025
0,0076
0,2837 0,8379
Фр. 550–560°C
555
0,0000
0,0052
0,2594 0,7648
Фр. 560–570°C
565
0,0000
0,0033
0,2270 0,6948
Фр. 570–580°C
575
0,0000
0,2027 0,6288
Фр. 580–590°C
585
0,0000
0,1865 0,5671
Фр. 590–600°C
595
0,0000
0,9967 0,5094
Свыше 600°C
0,0000
0,0000 3,7267
Содержание целевых фракций, % масс.
С1С2
1,389
С3С4
77,876 25,202 26,162 18,658 15,491 21,145 18,927 21,891 21,825 13,778 4,086
12,867
8,022
6,163 6,615 5,729 0,564 0,859 0,753 4,981
9,162
iС5–120
20,537 43,378 41,731 45,805 44,712 39,453 46,533 40,688 40,088 26,818 8,463
120–240
0,199
17,521 20,341 22,823 25,734 24,927 25,452 27,505 26,694 23,486 17,780
240–340
0,000
1,027
3,392
4,843 6,220 7,270 6,355 7,649 8,136 13,751 20,388
Свыше 340
0,000
0,004
0,352
1,708 1,228 1,476 2,174 1,407 2,503 17,186 40,121
Свыше 350
0,000
0,001
0,259
1,507 1,057 1,177 1,891 1,095 2,131 15,958 34,287
Представленные продукты можно обобщенно назвать «сырьевы­
ми потоками жидких углеводородов», поскольку все они являются
сырьем нефте(конденсато)перерабатывающих и нефтехимических
заводов. Отличие данных материалов от приведенных выше для
газоконденсатных флюидов лишь в том, что здесь сырьевые потоки
жидких углеводородов систематизированы по плотности при стан­
дартных условиях (или стандартной плотности).
Анализ графиков на рис. 1.16–1.22 приводит к тем же выводам,
что были сделаны выше для газоконденсатных флюидов. Можно от­
метить довольно высокую степень подобия составов газоконденсат­
ного сырья всех месторождений. Крайние позиции занимает нефть
(наиболее тяжелое сырье) и ШФЛУ — наиболее легкое. Впрочем,
ШФЛУ, как и ПНГ, является производным сырьем третьей сту­
Содержание компонентов и 10-градусных фракций, % масс.
–70
30
130
230
330
Температуры кипения, °С
643,3
570,9
679,4
430
639,9
680,3
608,8
530
630
682,9
ШФЛУ
Нефть
635,9
Ачимовка
Рис. 1.16. Компонентно-фракционные составы типичных сырьевых потоков жидких углеводородов с различ­
ной стандартной плотностью
–170
0,001
0,01
0,1
1
10
1. Пластовые и добываемые флюиды...
91
0,001
0,01
0,1
1
0
100
300
Температуры кипения, °С
200
400
500
600
608,8
635,9
643,3
679,4
680,3
639,9
682,9
570,9
Ачимовка
ШФЛУ
Нефть
Рис. 1.17. Фракционные составы жидкой части (углеводородов С5+) типичных сырьевых потоков жидких
углеводородов с различной стандартной плотностью
Содержание компонентов и фракций, % масс.
10
92
Балансовые расчеты...
0
10
20
30
40
50
60
70
С1С2
С3С4
iС5–120
Нефть
682,9
608,8
120–240
Ачимовка
639,9
570,9
680,3
635,9
240–340
ШФЛУ
679,4
643,3
Свыше 340
Рис. 1.18. Содержание целевых фракций типичных сырьевых потоков жидких углеводородов с различной
стандартной плотностью
Содержание фракций, % масс.
80
1. Пластовые и добываемые флюиды...
93
0
5
10
15
20
20
30
40
50
635,9
682,9
Ачимовка
ШФЛУ
570,9
643,3
679,4
608,8
639,9
680,3
Нефть
60
70
80
90
100
110
120
Температуры кипения, °C
Рис. 1.19. Фракционные составы бензиновой фракции iC5–120 °С типичных сырьевых потоков жидких угле­
водородов с различной стандартной плотностью
Содержание 10-градусных фракций, % масс.
25
94
Балансовые расчеты...
2
4
6
8
10
12
14
16
120
140
160
635,9
Нефть
639,9
200
608,8
570,9
Температуры кипения, °С
180
ШФЛУ
643,3
Ачимовка
220
682,9
679,4
680,3
240
Рис. 1.20. Фракционные составы керосиновой фракции 120–240 °С типичных сырьевых потоков жидких угле­
водородов с различной стандартной плотностью
Содержание 10-градусных фракций, % масс.
18
1. Пластовые и добываемые флюиды...
95
0
240
2
4
6
8
10
12
14
16
18
250
260
270
608,8
679,4
635,9
680,3
Нефть
280
290
300
310
Температуры кипения, °С
570,9
682,9
Ачимовка
320
643,3
639,9
330
340
Рис. 1.21. Фракционные составы дизельной фракции 240–340 °С типичных сырьевых потоков жидких углево­
дородов с различной стандартной плотностью
Содержание 10-градусных фракций, % масс.
20
96
Балансовые расчеты...
0,1
1
10
340
360
420
440
679,4
682,9
460
480
680,3
Ачимовка
500
Нефть
520
540
Температуры кипения компонентов и узких фракций, °С
400
639,9
635,9
380
643,3
608,8
560
580
Рис. 1.22. Фракционные составы остаточной фракции (свыше 340 °С) типичных сырьевых потоков жидких
углеводородов с различной стандартной плотностью
Содержание 10-градусных фракций, % масс.
100
1. Пластовые и добываемые флюиды...
97
98
Балансовые расчеты...
пени, и выделяется оно вначале из добываемой нефти (в составе
ПНГ), а затем уже извлекается из ПНГ. При этом даже для нефти и
ШФЛУ также можно отметить некоторую степень подобия конден­
сатному сырью по составам наиболее легких бензиновых фракций
(см. рис. 1.19). Принципиальные отличия нефти и ШФЛУ от газо­
конденсатного сырья заключаются в содержании и распределении
фракций свыше 100–120 °С.
Сравнивая на рис. 1.20–1.22 содержащиеся в сырьевых потоках
целевые фракции: керосиновую (120–240), дизельную (240–340) и
остаточную (свыше 340), можно отметить, что по их составам кон­
денсаты валанжинских залежей, а также и ачимовских залежей до­
статочно близки между собой (по крайней мере, обладают высокой
степенью подобия), а нефть и ШФЛУ принципиально от них отли­
чаются. Для этих фракций, выделенных из валанжинских и ачимов­
ского конденсатов, явно прослеживается различие в распределении
углеводородов по температурам кипения при полном сохранении
подобия формы распределения. Однако нефтяные фракции уже
принципиально отличаются от газоконденсатных значительно более
равномерным распределением углеводородов по температурам ки­
пения. Более того, для нефтяных керосиновых и дизельных фракций
распределение углеводородов по температурам кипения «меняет
знак» — количество углеводородов в этих фракциях нарастает по
мере повышения температуры кипения.
В целом на всех графиках наглядно прослеживается особенность
составов конденсата и продуктов его переработки, заключающаяся в
том, что во всех них содержится больше легких фракций, чем тяже­
лых. Это объясняется изложенным выше (в разделе 1.3) условном
представлением о газоконденсатном флюиде, как газовой фазе еди­
ной пластовой смеси углеводородов, в соответствии с чем газовый
конденсат представляет собой жидкие углеводороды нефти, раство­
ренные в газе (прежде всего в метане). При этом естественно, что чем
тяжелее углеводород, тем меньше его растворимость в газе, соответс­
твенно, тем ниже его доля в газоконденсатном флюиде, и тем мень­
ше его содержание в конденсате и выделяемых из него фракциях.
Исключение составляет легкая бензиновая фракция, распределение
углеводородов в которой по температурам кипения вполне равно­
мерное и не отличается от распределения углеводородов по темпера­
турам кипения в соответствующих нефтяных фракциях.
1. Пластовые и добываемые флюиды...
99
Из представленной информации можно при первом приближе­
нии сделать вывод, что вид поступающего на переработку сырья (не­
фти или конденсата) не повлияет значительно на качество бензинов,
а различия в качестве авиакеросина и дизельного топлива могут быть
весьма заметными. В наибольшей степени это касается эксплуатаци­
онных свойств, поскольку базовым свойствам действующих стан­
дартов газоконденсатные моторные топлива вполне соответствуют.
Поэтому проиллюстрированную принципиальную особенность
составов газовых конденсатов и продуктов его фракционирования
необходимо учитывать, как при моделировании, проектировании и
эксплуатации технологии производства моторных топлив, так и при
их использовании.
Подобие формы всех исследованных газоконденсатных флюидов
дает основание при минимуме или отсутствии экспериментальных
данных для вновь вводимых месторождений с достаточно высокой
степенью достоверности прогнозировать составы добываемого
сырья и балансы его промысловой подготовки и переработки на
основе аналогов — обобщенных результатов исследований сырья
действу­ющих месторождений. Представленная выше информация
также при необходимости может использоваться в качестве таких
аналогов.
Кроме КФС для адекватного моделирования технологии и выпол­
нения балансовых (и технологических) расчетов необходимо задать
физико-химические характеристики входящих в состав сырья узких
фракций — псевдокомпонентов. В таблицах 1.5–1.9 приведены ус­
редненные по результатам многолетних исследований основные фи­
зико-химические свойства узких фракций газоконденсатных флюи­
дов нижнемеловых (валанжинских) и ачимовских залежей и нефти
нефтяных оторочек, а также усредненные свойства смешанных сы­
рьевых потоков (конденсатов нижнемеловых и ачимовских залежей
и конденсатов в смеси с нефтью). Наряду со свой­ствами узких фрак­
ций для полноты информации о сырьевых потоках представлены
и свойства входящих в их состав индивидуальных углеводородных
компонентов, отображаемых в компонентно-фракционных составах
в соответствии с выкладками раздела 1.4. Для более наглядного вос­
приятия на рис. 1.23–1.26 представлены графические зависимости
молекулярной массы, плотности, температуры застывания и дина­
мической вязкости от температур кипения узких фракций. Можно
100
Балансовые расчеты...
отметить достаточную близость свойств всех сырьевых потоков, что,
во-первых, свидетельствует о достаточно близком углеводородном
составе всех пластовых флюидов, во-вторых дает основание исполь­
зовать усредненные свойства для «не самых точных» расчетов.
Компоненты,
фракции
Молекулярная масса
Плотность при 20 °С,
кг/м3
Температура застывания, °С
Вязкость при 20 °С,
мПа · с
Октановое число
по ММ
Температура кипения, °С
Критическая температура, К
Критическое давление, кгс/см2
Ацентрический
фактор
Калорийность,
ккал/ст.м3
Таблица 1.5. Усредненные по результатам исследований физикохимические характеристики компонентов и узких фракций валанжинских
газоконденсатных флюидов месторождений севера Тюменской области
Метан
Этан
Пропан
Изобутан
Норм.бутан
Изопентан
Норм.пентан
45–60
60–70
70–80
80–90
90–100
100–110
110–120
120–130
130–140
140–150
150–160
160–170
170–180
180–190
190–200
16,0
30,1
44,1
58,1
58,1
72,2
72,2
81,3
87,3
88,9
94,1
99,7
103,8
111,4
117,4
120,7
128,4
134,3
139,9
147,1
152,4
159,4
270,0
364,0
505,0
557,0
579,0
620,0
627,0
660,7
678,3
719,8
728,6
734,2
751,0
744,2
748,8
771,2
765,7
772,1
781,1
780,6
792,3
794,0
–125,0
–125,0
–125,0
–125,0
–125,0
–125,0
–125,0
–107,0
–105,0
–102,8
–100,0
–97,0
–94,0
–90,0
–86,0
–82,0
–77,0
–70,5
–63,5
–55,0
–48,0
–47,5
0,044
0,085
0,120
0,179
0,171
0,224
0,234
0,299
0,340
0,443
0,510
0,537
0,572
0,585
0,613
0,659
0,718
0,797
0,881
0,991
1,161
1,309
190,7
305,4
369,9
408,1
425,2
460,4
469,8
494,1
510,2
527,2
542,0
554,2
567,4
577,7
586,4
600,6
612,1
619,9
631,5
641,6
652,3
661,7
45,8
48,2
42,0
36,0
37,5
32,9
33,3
33,5
32,4
33,3
33,2
32,1
31,5
30,0
28,2
28,1
27,3
25,6
24,9
24,0
23,3
22,3
0,010
0,099
0,152
0,185
0,201
0,222
0,254
0,264
0,273
0,268
0,270
0,278
0,283
0,296
0,314
0,316
0,326
0,347
0,356
0,370
0,382
0,399
7985
14 340
20 680
27 075
27 515
34 300
34 380
37 349
39 799
40 445
42 526
44 732
46 326
49 232
51 483
52 705
55 513
57 624
59 595
62 085
63 887
66 225
110,0
105,0
102,2
97,6
90,1
90,3
61,9
67,0
66,0
65,0
64,0
63,0
62,0
60,0
58,0
55,0
52,0
50,0
48,0
45,0
42,0
35,0
–161,5
–88,6
–42,1
–11,7
–0,5
25,3
35,0
50,0
65,8
75,4
85,9
95,6
105,2
115,4
125,4
135,2
145,4
155,5
165,4
175,3
185,4
195,3
101
Компоненты,
фракции
Молекулярная масса
Плотность при 20 °С,
кг/м3
Температура застывания, °С
Вязкость при 20 °С,
мПа · с
Октановое число
по ММ
Температура кипения, °С
Критическая температура, К
Критическое давление, кгс/см2
Ацентрический
фактор
Калорийность,
ккал/ст.м3
1. Пластовые и добываемые флюиды...
200–210
210–220
220–230
230–240
240–250
250–260
260–270
270–280
280–290
290–300
300–310
310–320
320–330
330–340
340–350
350–360
360–370
370–380
380–390
390–400
400–410
410–420
420–430
430–440
440–450
450–460
460–470
470–480
480–490
165,6
172,9
178,9
185,8
192,2
199,1
206,6
214,3
222,9
231,8
243,2
252,0
260,7
270,9
282,2
293,8
305,2
317,6
329,3
340,0
350,0
358,0
370,0
382,0
398,0
410,0
426,0
441,0
455,0
801,7
803,3
813,3
818,6
826,7
833,4
837,9
842,3
844,2
845,9
839,1
843,2
848,8
850,2
848,7
847,2
848,3
846,9
849,8
854,7
860,0
862,0
864,0
867,0
869,0
875,3
876,5
877,6
880,0
–48,2
–33,5
–39,7
–32,6
–27,0
–21,8
–17,0
–12,0
–6,8
–2,2
2,2
6,9
11,3
15,0
18,7
22,4
25,8
28,8
31,7
34,3
36,5
38,2
39,8
41,5
43,3
45,0
46,7
48,4
50,0
1,491
1,703
1,973
2,253
2,600
3,027
3,561
4,078
4,837
5,701
6,514
7,672
9,245
10,75
12,04
13,12
15,09
16,90
19,02
20,98
23,07
24,77
27,23
28,61
30,06
34,56
37,20
40,88
47,04
671,6
681,8
691,8
703,3
713,6
724,3
733,9
742,5
750,4
757,7
764,7
773,4
783,1
792,3
800,7
809,1
817,4
825,7
834,0
842,5
851,1
859,9
869,0
878,3
887,5
896,5
905,7
915,4
925,0
21,6
20,9
20,3
19,9
19,4
19,0
18,4
17,7
17,0
16,2
15,5
15,0
14,6
14,2
13,7
13,3
12,9
12,5
12,1
11,7
11,4
11,1
10,8
10,6
10,3
10,1
9,9
9,7
9,5
0,413
0,427
0,441
0,450
0,463
0,475
0,490
0,509
0,530
0,555
0,580
0,599
0,614
0,631
0,652
0,672
0,693
0,714
0,735
0,755
0,775
0,794
0,811
0,827
0,844
0,862
0,879
0,893
0,908
68 260
70 611
72 508
74 652
76 605
78 673
80 878
83 096
85 521
87 973
91 031
93 330
95 553
98 097
100 841
103 577
106 191
108 952
111 483
113 737
115 792
117 402
119 762
122 058
125 024
127 180
129 968
132 496
134 783
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
205,3
215,4
225,5
235,5
245,5
255,5
265,5
275,5
285,5
295,5
305,5
315,5
325,5
335,5
345,5
355,5
365,5
375,4
385,4
395,4
405,5
415,5
425,5
435,4
445,4
455,4
465,4
475,4
485,4
102
Балансовые расчеты...
Калорийность,
ккал/ст.м3
51,5
53,0
54,3
55,6
56,8
57,9
59,0
60,1
61,1
62,1
63,1
64,0
64,9
65,7
66,5
67,2
68,0
68,7
69,5
70,2
70,9
33,1
50,3
Ацентрический
фактор
882,0
887,6
891,4
895,2
900,0
904,7
909,7
913,9
918,0
922,4
925,6
929,1
932,0
935,7
939,5
943,0
947,1
950,0
954,4
958,5
961,4
855,4
883,7
Критическое давление, кгс/см2
Температура застывания, °С
474,0
478,5
494,2
510,4
526,9
544,0
561,4
579,4
597,7
616,6
635,9
655,7
676,0
696,9
718,2
740,0
762,3
785,2
808,7
832,6
857,2
328,2
451,1
Критическая температура, К
Плотность при 20 °С,
кг/м3
490–500
500–510
510–520
520–530
530–540
540–550
550–560
560–570
570–580
580–590
590–600
600–610
610–620
620–630
630–640
640–650
650–660
660–670
670–680
680–690
690–700
Свыше 350
Свыше 450
Вязкость при 20 °С,
мПа · с
Октановое число
по ММ
Температура кипения, °С
Компоненты,
фракции
Молекулярная масса
Окончание таблицы 1.5
48,52
55,72
62,23
68,71
75,86
82,04
90,57
96,83
102,55
111,69
120,50
130,32
142,23
157,04
164,06
177,42
185,35
193,64
211,35
225,94
236,05
19,36
46,49
934,2
943,3
952,1
960,8
969,4
978,1
986,8
995,4
1004,0
1012,7
1021,2
1029,4
1037,3
1045,2
1053,1
1061,0
1069,0
1077,0
1084,9
1092,9
1100,7
842,6
927,4
9,4
9,2
8,9
8,7
8,5
8,3
8,1
7,9
7,8
7,6
7,4
7,2
7,0
6,8
6,6
6,4
6,3
6,1
5,9
5,8
5,6
12,0
9,4
0,925
0,942
0,961
0,980
0,999
1,018
1,037
1,057
1,076
1,095
1,115
1,137
1,160
1,183
1,206
1,229
1,252
1,274
1,297
1,320
1,343
0,749
0,918
137 783
138 471
140 846
143 208
145 556
147 889
150 206
152 506
154 787
157 051
159 295
161 519
163 723
165 906
168 068
170 209
172 328
174 426
176 502
178 557
180 590
111 252
134 151
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
495,4
505,4
515,4
525,4
535,4
545,4
555,4
565,4
575,4
585,4
595,4
605,4
615,4
625,4
635,4
645,4
655,4
665,4
675,4
685,4
695,4
394,4
488,9
На базе представленных в таблицах 1.5–1.9 данных с помощью
известных корреляций (в частности, подробно изложенных в сле­
дующем разделе) можно рассчитать основные физико-химические
характеристики и показатели качества сырья, потоков и продуктов
промысловой подготовки, транспорта и переработки сырья газокон­
денсатных залежей и нефтяных оторочек.
103
1. Пластовые и добываемые флюиды...
Компоненты,
фракции
Молекулярная
масса
Плотность
при 20 °С, кг/м3
Температура
застывания,°С
Вязкость при
20 °С, мПа · с
Октановое число
по ММ
Температура кипения, °С
Критическая
температура, К
Критическое давление, кгс/см2
Ацентрический
фактор
Калорийность,
ккал/ст. м3
Таблица 1.6. Усредненные по результатам исследований физикохимические характеристики компонентов и узких фракций ачимовских
газоконденсатных флюидов месторождений севера Тюменской области
Метан
Этан
Пропан
Изобутан
Норм.бутан
Изопентан
Норм.пентан
45–60
60–70
70–80
80–90
90–100
100–110
110–120
120–130
130–140
140–150
150–160
160–170
170–180
180–190
190–200
200–210
210–220
220–230
230–240
240–250
250–260
16,0
30,1
44,1
58,1
58,1
72,2
72,2
81,4
86,7
88,5
93,6
98,6
101,9
109,7
115,5
118,9
126,5
132,9
138,7
145,9
151,6
158,5
164,5
171,5
177,3
184,3
190,9
198,0
270,0
364,0
505,0
557,0
579,0
620,0
627,0
656,7
685,9
722,8
732,1
742,3
762,6
755,9
761,4
781,3
777,3
780,7
788,1
787,7
796,5
799,1
807,4
810,9
820,7
825,3
832,5
837,8
–125,0
–125,0
–125,0
–125,0
–125,0
–125,0
–125,0
–107,0
–105,0
–102,8
–100,0
–97,0
–94,0
–90,0
–86,0
–82,0
–77,0
–71,5
–65,8
–58,8
–52,8
–52,9
–52,6
–40,5
–40,8
–34,5
–29,5
–24,6
0,044
0,085
0,120
0,179
0,171
0,224
0,234
0,297
0,344
0,445
0,512
0,543
0,580
0,594
0,624
0,668
0,729
0,806
0,889
1,000
1,167
1,318
1,502
1,719
1,991
2,271
2,618
3,043
110,0
105,0
102,2
97,6
90,1
90,3
61,9
67,0
66,0
65,0
64,0
63,0
62,0
60,0
58,0
55,0
52,0
50,0
48,0
45,0
42,0
35,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
-161,5
-88,6
-42,1
-11,7
-0,5
25,3
35,0
50,0
65,8
75,4
85,9
95,6
105,2
115,4
125,4
135,2
145,4
155,5
165,4
175,3
185,4
195,3
205,3
215,4
225,5
235,5
245,5
255,5
190,7
305,4
369,9
408,1
425,2
460,4
469,8
493,7
510,9
526,5
542,0
555,2
568,4
580,4
589,9
602,4
614,5
623,1
632,6
642,6
653,3
662,4
672,3
682,8
693,9
705,7
716,6
727,7
45,8
48,2
42,0
36,0
37,5
32,9
33,3
33,4
32,7
33,0
33,2
32,5
31,8
30,9
29,2
28,6
27,9
26,3
25,2
24,2
23,5
22,5
21,7
21,1
20,6
20,3
19,9
19,5
0,010
0,099
0,152
0,185
0,201
0,222
0,254
0,265
0,271
0,270
0,270
0,275
0,281
0,289
0,304
0,311
0,319
0,337
0,353
0,367
0,379
0,396
0,411
0,424
0,434
0,442
0,453
0,463
7985
14 340
20 680
27 075
27 515
34 300
34 380
37 391
39 556
40 284
42 327
44 302
45 590
48 588
50 775
52 040
54 826
57 126
59 175
61 674
63 616
65 927
67 901
70 163
72 005
74 189
76 211
78 346
104
Балансовые расчеты...
Компоненты,
фракции
Молекулярная
масса
Плотность
при 20 °С, кг/м3
Температура
застывания,°С
Вязкость при
20 °С, мПа · с
Октановое число
по ММ
Температура кипения, °С
Критическая
температура, К
Критическое давление, кгс/см2
Ацентрический
фактор
Калорийность,
ккал/ст. м3
Продолжение таблицы 1.6
260–270
270–280
280–290
290–300
300–310
310–320
320–330
330–340
340–350
350–360
360–370
370–380
380–390
390–400
400–410
410–420
420–430
430–440
440–450
450–460
460–470
470–480
480–490
490–500
500–510
510–520
520–530
530–540
540–550
205,8
213,8
222,3
231,6
241,6
251,2
260,2
270,0
280,5
291,9
303,5
315,2
327,1
339,4
349,6
362,7
376,9
391,0
404,5
418,4
434,4
451,0
464,0
477,0
511,9
529,0
546,6
564,5
582,9
841,2
844,2
846,4
846,8
845,3
846,5
850,7
853,3
854,3
853,9
854,0
855,0
856,9
858,8
867,4
869,3
869,6
871,6
876,0
876,0
880,3
881,5
882,6
885,0
890,0
893,9
897,2
900,6
902,8
–19,2
–14,4
–9,7
–4,9
–1,1
3,6
8,1
12,2
16,1
19,6
23,0
26,1
28,8
30,9
32,5
34,6
36,5
38,1
39,6
41,4
43,2
45,0
46,6
48,2
49,8
51,3
52,7
54,0
55,2
3,575
4,088
4,850
5,707
6,562
7,702
9,266
10,79
12,11
13,23
15,19
17,06
19,18
21,08
23,35
25,07
27,50
28,86
30,37
35,05
37,60
41,28
47,53
48,91
55,21
62,23
69,50
75,86
82,04
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
265,5
275,5
285,5
295,5
305,5
315,5
325,5
335,5
345,5
355,5
365,5
375,4
385,4
395,4
405,5
415,5
425,5
435,4
445,4
455,4
465,4
475,4
485,4
495,4
505,4
515,4
525,4
535,4
545,4
737,5
746,2
754,1
763,4
772,5
779,3
788,2
796,8
805,0
812,6
819,3
826,3
833,9
842,1
850,9
859,7
868,3
876,9
885,3
893,8
902,2
910,6
918,9
927,1
935,4
943,6
951,8
959,9
968,1
18,9
18,2
17,5
17,0
16,4
15,7
15,2
14,7
14,2
13,7
13,1
12,5
12,1
11,7
11,4
11,1
10,8
10,5
10,2
9,9
9,6
9,4
9,1
8,8
8,6
8,4
8,1
7,9
7,7
0,478
0,496
0,517
0,533
0,551
0,576
0,594
0,613
0,634
0,657
0,685
0,712
0,736
0,757
0,776
0,795
0,814
0,834
0,855
0,875
0,896
0,917
0,938
0,960
0,981
1,003
1,025
1,047
1,069
80 645
82 954
85 353
87 918
90 607
93 123
95 427
97 876
100 433
103 134
105 806
108 424
111 013
113 612
115 711
118 334
121 090
123 739
126 199
128 656
131 393
134 136
136 219
138 246
143 426
145 843
148 237
150 606
152 949
105
Вязкость при
20 °С, мПа · с
Октановое число
по ММ
Температура кипения, °С
Критическая
температура, К
905,6
908,9
912,2
916,9
920,8
924,2
928,6
931,1
934,4
938,9
942,5
945,0
947,5
950,6
956,4
875,9
896,6
56,3
57,4
58,4
59,3
60,3
61,2
62,1
62,9
63,7
64,5
65,3
66,1
66,8
67,5
68,1
40,2
51,7
91,62
96,83
103,11
110,41
120,50
130,32
142,23
155,17
164,06
173,38
183,23
195,88
206,96
223,36
236,05
29,80
61,32
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
555,4
565,4
575,4
585,4
595,4
605,4
615,4
625,4
635,4
645,4
655,4
665,4
675,4
685,4
695,4
448,6
524,0
976,2 7,5
984,2 7,2
992,3 7,0
1000,3 6,8
1008,4 6,6
1016,4 6,5
1024,5 6,3
1032,6 6,1
1040,6 5,9
1048,8 5,8
1056,8 5,6
1064,9 5,5
1072,9 5,3
1080,9 5,2
1088,6 5,0
887,6 10,4
950,3 8,3
Калорийность,
ккал/ст. м3
Температура
застывания,°С
601,7
620,9
640,6
660,6
681,2
702,1
723,6
745,5
767,8
790,6
813,9
837,6
861,9
886,6
911,8
373,3
506,7
Ацентрический
фактор
Плотность
при 20 °С, кг/м3
550–560
560–570
570–580
580–590
590–600
600–610
610–620
620–630
630–640
640–650
650–660
660–670
670–680
680–690
690–700
Свыше 350
Свыше 450
Критическое давление, кгс/см2
Компоненты,
фракции
Молекулярная
масса
1. Пластовые и добываемые флюиды...
1,092
1,114
1,137
1,160
1,183
1,206
1,228
1,250
1,273
1,296
1,318
1,340
1,363
1,386
1,411
0,864
1,024
155 266
157 557
159 821
162 058
164 268
166 450
168 605
170 734
172 835
174 909
176 956
178 978
180 973
182 943
184 889
120 403
142 675
Октановое число
по ММ
–125,0
–125,0
–125,0
0,044
0,085
0,120
110,0 –161,5 190,7
105,0 –88,6 305,4
102,2 –42,1 369,9
Калорийность,
ккал/ст. м3
Вязкость при 20 °С,
мПа · с
270,0
364,0
505,0
Ацентрический
фактор
Температура
застывания,°С
16,0
30,1
44,1
Критическое давление, кгс/см2
Плотность
при 20 °С, кг/м3
Метан
Этан
Пропан
Температура кипения, °С
Компоненты,
фракции
Молекулярная
масса
Критическая температура, К
Таблица 1.7. Усредненные по результатам исследований физикохимические характеристики компонентов и узких фракций нефтяных
флюидов месторождений севера Тюменской области
45,8
48,2
42,0
0,010
0,099
0,152
7985
14 340
20 680
106
Балансовые расчеты...
Компоненты,
фракции
Молекулярная
масса
Плотность
при 20 °С, кг/м3
Температура
застывания,°С
Вязкость при 20 °С,
мПа · с
Октановое число
по ММ
Температура кипения, °С
Критическая температура, К
Критическое давление, кгс/см2
Ацентрический
фактор
Калорийность,
ккал/ст. м3
Продолжение таблицы 1.7
Изобутан
Норм.бутан
Изопентан
Норм.пентан
45–60
60–70
70–80
80–90
90–100
100–110
110–120
120–130
130–140
140–150
150–160
160–170
170–180
180–190
190–200
200–210
210–220
220–230
230–240
240–250
250–260
260–270
270–280
280–290
290–300
58,1
58,1
72,2
72,2
81,5
87,4
90,5
94,4
99,3
104,3
110,6
116,3
121,1
127,4
133,3
139,4
145,8
151,7
158,0
163,8
170,1
176,1
183,1
189,7
196,9
204,5
212,6
221,0
230,2
557,0
579,0
620,0
627,0
651,6
676,3
707,5
726,3
737,6
747,8
749,7
756,6
768,5
772,4
778,7
784,1
788,2
796,1
801,9
811,1
817,8
826,1
830,8
837,4
842,3
846,0
848,8
851,1
851,8
–125,0
–125,0
–125,0
–125,0
–107,0
–105,0
–102,8
–100,0
–97,0
–94,0
–90,0
–86,0
–82,0
–77,0
–72,5
–68,0
–62,5
–57,5
–58,3
–57,0
–42,9
–42,0
–36,4
–31,8
–26,7
–22,2
–17,6
–13,0
–8,6
0,179
0,171
0,224
0,234
0,280
0,335
0,444
0,521
0,546
0,584
0,604
0,629
0,673
0,754
0,831
0,940
1,035
1,161
1,333
1,526
1,753
2,028
2,320
2,682
3,090
3,531
4,187
5,059
5,837
97,6
90,1
90,3
61,9
67,0
66,0
65,0
64,0
63,0
62,0
60,0
58,0
55,0
52,0
50,0
48,0
45,0
42,0
35,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
–11,7
–0,5
25,3
35,0
50,0
65,8
75,4
85,9
95,6
105,2
115,4
125,4
135,2
145,4
155,5
165,4
175,3
185,4
195,3
205,3
215,4
225,5
235,5
245,5
255,5
265,5
275,5
285,5
295,5
408,1
425,2
460,4
469,8
492,7
510,2
528,9
542,7
555,3
568,9
577,1
587,7
602,9
611,5
622,4
634,3
643,2
656,5
664,9
676,3
685,2
697,9
708,3
719,4
730,9
740,2
749,9
759,8
767,5
36,0
37,5
32,9
33,3
32,9
32,4
34,0
33,5
32,5
32,0
29,8
28,5
28,7
27,1
26,2
25,6
24,3
24,2
23,0
22,5
21,5
21,4
20,8
20,3
20,0
19,4
18,8
18,3
17,5
0,185
0,201
0,222
0,254
0,268
0,273
0,264
0,268
0,275
0,279
0,298
0,311
0,310
0,328
0,340
0,348
0,366
0,370
0,388
0,398
0,416
0,421
0,434
0,444
0,453
0,469
0,484
0,498
0,519
27 075
27 515
34 300
34 380
37 432
39 839
41 088
42 645
44 576
46 519
48 929
51 074
52 853
55 152
57 269
59 421
61 639
63 650
65 761
67 673
69 714
71 627
73 818
75 846
78 018
80 265
82 611
84 990
87 536
107
Компоненты,
фракции
Молекулярная
масса
Плотность
при 20 °С, кг/м3
Температура
застывания,°С
Вязкость при 20 °С,
мПа · с
Октановое число
по ММ
Температура кипения, °С
Критическая температура, К
Критическое давление, кгс/см2
Ацентрический
фактор
Калорийность,
ккал/ст. м3
1. Пластовые и добываемые флюиды...
300–310
310–320
320–330
330–340
340–350
350–360
360–370
370–380
380–390
390–400
400–410
410–420
420–430
430–440
440–450
450–460
460–470
470–480
480–490
490–500
500–510
510–520
520–530
530–540
540–550
550–560
560–570
570–580
580–590
239,6
248,4
257,7
267,4
277,7
288,5
300,0
311,6
323,4
335,4
347,3
359,4
372,2
385,5
399,6
414,3
429,6
445,3
461,4
478,1
490,8
508,3
526,3
545,1
564,5
584,7
605,5
627,1
649,5
852,5
856,0
858,9
861,6
863,2
864,3
864,8
865,7
867,4
869,9
873,3
877,3
880,7
883,9
886,4
888,6
890,8
893,2
895,8
898,4
908,0
910,9
913,8
916,6
919,4
922,1
924,8
927,5
930,1
–4,0
0,4
4,6
9,1
12,9
16,5
20,1
23,5
26,2
28,1
30,0
32,2
34,4
36,3
37,7
39,0
40,4
41,8
43,2
44,5
45,7
46,7
47,7
48,6
49,4
50,1
50,7
51,2
51,5
6,912
8,151
9,758
11,75
13,88
16,83
18,49
21,75
24,45
25,67
28,92
30,42
34,26
38,58
41,46
44,54
51,26
53,82
57,84
66,60
71,12
75,86
80,17
83,75
93,54
107,89
118,03
127,96
134,59
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
305,5
315,5
325,5
335,5
345,5
355,5
365,5
375,4
385,4
395,4
405,5
415,5
425,5
435,4
445,4
455,4
465,4
475,4
485,4
495,4
505,4
515,4
525,4
535,4
545,4
555,4
565,4
575,4
585,4
772,9
780,7
790,8
800,1
808,2
815,9
823,0
830,4
838,4
847,1
856,6
866,1
875,5
884,2
892,9
901,3
909,5
917,7
925,8
934,0
942,2
950,3
958,4
967,1
975,8
984,4
992,9
1001,5
1010,5
16,5
15,8
15,5
15,1
14,6
14,0
13,4
12,9
12,5
12,1
11,9
11,6
11,4
11,1
10,8
10,5
10,2
9,9
9,6
9,3
9,1
8,8
8,6
8,4
8,2
8,0
7,8
7,6
7,5
0,549
0,571
0,584
0,600
0,621
0,644
0,669
0,694
0,716
0,735
0,750
0,766
0,782
0,800
0,820
0,840
0,861
0,882
0,904
0,926
0,947
0,969
0,991
1,010
1,029
1,049
1,069
1,088
1,106
90 075
92 396
94 792
97 232
99 757
102 336
105 008
107 627
110 216
112 775
115 242
117 681
120 188
122 716
125 315
127 939
130 582
133 205
135 807
138 415
140 339
142 912
145 467
148 042
150 604
153 176
155 728
158 279
160 826
108
Балансовые расчеты...
Вязкость при 20 °С,
мПа · с
Октановое число
по ММ
Температура кипения, °С
Критическая температура, К
932,9
935,9
939,2
942,5
945,8
949,0
952,2
955,4
958,5
961,6
964,5
967,1
969,5
971,7
973,9
976,1
978,4
980,6
982,8
985,2
988,2
991,7
994,0
995,6
997,0
998,4
955,3
876,0
881,7
51,8
52,0
52,1
52,1
52,1
52,1
52,0
51,9
51,7
51,5
51,3
51,0
50,7
50,5
50,2
49,9
49,5
49,1
48,6
48,1
47,5
47,0
46,4
45,8
45,2
44,6
51,5
36,2
47,1
148,59
165,96
183,23
204,64
220,80
241,55
260,62
278,61
304,09
321,37
343,56
367,28
389,94
416,87
449,78
486,41
514,04
548,28
579,43
612,35
650,13
683,91
726,11
763,84
807,24
853,10
294,6
37,80
81,98
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
595,4
605,4
615,4
625,4
635,4
645,4
655,4
665,4
675,4
685,4
695,4
705,4
715,4
725,4
735,4
745,4
755,4
765,4
775,4
785,4
795,4
805,4
815,4
825,4
835,4
845,4
668,0
448,4
528,2
1019,4 7,3
1028,7 7,2
1038,2 7,1
1048,1 7,0
1057,0 6,9
1066,5 6,8
1075,8 6,7
1084,7 6,5
1093,5 6,4
1102,3 6,3
1110,9 6,1
1119,3 6,0
1127,7 5,9
1135,9 5,7
1144,1 5,6
1152,2 5,5
1160,4 5,3
1168,5 5,2
1176,7 5,1
1184,9 4,9
1193,6 4,8
1202,6 4,8
1210,9 4,7
1218,9 4,5
1226,7 4,4
1234,6 4,3
1085,8 6,5
894,2 10,9
962,7 8,8
Калорийность,
ккал/ст. м3
Температура
застывания,°С
672,4
695,9
719,7
744,4
769,8
796,1
823,2
851,1
880,0
909,9
941,0
973,6
1007,6
1043,1
1079,7
1117,6
1156,5
1196,9
1238,5
1281,0
1323,2
1365,2
1412,0
1462,3
1515,0
1569,5
869,3
365,6
488,7
Ацентрический
фактор
Плотность
при 20 °С, кг/м3
590–600
600–610
610–620
620–630
630–640
640–650
650–660
660–670
670–680
680–690
690–700
700–710
710–720
720–730
730–740
740–750
750–760
760–770
770–780
780–790
790–800
800–810
810–820
820–830
830–840
840–850
Свыше 600
Свыше 350
Свыше 450
Критическое давление, кгс/см2
Компоненты,
фракции
Молекулярная
масса
Окончание таблицы 1.7
1,124
1,140
1,155
1,169
1,186
1,202
1,218
1,236
1,254
1,273
1,292
1,313
1,333
1,355
1,376
1,397
1,419
1,440
1,462
1,482
1,501
1,518
1,538
1,560
1,583
1,606
1,246
0,831
0,987
163 332
165 808
168 221
170 632
173 019
175 398
177 757
180 094
182 425
184 745
187 068
189 410
191 759
194 119
196 458
198 790
201 095
203 401
205 691
207 948
210 115
212 204
214 459
216 804
219 183
221 568
181 574
118 896
140 024
109
1. Пластовые и добываемые флюиды...
0,044
0,085
0,120
0,179
0,171
0,224
0,234
0,298
0,340
0,443
0,510
0,538
0,573
0,587
0,615
0,661
0,720
0,798
0,882
0,992
1,162
1,311
1,493
1,706
1,977
2,257
2,604
110,0 –161,5 190,7
105,0 –88,6 305,4
102,2 –42,1 369,9
97,6 –11,7 408,1
90,1 –0,5 425,2
90,3
25,3 460,4
61,9
35,0 469,8
67,0
50,0 494,0
66,0
65,8 510,3
65,0
75,4 527,1
64,0
85,9 542,0
63,0
95,6 554,4
62,0 105,2 567,6
60,0 115,4 578,2
58,0 125,4 587,0
55,0 135,2 601,0
52,0 145,4 612,5
50,0 155,5 620,4
48,0 165,4 631,7
45,0 175,3 641,8
42,0 185,4 652,5
35,0 195,3 661,8
0,0
205,3 671,7
0,0
215,4 682,0
0,0
225,5 692,2
0,0
235,5 703,8
0,0
245,5 714,2
Калорийность,
ккал/ст. м3
Октановое число
по ММ
–125,0
–125,0
–125,0
–125,0
–125,0
–125,0
–125,0
–107,0
–105,0
–102,8
–100,0
–97,0
–94,0
–90,0
–86,0
–82,0
–77,0
–70,7
–63,9
–55,6
–48,8
–48,5
–49,0
–34,8
–39,9
–33,0
–27,5
Ацентрический
фактор
Вязкость при 20
°С, мПа · с
270,0
364,0
505,0
557,0
579,0
620,0
627,0
660,1
679,6
720,3
729,2
735,5
753,0
746,5
750,8
773,2
767,7
773,5
782,3
781,7
793,0
795,0
802,7
804,7
814,7
820,0
827,9
Критическое давление, кгс/см2
Температура
застывания,°С
16,0
30,1
44,1
58,1
58,1
72,2
72,2
81,3
87,2
88,8
94,0
99,5
103,5
111,1
117,1
120,3
128,1
134,1
139,7
146,9
152,3
159,2
165,4
172,6
178,6
185,5
191,9
Критическая
температура, К
Плотность
при 20 °С, кг/м3
Метан
Этан
Пропан
Изобутан
Норм.бутан
Изопентан
Норм.пентан
45–60
60–70
70–80
80–90
90–100
100–110
110–120
120–130
130–140
140–150
150–160
160–170
170–180
180–190
190–200
200–210
210–220
220–230
230–240
240–250
Температура
кипения, °С
Компоненты, фракции
Молекулярная
масса
Таблица 1.8. Усредненные по результатам исследований физикохимические характеристики компонентов и узких фракций смесей
валанжинских и ачимовских флюидов месторождений севера Тюменской
области
45,8
48,2
42,0
36,0
37,5
32,9
33,3
33,5
32,5
33,3
33,2
32,2
31,6
30,2
28,4
28,2
27,4
25,7
25,0
24,0
23,3
22,3
21,6
20,9
20,4
20,0
19,5
0,010
0,099
0,152
0,185
0,201
0,222
0,254
0,264
0,272
0,268
0,270
0,277
0,283
0,295
0,312
0,315
0,325
0,345
0,356
0,370
0,382
0,398
0,413
0,426
0,440
0,448
0,461
7985
14 340
20 680
27 075
27 515
34 300
34 380
37 356
39 758
40 420
42 489
44 665
46 202
49 103
51 370
52 576
55 395
57 546
59 522
62 023
63 843
66 169
68 196
70 527
72 410
74 554
76 522
110
Балансовые расчеты...
Компоненты, фракции
Молекулярная
масса
Плотность
при 20 °С, кг/м3
Температура
застывания,°С
Вязкость при 20
°С, мПа · с
Октановое число
по ММ
Температура
кипения, °С
Критическая
температура, К
Критическое давление, кгс/см2
Ацентрический
фактор
Калорийность,
ккал/ст. м3
Продолжение таблицы 1.8
250–260
260–270
270–280
280–290
290–300
300–310
310–320
320–330
330–340
340–350
350–360
360–370
370–380
380–390
390–400
400–410
410–420
420–430
430–440
440–450
450–460
460–470
470–480
480–490
490–500
500–510
510–520
520–530
530–540
540–550
198,8
206,4
214,2
222,7
231,7
242,7
251,7
260,5
270,6
281,5
293,0
304,4
316,4
328,1
339,6
349,7
361,2
374,9
388,8
403,1
416,7
432,9
449,4
462,7
476,6
508,3
525,6
543,4
561,7
580,3
834,5
838,7
842,8
844,8
846,2
841,0
844,2
849,5
851,4
851,0
850,1
851,0
851,0
853,7
857,2
864,8
867,0
868,0
870,5
874,5
875,9
879,6
880,9
882,2
884,6
889,7
893,7
897,0
900,6
902,9
–22,5
–17,5
–12,6
–7,6
–3,0
1,2
5,9
10,2
14,0
17,6
21,2
24,5
27,4
30,1
32,3
33,9
35,7
37,4
38,9
40,4
42,1
43,8
45,5
47,1
48,6
50,1
51,6
52,9
54,2
55,4
3,031
3,564
4,081
4,841
5,703
6,528
7,682
9,253
10,76
12,07
13,17
15,13
16,98
19,11
21,04
23,25
24,98
27,42
28,80
30,31
34,95
37,53
41,22
47,46
48,86
55,26
62,23
69,43
75,86
82,04
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
255,5
265,5
275,5
285,5
295,5
305,5
315,5
325,5
335,5
345,5
355,5
365,5
375,4
385,4
395,4
405,5
415,5
425,5
435,4
445,4
455,4
465,4
475,4
485,4
495,4
505,4
515,4
525,4
535,4
545,4
725,1
734,8
743,5
751,4
759,3
767,0
775,3
784,9
794,0
802,4
810,6
818,3
826,0
833,9
842,3
851,0
859,8
868,5
877,2
885,8
894,3
902,8
911,4
919,8
928,0
936,2
944,4
952,6
960,6
968,8
19,1
18,5
17,8
17,1
16,4
15,8
15,2
14,8
14,4
13,9
13,5
13,0
12,5
12,1
11,7
11,4
11,1
10,8
10,5
10,2
9,9
9,7
9,4
9,2
8,9
8,7
8,4
8,2
7,9
7,7
0,472
0,487
0,506
0,527
0,548
0,571
0,592
0,607
0,625
0,644
0,666
0,689
0,713
0,735
0,756
0,776
0,795
0,813
0,833
0,852
0,873
0,893
0,913
0,934
0,955
0,977
0,999
1,021
1,043
1,066
78 595
80 823
83 059
85 475
87 957
90 904
93 265
95 508
98 015
100 675
103 384
106 008
108 687
111 225
113 662
115 739
118 044
120 713
123 334
125 946
128 362
131 145
133 882
136 016
138 187
142 910
145 366
147 818
150 244
152 623
111
Компоненты, фракции
Молекулярная
масса
Плотность
при 20 °С, кг/м3
Температура
застывания,°С
Вязкость при 20
°С, мПа · с
Октановое число
по ММ
Температура
кипения, °С
Критическая
температура, К
Критическое давление, кгс/см2
Ацентрический
фактор
Калорийность,
ккал/ст. м3
1. Пластовые и добываемые флюиды...
550–560
560–570
570–580
580–590
590–600
600–610
610–620
620–630
630–640
640–650
650–660
660–670
670–680
680–690
690–700
Свыше 350
Свыше 450
599,2
618,6
638,4
658,7
679,3
702,1
723,6
745,5
767,8
790,6
813,9
837,6
861,9
886,6
911,8
358,7
500,6
905,8
909,2
912,5
917,1
921,0
924,2
928,6
931,1
934,4
938,9
942,5
945,0
947,5
950,6
956,4
869,2
895,2
56,5
57,5
58,5
59,4
60,4
61,2
62,1
62,9
63,7
64,5
65,3
66,1
66,8
67,5
68,1
37,9
51,6
91,56
96,83
103,08
110,46
120,50
130,32
142,23
155,17
164,06
173,38
183,23
195,88
206,96
223,36
236,05
26,41
59,71
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
555,4
565,4
575,4
585,4
595,4
605,4
615,4
625,4
635,4
645,4
655,4
665,4
675,4
685,4
695,4
431,0
520,2
976,8
984,8
992,9
1000,8
1008,9
1016,4
1024,5
1032,6
1040,6
1048,8
1056,8
1064,9
1072,9
1080,9
1088,6
873,0
947,8
7,5
7,2
7,0
6,8
6,6
6,5
6,3
6,1
5,9
5,8
5,6
5,5
5,3
5,2
5,0
10,9
8,4
1,088
1,111
1,134
1,157
1,180
1,206
1,228
1,250
1,273
1,296
1,318
1,340
1,363
1,386
1,411
0,827
1,013
154 969
157 290
159 573
161 844
164 074
166 450
168 605
170 734
172 835
174 909
176 956
178 978
180 973
182 943
184 889
117 536
141 796
Температура
застывания,°С
Вязкость при 20 °С,
мПа · с
Критическая температура, К
Критическое давление, кгс/см2
Ацентрический
фактор
Калорийность,
ккал/ст. м3
16,0
30,1
44,1
270,0
364,0
505,0
–125,0
–125,0
–125,0
0,044 110,0 –161,5 190,7
0,085 105,0 –88,6 305,4
0,120 102,2 –42,1 369,9
45,8 0,010
48,2 0,099
42,0 0,152
7985
14 340
20 680
Температура кипения, °С
Плотность
при 20 °С, кг/м3
Метан
Этан
Пропан
Октановое число
по ММ
Компоненты,
фракции
Молекулярная
масса
Таблица 1.9. Усредненные по результатам исследований физикохимические характеристики компонентов и узких фракций смесей
конденсатов и нефти месторождений севера Тюменской области
112
Балансовые расчеты...
Температура
застывания,°С
Вязкость при 20 °С,
мПа · с
Октановое число
по ММ
Температура кипения, °С
Критическая температура, К
58,1
58,1
72,2
72,2
81,3
87,2
88,9
94,0
99,5
103,5
111,0
117,1
120,4
128,0
134,0
139,7
146,9
152,2
159,2
165,3
172,5
178,3
185,3
191,7
198,7
206,2
214,0
222,5
231,4
242,2
251,0
557,0
579,0
620,0
627,0
659,8
679,6
719,6
729,1
735,6
752,8
746,6
751,1
773,0
768,0
773,7
782,4
782,0
793,2
795,4
803,5
805,6
815,8
820,8
829,0
835,2
839,5
843,6
845,7
847,4
843,0
846,8
–125,0
–125,0
–125,0
–125,0
–107,0
–105,0
–102,8
–100,0
–97,0
–94,0
–90,0
–86,0
–82,0
–77,0
–70,7
–64,1
–56,0
–49,4
–49,1
–49,7
–35,4
–40,1
–33,3
–28,0
–22,8
–18,1
–13,3
–8,4
–4,2
0,3
4,6
0,179
0,171
0,224
0,234
0,298
0,340
0,443
0,511
0,538
0,573
0,587
0,616
0,662
0,722
0,800
0,885
0,994
1,162
1,312
1,496
1,709
1,982
2,262
2,613
3,036
3,561
4,095
4,872
5,733
6,598
7,785
97,6
90,1
90,3
61,9
67,0
66,0
65,0
64,0
63,0
62,0
60,0
58,0
55,0
52,0
50,0
48,0
45,0
42,0
35,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
–11,7
–0,5
25,3
35,0
50,0
65,8
75,4
85,9
95,6
105,2
115,4
125,4
135,2
145,4
155,5
165,4
175,3
185,4
195,3
205,3
215,4
225,5
235,5
245,5
255,5
265,5
275,5
285,5
295,5
305,5
315,5
408,1
425,2
460,4
469,8
494,0
510,3
527,2
542,0
554,4
567,6
578,2
587,0
601,0
612,4
620,5
631,8
641,8
652,7
662,0
672,1
682,2
692,8
704,2
714,8
725,6
735,4
744,3
752,6
761,2
768,1
776,5
36,0
37,5
32,9
33,3
33,5
32,5
33,3
33,2
32,2
31,6
30,2
28,4
28,2
27,4
25,7
25,0
24,0
23,4
22,4
21,7
21,0
20,5
20,0
19,6
19,2
18,6
18,0
17,3
16,7
15,9
15,3
0,185
0,201
0,222
0,254
0,264
0,272
0,268
0,270
0,277
0,283
0,295
0,312
0,315
0,325
0,345
0,355
0,370
0,381
0,398
0,412
0,426
0,438
0,447
0,459
0,470
0,485
0,503
0,523
0,542
0,567
0,587
Калорийность,
ккал/ст. м3
Плотность
при 20 °С, кг/м3
Изобутан
Норм.бутан
Изопентан
Норм.пентан
45–60
60–70
70–80
80–90
90–100
100–110
110–120
120–130
130–140
140–150
150–160
160–170
170–180
180–190
190–200
200–210
210–220
220–230
230–240
240–250
250–260
260–270
270–280
280–290
290–300
300–310
310–320
Критическое давление, кгс/см2
Ацентрический
фактор
Компоненты,
фракции
Молекулярная
масса
Продолжение таблицы 1.9
27 075
27 515
34 300
34 380
37 358
39 758
40 456
42 494
44 661
46 210
49 099
51 353
52 589
55 379
57 534
59 517
62 001
63 829
66 145
68 150
70 473
72 334
74 498
76 446
78 544
80 758
83 001
85 405
87 862
90 754
93 074
Молекулярная
масса
Плотность
при 20 °С, кг/м3
Температура
застывания,°С
Вязкость при 20 °С,
мПа · с
Октановое число
по ММ
Температура кипения, °С
Критическая температура, К
320–330
330–340
340–350
350–360
360–370
370–380
380–390
390–400
400–410
410–420
420–430
430–440
440–450
450–460
460–470
470–480
480–490
490–500
500–510
510–520
520–530
530–540
540–550
550–560
560–570
570–580
580–590
590–600
600–610
610–620
259,7
269,7
280,4
291,6
302,9
314,6
326,2
337,9
348,7
360,4
373,7
387,3
401,4
415,5
431,3
447,4
462,1
477,3
500,2
517,8
535,7
554,3
573,2
592,7
612,6
633,1
654,4
676,1
699,1
721,7
852,3
854,0
854,5
854,6
855,7
856,5
859,2
862,5
868,5
871,6
873,9
876,8
880,2
882,2
885,1
886,9
889,0
891,3
898,2
901,4
904,6
907,8
910,4
913,2
916,4
919,5
923,2
926,6
929,9
933,8
8,5
12,7
16,3
19,7
23,0
26,0
28,6
30,5
32,2
34,1
36,0
37,7
39,1
40,6
42,1
43,7
45,1
46,6
48,1
49,4
50,6
51,7
52,7
53,6
54,4
55,1
55,7
56,3
56,7
57,2
9,406
11,02
12,60
14,32
16,28
18,77
21,23
22,97
25,68
27,41
30,61
33,39
35,63
39,71
44,25
47,34
52,63
57,44
62,63
68,39
74,27
79,41
87,24
98,93
106,61
114,67
121,65
133,83
147,65
162,35
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
325,5
335,5
345,5
355,5
365,5
375,4
385,4
395,4
405,5
415,5
425,5
435,4
445,4
455,4
465,4
475,4
485,4
495,4
505,4
515,4
525,4
535,4
545,4
555,4
565,4
575,4
585,4
595,4
605,4
615,4
786,7
795,6
804,1
812,3
819,9
827,7
835,7
844,3
853,4
862,6
871,8
880,5
889,2
897,8
906,1
914,4
922,8
930,9
939,0
947,1
955,2
963,5
971,9
980,3
988,5
996,9
1005,3
1013,9
1022,4
1031,2
Критическое давление, кгс/см2
Ацентрический
фактор
Компоненты,
фракции
15,0
14,6
14,1
13,6
13,1
12,7
12,3
11,9
11,6
11,3
11,1
10,8
10,5
10,2
9,9
9,7
9,4
9,1
8,9
8,6
8,4
8,1
7,9
7,7
7,5
7,3
7,1
6,9
6,8
6,7
0,600
0,618
0,638
0,659
0,682
0,706
0,727
0,747
0,765
0,782
0,799
0,817
0,837
0,856
0,877
0,898
0,919
0,941
0,963
0,985
1,008
1,028
1,049
1,071
1,092
1,113
1,133
1,154
1,174
1,192
Калорийность,
ккал/ст. м3
113
1. Пластовые и добываемые флюиды...
95 292
97 811
100 409
103 054
105 666
108 290
110 825
113 294
115 526
117 882
120 468
123 045
125 645
128 152
130 870
133 554
135 912
138 297
141 727
144 268
146 768
149 262
151 717
154 166
156 574
158 974
161 374
163 723
166 139
168 417
114
Балансовые расчеты...
Компоненты,
фракции
Молекулярная
масса
Плотность
при 20 °С, кг/м3
Температура
застывания,°С
Вязкость при 20 °С,
мПа · с
Октановое число
по ММ
Температура кипения, °С
Критическая температура, К
Критическое давление, кгс/см2
Ацентрический
фактор
Калорийность,
ккал/ст. м3
Окончание таблицы 1.9
620–630
630–640
640–650
650–660
660–670
670–680
680–690
690–700
Свыше 350
Свыше 450
744,9
768,8
793,4
818,7
844,9
872,0
900,5
930,5
361,6
494,8
936,7
940,1
944,1
947,6
950,6
953,7
957,1
961,6
872,2
888,6
57,5
57,9
58,2
58,4
58,4
58,3
58,0
57,3
37,2
49,4
179,68
192,67
208,28
223,61
240,62
261,37
281,71
305,06
31,33
70,61
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
625,4
635,4
645,4
655,4
665,4
675,4
685,4
695,4
438,5
524,1
1040,3 6,5 1,210
1048,9 6,4 1,229
1057,9 6,3 1,248
1066,7 6,2 1,266
1075,6 6,0 1,284
1084,4 5,9 1,302
1093,6 5,9 1,319
1102,9 5,7 1,335
882,1 10,9 0,829
955,1 8,6 1,000
170 683
172 928
175 160
177 375
179 584
181 791
184 022
186 296
118 125
140 934
850
Молекулярные массы фракций
750
Валанжинских конденсатов
Нефтей нефтяных оторочек
Конденсатов ачимовских залежей
Средние значения
650
550
450
350
250
150
50
50
150
250
350
450
550
650
Средние температуры кипения фракций, °С
Рис. 1.23. Усредненные молекулярные массы узких 10‑градусных фракций
различного сырья
115
1. Пластовые и добываемые флюиды...
Плотности при 20 °С, кг/м3
950
900
850
800
Валанжинских конденсатов
Нефтей нефтяных оторочек
Конденсатов ачимовских залежей
Средние значения
750
700
650
50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650 700
Средние температуры кипения фракций, °С
Температуры застывания фракций, °С
Рис. 1.24. Усредненные плотности узких 10‑градусных фракций различ­
ных сырьевых потоков
70
50
30
10
–10
–30
Конденсатов ачимовских залежей
Нефтей нефтяных оторочек
Конденсатов валанжинских залежей
Средние значения
–50
–70
150
200 250 300 350 400 450 500 550
Средние температуры кипения фракций, °С
600
650
Рис. 1.25. Усредненные температуры застывания узких 10-градусных
фракций различных сырьевых потоков
116
Балансовые расчеты...
Вязкость при 20°С, сПз
1000
100
10
1
Валанжинских конденсатов
Нефтей нефтяных оторочек
Конденсатов ачимовских залежей
Средние значения
0,1
50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650 700
Средние температуры кипения фракций, °С
Рис. 1.26. Усредненная динамическая вязкость узких 10‑градусных фрак­
ций различного сырья
Кроме КФС и свойств узких фракций нередко представляет
интерес информация о групповом углеводородном составе сырья.
Особенно это важно при проектировании и оценке качества сырья
для вторичных процессов, связанных с каталитической переработ­
кой, а также для нефтехимических производств. Исследованиям
групповых углеводородных составов в ООО «ТюменНИИгипро­
газ» было уделено значительно меньше внимания, однако ряд
исследований было выполнено. В таблице 1.10 и на рис. 1.27–1.30
имеющаяся информация представлена в несколько необычном
виде — в качестве группового углеводородного состава узких
10‑градусных фракций. Такое представление требуется для того,
чтобы выдержать до конца методологию интерпретации составов
добываемого сырья и продуктов его подготовки и переработки в
компонентно-фракционной форме. В этом случае, приведенные
данные могут рассматриваться в качестве дополнительных (отно­
сительно приведенных в табл. 1.5–1.9) характеристик узких фрак­
ций добываемого УВС.
1. Пластовые и добываемые флюиды...
117
Таблица 1.10. Групповые углеводородные составы ( % масс.) узких фракций
типичных газовых конденсатов месторождений севера Тюменской области
Пределы кипения
45–60
60–70
70–80
80–90
90–100
100–110
110–120
120–130
130–140
140–150
150–160
160–170
170–180
45–60
60–70
70–80
80–90
90–100
100–110
110–120
120–130
130–140
140–150
150–160
160–170
170–180
45–60
60–70
70–80
Содержание углеводородов во фракции, % масс.
Н.парафины
Изопарафины
Нафтены
Ароматика
Валанжинский конденсат, проба 1
54,56
45,44
52,73
47,27
4,71
95,29
17,55
79,71
2,74
43,52
30,91
25,57
4,60
95,40
34,42
51,33
14,25
53,70
1,29
45,01
18,74
49,04
32,22
67,28
25,48
7,24
60,20
8,40
28,17
3,23
48,43
14,27
37,30
71,28
14,10
12,38
2,24
Валанжинский конденсат, проба 2
29,61
70,39
57,48
42,52
1,84
98,16
19,84
77,78
2,38
45,47
28,05
26,48
6,05
93,95
44,65
44,44
10,91
60,10
1,33
38,57
30,29
59,37
10,34
72,99
21,77
5,24
60,05
7,36
28,69
3,90
48,96
16,06
34,97
69,80
15,40
12,75
2,05
Валанжинский конденсат, проба 3
59,18
40,82
50,19
49,81
4,27
95,73
118
Балансовые расчеты...
Продолжение таблицы 1.10
Содержание углеводородов во фракции, % масс.
Н.парафины
Изопарафины
Нафтены
Ароматика
15,99
78,35
5,66
35,45
33,47
31,08
3,79
96,21
28,68
52,66
18,67
38,63
1,84
59,53
15,62
50,42
33,96
67,73
24,84
7,43
28,35
17,57
51,43
2,65
41,49
20,56
37,96
39,05
27,11
2,60
31,25
Смесь валанжинских и ачимовских конденсатов, проба 1
54,63
45,37
51,43
48,57
3,78
96,22
16,55
78,61
4,84
38,88
31,77
29,36
4,12
95,88
31,07
50,83
18,10
44,15
1,43
54,42
18,32
48,37
33,31
63,37
27,90
8,73
48,97
8,84
40,61
1,58
51,40
18,67
29,93
43,23
38,77
15,51
2,48
Смесь валанжинских и ачимовских конденсатов, проба 2
49,50
50,50
52,96
47,04
3,65
96,35
17,48
78,61
3,91
40,83
31,05
28,12
4,64
95,36
34,71
49,81
15,48
49,15
1,47
49,38
Пределы кипения
80–90
90–100
100–110
110–120
120–130
130–140
140–150
150–160
160–170
170–180
45–60
60–70
70–80
80–90
90–100
100–110
110–120
120–130
130–140
140–150
150–160
160–170
170–180
45–60
60–70
70–80
80–90
90–100
100–110
110–120
120–130
1. Пластовые и добываемые флюиды...
Пределы кипения
130–140
140–150
150–160
160–170
170–180
45–60
60–70
70–80
80–90
90–100
100–110
110–120
120–130
130–140
140–150
150–160
160–170
170–180
Свыше 180
119
Содержание углеводородов во фракции, % масс.
Н.парафины
Изопарафины
Нафтены
Ароматика
20,74
51,80
27,46
67,84
25,00
7,16
49,39
10,54
37,22
2,84
47,57
17,39
35,04
55,84
23,85
10,81
9,51
Смесь конденсатов и нефти
56,30
43,70
50,00
50,00
3,70
96,30
16,90
78,60
4,50
42,20
28,90
28,90
3,70
96,30
33,30
50,30
16,40
66,85
0,75
32,40
19,80
39,20
41,00
62,10
23,60
14,30
49,10
12,00
32,60
6,30
49,20
5,20
45,60
46,80
14,50
15,80
22,90
22,00
31,00
22,00
25,00
Анализируя информацию, представленную в табл. 1.10 и на
рис. 1.27–1.30, можно сделать вывод о достаточной близости груп­
повых составов всех исследованных проб, что является еще одним
подтверждением о принципиальном сходстве флюидов различных
месторождений.
В заключение представления и анализа физико-химических ха­
рактеристик газоконденсатных и нефтяных флюидов северных место­
рождений Тюменской области в табл. 1.11 и на рис. 1.31 представлены
фракционные составы твердых парафинов, выделенных из нефти и
ачимовского конденсата при различных температурах кристаллиза­
ции. Исследования по кристаллизации парафинов были выполнены
в ООО «ТюменНИИгипрогаз», их хроматографический анализ — в
ООО «ВНИИГАЗ». Связаны эти исследования были с тем, что одной
из серьезных технологических проблем добычи, подготовки, транс­
0
10
20
30
40
50
60
70
52
65
75
85
95
105
115
125
135
Температуры кипения компонентов, °С
145
Рис. 1.27. Содержание нормальных парафинов в узких 10‑градусных фракциях
Содержание компонентов, % масс.
80
155
Смесь конденсатов и нефти
Смесь валанжинских и ачимовских конденсатов, проба 1
Валанжинский конденсат, проба 1
Валанжинский конденсат, проба 2
Валанжинский конденсат, проба 3
165
175
185
120
Балансовые расчеты...
0
10
20
30
40
50
60
70
52
65
75
85
105
115
125
135
145
155
Температуры кипения компонентов, °С
95
Смесь конденсатов и нефти
Смесь валанжинских
и ачимовских конденсатов, проба 1
Валанжинский конденсат, проба 1
Валанжинский конденсат, проба 2
Валанжинский конденсат, проба 3
Рис. 1.28. Содержание изопарафинов в узких 10‑градусных фракциях
Содержание компонентов, % масс.
80
165
175
185
1. Пластовые и добываемые флюиды...
121
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
52
65
75
85
105
115
125
135
145
Температуры кипения компонентов, °С
95
155
165
Валанжинский конденсат, проба 3
Валанжинский конденсат, проба 2
Валанжинский конденсат, проба 1
Смесь конденсатов и нефти
Смесь валанжинских
и ачимовских конденсатов, проба 1
Рис. 1.29. Содержание нафтенов в узких 10‑градусных фракциях
Содержание компонентов, % масс.
100
175
185
122
Балансовые расчеты...
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
52
65
75
85
105
115
125
135
145
Температуры кипения компонентов, °С
95
Валанжинский конденсат, проба 3
Валанжинский конденсат, проба 2
Валанжинский конденсат, проба 1
Смесь конденсатов и нефти
Смесь валанжинских
и ачимовских конденсатов, проба 1
Рис. 1.30. Содержание ароматики в узких 10‑градусных фракциях
Содержание компонентов, % масс.
50
155
165
175
185
1. Пластовые и добываемые флюиды...
123
124
Балансовые расчеты...
порта и переработки нефти и ачимовского конденсата северных мес­
торождений Тюменской области заключается в высокой вероятности
выпадения и отложения парафинов в технологическом оборудовании
и трубопроводах. В данном случае эта информация приведена в ка­
честве подтверждения наличия в газовых конденсатах (и нефти) и,
соответственно, в газоконденсатных флюидах углеводородов с темпе­
ратурами кипения, как минимум, до 600 °С.
Таблица 1.11. Фракционные составы твердых парафинов, выделенных
из ачимовских конденсатов и нефти при различных температурах
кристаллизации
Массовый %
отгона
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
65
70
75
80
85
90
95
100
Твердые парафины, выделенные при температурах кристаллизации:
Из ачимовского конденсата
Из нефти нефтяных оторочек
–30 °С –20 °С –10 °С 0 °С +10 °С -20 °С -10 °С
0 °С
+10 °С
Температура кипения парафинов (°С):
230
216
230 249 222
271
235
246
203
287
271
286 341 285
316
310
330
303
301
301
315 355 326
329
329
343
352
302
314
329 361 356
330
342
356
378
315
315
342 368 378
343
343
356
390
315
328
343 368 389
343
355
367
400
316
329
355 379 391
344
356
368
408
324
330
356 380 400
355
363
378
412
329
341
365 387 409
356
368
379
421
330
343
368 390 410
357
375
380
430
339
343
377 391 419
368
380
390
439
343
355
380 401 427
369
390
391
448
355
356
390 407 431
379
400
400
457
363
367
401 412 438
390
411
401
468
375
376
412 421 448
401
423
411
479
388
388
427 433 460
413
438
421
490
401
403
442 447 473
427
452
431
502
419
421
458 462 487
440
470
446
515
441
443
477 480 504
459
490
463
529
472
473
500 505 529
482
514
490
549
524
518
536 544 578
522
546
531
593
1. Пластовые и добываемые флюиды...
125
Вязкость при 20°С, сПз
1000
100
10
1
Валанжинских конденсатов
Нефтей нефтяных оторочек
Конденсатов ачимовских залежей
Средние значения
0,1
50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650 700
Средние температуры кипения фракций, °С
Рис. 1.31. Фракционные составы твердых парафинов, выделенных из ачи­
мовских конденсатов (пунктирные линии с маркерами) и нефти (жирные
линии) при различных температурах кристаллизации
Анализируя табл. 1.11 и рис. 1.31 можно сделать вывод о близости
фракционных составов парафинов, выделенных из нефти и ачимов­
ского конденсата при одних и тех же условиях, хотя в целом нефтя­
ные парафины несколько тяжелее, однако не принципиально. Это
еще газ подтверждает принципиальное сходство газоконденсатных
и нефтяных флюидов.
В целом, резюмируя анализ представленной выше, а также
некоторой не вошедшей в данную работу информации, можно
заключить, что конденсаты и нефти валанжинских и ачимовских
залежей северных месторождений Тюменской области являются
легкими, малосернистыми, малосмолистыми. По групповому
составу все они относятся к метано-нафтеновому типу. В их
тяжелых фракциях свыше 300 °С (см. табл. 1.11 и рис. 1.31) со­
держатся твердые парафины с температурой плавления 50 °С и
выше. Поскольку отклонения между свойствами узких фракций
флюидов различных типов не значительно (см. табл. 1.5–1.7),
126
Балансовые расчеты...
различие общих физико-химических характеристик конденсатов
(валанжинских и ачимовских) и нефти объясняются различием
их компонентно-фракционных составов (см. табл. 1.4, рис. 1.16).
Поскольку твердые парафины содержатся преимущественно во
фракциях, выкипающих свыше 300 °С, максимальное содержание
твердых парафинов отмечается в нефти (до 12–14 % масс. в нача­
ле разработки), среднее (до 5 % масс.) в конденсатах ачимовских
залежей и наименьшее (0.1–0.2 % масс.) — в наиболее легких
конденсатах валанжинских залежей. При этом в процессе разра­
ботки в результате облегчения конденсатов содержание твердых
парафинов в них снижается.
Именно различие компонентно-фракционных составов сырье­
вых потоков прежде всего обуславливает и различие балансов их
промысловой подготовки и переработки, что собственно и является
обоснованием необходимости использования излагаемой в работы
методологии.
1.8. Расчет основных характеристик и показателей
качества добываемого сырья и продуктов его подготовки
и переработки
Имея в наличии изложенную выше экспериментальную базу по
КФС добываемого сырья и по физико-химическим характеристи­
кам входящих в его состав псевдокомпонентов — узких 10‑градус­
ных фракций, можно достаточно качественно выполнять расчеты
различных физико-химических характеристик и показателей ка­
чества собственно добываемого сырья, а также продуктов его про­
мысловой подготовки и переработки на базе экспериментальных
КФС, или рассчитанных по моделям технологических процессов
и схем.
В настоящее время известно достаточно много корреляций,
связывающих компонентно-фракционные составы и свойства
компонентов и псевдокомпонентов (узких фракций) с физико-хи­
мическими характеристиками и показателями качества потоков.
Остановимся на некоторых, успешно прошедших многолетнюю
проверку в научно-практической деятельности и нашедших практи­
ческое применение для анализа и прогнозирования характеристик
1. Пластовые и добываемые флюиды...
127
углеводородных потоков добычи и переработки газоконденсатных
флюидов и нефти нефтяных оторочек северных месторождений
Тюменской области. Одной из основополагающих работ, исполь­
зованных для формирования изложенной ниже расчетной базы,
является довольно старая (1984 г.) работа достаточно мощного в
прошлом Сибирского НИИ нефтяной промышленности СибНИ­
ИРП — CTO 51.00.021‑84 «Расчет состава и свойств нефти, газа и
воды на месторождениях Главтюменнефтегаза». Следует сказать,
что в настоящее время у его авторов есть намерение переработать и
переиздать данный стандарт.
Информация о компонентно-фракционном составе углеводо­
родного потока и перечисленные выше характеристики входящих
в его состав псевдокомпонентов (узких фракций) позволяют доста­
точно надежно рассчитывать следующие основные характеристики
потоков:
• для жидких — плотность, вязкость, молекулярную массу,
температуры застывания и помутнения, температуру начала
кипения, упругость паров, давление насыщенных паров по
Рейду, поверхностное натяжение, октановое число (для бен­
зиновых фракций), газовый фактор;
• для газовых — плотность, вязкость, молекулярную массу, кон­
денсатный фактор, температуру начала конденсации (точку
росы по углеводородам).
Перечисленные характеристики углеводородных потоков опреде­
ляются по правилам аддитивности в виде линейных или степенных
уравнений, по эмпирическим и полуэмпирическим корреляциям
или путем моделирования соответствующих методик исследований
на основе расчета фазового равновесия. Определения перечислен­
ных свойств вполне достаточно, чтобы прогнозировать основные
показатели качества потоков первичной переработки конденсата и,
следовательно, адекватно рассчитывать ожидаемые материальные
балансы переработки и ограничения по выходам товарных потоков
требуемого качества.
Ниже приведены уравнения и методики, рекомендуемые для
расчетов перечисленных выше основных физико-химических ха­
рактеристик и показателей качества углеводородных потоков по их
компонентно-фракционным составам и свойствам компонентов и
псевдокомпонентов (узких фракций).
128
Балансовые расчеты...
1.8.1. Расчеты составов и физико-химических
характеристик углеводородных потоков
Пересчет компонентно-фракционного состава потока из % массо­
вых (Zgi) в % мольные (Zi) и обратно производится по формулам
Zi = 100 × (Zgi / Mi) / ∑(Zgi / Mi);
Zgi = 100 × (Zi × Mi) / ∑(Zi × Mi).
(1.6)
(1.7)
где Mi — молекулярная масса i-го компонента потока.
Молекулярную массу потока рассчитывают по уравнению
M = [∑(Zi × Mi)]/100,
(1.8)
где Zi — содержание i-го компонента (компонента, узкой фракции)
в потоке в % мольных, рассчитанное по уравнению (1.6), Mi — моле­
кулярная масса соответствующего компонента потока.
Состав потока в % объемных (vi) определяется по уравнению
vi = 100 × (Zgi / ρi) / ∑(Zgi / ρi),
(1.9)
где ρi — плотность i-го компонента (компонента, узкой фракции)
при стандартных условиях (1 кгс/ см2, 20 °С) в кг / м3, Zgi — содер­
жание i-го компонента в потоке в % массовых. Для газообразных
компонентов (от метана до нормального бутана), растворенных в
жидком потоке, ρi является не истинной, а «кажущейся», которая
равна массе растворенного газового компонента, деленной на его
объем в потоке.
Плотность жидкого потока (ρж, кг / ст. м3) при стандартных усло­
виях (1 кгс / см2, 20 °С) рассчитывается по уравнению:
ρж = ∑(vi × ρi) / 100,
(1.10)
где vi — содержание i-го компонента (компонента, узкой фракции)
в объемных процентах, рассчитанное по уравнению (1.9), ρi — плот­
ность i-го компонента (компонента, узкой фракции) при стандарт­
ных условиях (1 кгс / см2, 20 °С) в кг / ст. м3.
Плотность жидкого потока при заданных значениях давления и
температуры (ρжpt, кг / м3) определяется по уравнению:
ρжpt =ρж+ (1/M0.5) × [(20 – t) × (0.01 × M + 7) +
+ (P – 0.1) × (0.007 × M + 7)],
(1.11)
1. Пластовые и добываемые флюиды...
129
где ρж — плотность потока (кг / ст. м3) при стандартных условиях,
рассчитанная по уравнению (1.10), M — молекулярная масса пото­
ка, рассчитанная по уравнению (1.8), t — температура потока в °С,
P — давление потока в МПа.
Плотность газового потока (ρг, кг / ст. м3) при стандартных усло­
виях (1 кгс / см2, 20 °С) определяется по формуле
ρг = М / 24.04;
(1.12)
где М — молекулярная масса потока, рассчитанная по уравнению
(1.8), 24.04 — объем (ст. м3) одного киломоля газа при вышеуказан­
ных стандартных условиях.
Плотность газового потока при заданных значениях давления и
температуры (ρгpt, кг / м3) определяется по уравнению:
ρгpt = P × M / [Z × R × (t + 273.15) ];
(1.13)
где Z — коэффициент сжимаемости газового потока, M — молекуляр­
ная масса потока, рассчитанная по уравнению (1.8), t — температура
потока в °С, P — давление потока в МПа, R — универсальная газовая
постоянная, численно равная 0.0083019 МПа×м3 / (кмоль×K).
Коэффициент сжимаемости газового потока Z рассчитывается по
уравнению Папаи в зависимости от приведенных параметров:
Z =1 – 3.52 × Pп / 100.9813ЧТп + 0.274 × Pп2 / 100.8157ЧТп;
(1.14)
где P п — приведенное давление, Т п — приведенная температура.
Уравнение (1.14) справедливо в диапазоне значений приведенных
параметров: 0 ≤ Pп < 2 и 1,9 <Тп < 2,4.
Приведенные параметры Pп и Тп рассчитываются в зависимости
от заданных значений давления и температуры потока и псевдокри­
тических параметров по уравнению:
Pп = P / Pкр;
Тп = (t + 273.15) / Tкр;
(1.15)
(1.16)
где P — давление потока в МПа, t — температура потока в °С, Pкр —
псевдокритическое давление газового потока в МПа, Ткр — псевдо­
критическая температура потока в К.
Псевдокритические параметры газового потока рассчитываются
по правилам Кея:
Pкр = ∑ (Zi / 100) × Pкi;
(1.17)
130
Балансовые расчеты...
Tкр = ∑ (Zi / 100) × TкШ;
(1.18)
где Zi — содержание ( % мольных) i‑того компонента (узкой фрак­
ции) в газовом потоке, рассчитанное по формуле (1.6), Pкi — крити­
ческое давление i‑го компонента (узкой фракции), Ткi — критиче­ская
температура i‑го компонента (узкой фракции).
Теплота сгорания (низшая теплотворная способность, калорий­
ность) газового потока (Q, ккал / ст. м3) рассчитывается по формуле:
Q = ∑(Zi × qi) / 100;
(1.19)
где Zi — содержание i-го компонента (компонента, узкой фракции)
в потоке в % мольных, рассчитанное по уравнению (1.6), qi — тепло­
творная способность i-го компонента (ккал / ст. м3).
Величины теплотворной способности индивидуальных компо­
нентов газовых потоков (qi) приведены в табл. 1.12.
Таблица 1.12. Значения низшей теплотворной способности qi, ккал / ст. м3
компонентов
Метан
Этан
Пропан
Изобутан
Н. бутан
Изопентан
Н. пентан
7985
14 340
20 680
27 075
27 515
34 300
34 380
Для углеводородных фракций, входящих в состав газовых пото­
ков, значения низшей теплотворной способности (qi, ккал / ст. м3)
рассчитываются по уравнению:
qi = 1 / (0.00000052752 × ln Mi + 0.0019908 / Mi –
– 0.0000000004058 × Mi);
(1.20)
где Mi — молекулярная масса i-го компонента (узкой фракции).
Динамическая вязкость жидкого потока (µж, мПа×с) при стан­
дартных условиях (1 кгс / см2, 20 °С) определяется по формуле:
µж = {∑[(Zi / 100) × µi1/3]}3,
(1.21)
где µi — динамическая вязкость i-го компонента потока, Zi — содер­
жание i-го компонента (компонента, узкой фракции) в потоке в %
мольных, рассчитанное по уравнению (1.6). Так же, как и плотность,
вязкость газообразных компонентов (растворенных в жидком потоке
газах) является не истинной, а «кажущейся» (парциальной вязкостью
компонента в сжиженном состоянии при стандартных условиях).
131
1. Пластовые и добываемые флюиды...
Динамическая вязкость жидкого потока (µжtp, мПа×с) при рабо­
чих условиях определяют по уравнению:
µжtp = µж × exp[σ × (P – 0.101)]/ exp[τ × (t – 20)].
(1.22)
В этом уравнении: µж — динамическая вязкость жидкого потока,
рассчитанная по уравнению (1.21), σ — барический коэффициент
вязкости; τ — термический коэффициент вязкости; P и t — давление
потока в МПа и температура потока в °С.
Коэффициенты вязкости вычисляют в зависимости от молеку­
лярной массы потока (М), рассчитанной по уравнению (1.8):
σ = 4.24 / 100 000 × M + 6.82 / 1000;
(1.23)
τ = 1.02 / 1 000 000 × M1.87 + 5.48 / 1000.
(1.24)
t,
Динамическая вязкость газообразного потока (µг мПа×с) при
температуре t определяется по формуле
µгt = К × exp[Х × (ρгpt /103)Y],
(1.25)
где ρгpt — плотность газового потока, рассчитанная по уравнению
(1.13), К, X, Y — эмпирические коэффициенты.
Коэффициенты уравнения (1.25) вычисляются в зависимости от
молекулярной массы (M) потока следующим образом:
К = {(9,41 + 0.02 × М) × [1.8 × (t + 273.15)]1.5} × 10‑4/[209 + 19 × M +
+ 1.8 × (t + 273.15)];
X = 3.5 + 986/[1.8 × (t + 273.15)] + 0.01 × M;
Y = 2.4 – 0.2 × X.
(1.26)
(1.27)
(1.28)
Кинематическая вязкость жидкого и газового потоков (ν, мм2/сек)
при заданных давлении и температуре определяется по формуле:
ν = µ / (ρ / 1000),
(1.29)
где µ — динамическая вязкость при заданных параметрах в мПа×с,
ρ — плотность при заданных параметрах в кг / м3.
Поверхностное натяжение жидкого потока (σж, мН×м) опреде­
ляется в зависимости от ее плотности (ρж, кг / м3) по формуле:
σж = (0.0532 × ρж – 15,5) × (1.056 – 0.0028t) × (0.0000199 ×
× (P × 9.81)2 – 0.0081 × (P × 9,81) + 0.9668),
(1.30)
132
Балансовые расчеты...
где t и P — температура (°С) и давление (МПа) потока.
Температура застывания (tз, °С) и помутнения (tп, °С) жидких
потоков определяются по формулам:
(tз + 273.15) nз = ∑[vi × (tзi + 273.15) nз];
(1.31)
(tп + 273.15) nп = ∑[vi × (tзi + 273.15) nп],
(1.32)
где nз и nп — показатели степени, которые в общем случае подби­
раются эмпирически. Усредненные значения для углеводородных
потоков газоконденсатных и нефтяных залежей северных месторож­
дений Тюменской области составляют: nз = 8, nп = 14. Более точные
значения показателей степени уравнений (1.31) и (1.32) в зависи­
мости от фракционного состава потоков могут быть вычислены по
следующим уравнениям:
nз = A × T4X + B × T3X + C × T2X + D × TX + E,
nп = C × T2X + D × TX + E,
(1.33)
(1.34)
где ТX — точка фракционного состава — температура (°С) выкипания
X % (масс.) углеводородного продукта; A, B, C, D — «эмпирические»
коэффициенты.
«Эмпирические» коэффициенты уравнений (1.33) и (1.34) по­
добраны для трех значений X: 90, 95 и 98 % масс. (соответственно,
для этих случаев ТX обозначается как Т90, Т95 и Т98). Значения коэф­
фициентов уравнений (1.33) и (1.34) приведены ниже в табл. 1.13.
Таблица 1.13. Эмпирические коэффициенты уравнений (1.33) и (1.34)
Коэф. Точка фр. состава
A
B
Т90 (207 – 508 °С) –2.163 × 10–9 3.883 × 10–6
nз (1.31)
nп (1.32)
Т95 (245–556 °С)
–8.854 × 10–10 2.081 × 10–6
Т98 (287–611 °С)
–4.789 ×10–10 1.373 × 10–6
Т90
Т95
Т98
C
–2.653 ×
10–3
–1.828 ×
10–3
–1.451 ×
10–3
5.425 × 10–5
8.460 × 10–5
5.425 × 10–5
D
7.849 × 10–1
E
–71.16
6.742 × 10–1
–74.89
6.325 × 10–1
–83.10
–1.692 × 10–2
3.270 × 10–2
–1.692 × 10–2
17.47
20.19
17.47
1. Пластовые и добываемые флюиды...
133
В скобках колонки «Точка фр. состава» (фракционного состава)
приведены допустимые температурные пределы практического ис­
пользования представленных уравнений.
Значения ТX (Т90, Т95 и Т98) рассчитываются по компонентнофракционному составу потока итерационным методом:
— последовательно суммируем значения концентраций ( %
масс.) компонентов и узких фракций Zgi, начиная с компонен­
та с наименьшей температурой кипения (как правило, это ме­
тан, а если в состав включены неуглеводородные компоненты,
то азот) и последовательно переходя к компонентам (узким
фракциям) со все более высокой температурой кипения;
— на каждом шаге суммирования проверяем соотношение рас­
считанного значения суммы концентраций ∑Zgi и заданной
величины X (90, 95, 98 в зависимости от того, по какой точке
фракционного состава выполняем расчет);
— пока сохраняется соотношение ∑Zgi <X, продолжаем сумми­
рование концентраций компонентов (узких фракций) со все
более высокими температурами кипения;
— как только фиксируем переход суммы концентраций выше
заданного значения ∑Zgi ≥ X, вычисляем значение ТX по фор­
муле, полученной на основе пропорции:
ТX = ТККN – (ТККN – ТККN – 1) ×
× (∑ZgN — X) / (∑ZgN — ∑ZgN – 1),
(1.35)
где ТККN – 1 и ТККN — температуры конца кипения узких фракций,
концентрации которых просуммированы на предпоследнем (N – 1)
и последнем N шаге итерационной процедуры; ∑ZgN – 1 и ∑ZgN — рас­
считанные суммы концентраций компонентов и узких фракций на
предпоследнем (N – 1) и последнем N шаге итераций; X — заданное
для расчета значение доли выкипания (% масс.).
Аналогичным образом можно рассчитывать и температуру начала кристаллизации, которая близка температуре помутнения — для
этого необходимо подкорректировать представленные выше уравне­
ния по экспериментальным данным.
Октановое число автобензинов без высокооктановых присадок
(например автобензинов риформинга), прямогонных бензиновых
фракций и сжиженных газов можно рассчитать по уравнению
О = [∑(Оi × Zi) ] / 100,
(1.36)
134
Балансовые расчеты...
где Оi — октановое число i-го компонента, которое является спра­
вочной величиной для индивидуальных углеводородов, а для уз­
ких фракций оно определяется экспериментально. Это уравнение
позволяет вычислять октановое число как по моторному, так и по
исследовательскому методу, в зависимости от того, какое октановое
число будет задано в Оi. По уравнению можно рассчитать и октано­
вое число автобензина, компаундированного высокооктановыми до­
бавками, если определить для них так называемое октановое число
смешения.
1.8.2. Расчеты фазовых равновесий углеводородных
потоков
Расчет фазовых равновесий лежит в основе выполнения большин­
ства технологических расчетов промысловой подготовки и пере­
работки углеводородного сырья (УВС). В процессе таких расчетов
определяются выходы и компонентно-фракционные составы про­
дуктов сепарации и ректификации. Кроме того, расчеты фазовых
переходов непосредственно используются и при определении ряда
характеристик газовых и жидких потоков, таких как: температура
начала конденсации (точка росы) и газоконденсатный фактор для
газовых потоков; температура начала кипения, давление насыщен­
ных паров (истинное и по Рейду), газовый фактор и др. для жидких
потоков.
Расчеты фазовых равновесий в общем случае выполняются с
помощью уравнений состояния, из которых наиболее точным в на­
стоящее время признано уравнение Пенга–Робинсона. Для термоди­
намических условий стабилизации и первичной переработки (в об­
ласти относительно невысоких давлений и повышенных температур)
фазовые равновесия с приемлемой точностью можно рассчитывать
по константам фазового равновесия. Ниже приведены рекомендуе­
мые уравнения для расчета констант равновесия, которые широко и
успешно использовались в течение более чем 10 лет при выполнении
технологических расчетов стабилизации и первичной переработки
конденсата месторождений севера Тюменской области.
Константы фазового равновесия компонентов и псевдокомпо­
нентов (узких фракций) углеводородного (у / в) потока (ki) опреде­
ляются в зависимости от давления (Р, МПа) и температуры (t, °С)
по уравнению
135
1. Пластовые и добываемые флюиды...
ki = (1/P) × 10 (A × Fi + B).
(1.37)
Коэффициенты A, F и В вычисляются следующим образом:
A = 6.1 × 10–5 × P3 + 1.86 × 10–3 × P2 – 4.89 × 10–2 × P + 1.0049; (1.38)
B = 1.79 × 10–4 × P3 – 5.16 × 10–3 × P2 + 12.59 ×
10–2 × P – 1.0127;
(1.39)
Fi = bi × [1/Tbi – 1 / (273.15 + t)].
(1.40)
Константы bi и Tbi для индивидуальных компонентов являются
справочными данными и приведены ниже в табл. 1.14.
Таблица 1.14. Константы уравнения (1.40)
Компоненты
Двуокись углерода
Азот
Сероводород
Метан
Этан
Пропан
Изобутан
Нормальный бутан
Изопентан
Нормальный пентан
bi
402.4
305.3
631.1
126.8
402.4
773.4
1131.4
1196.1
1315.5
1377.8
Tbi
123.0
77.4
183.9
45.0
139.1
217.3
261.4
272.7
301.2
309.2
Для псевдокомпонентов (узких фракций) константы bi и Tbi мож­
но рассчитывать как функции от молекулярной массы по нижепри­
веденным уравнениям.
Для нормальных парафинов:
lg (bi) = 1.9399 + 0.6446 × lg (Mi);
lg (Tbi) = 1.8298 + 2.4583 × lg [lg (Mi)].
(1.41)
(1.42)
Для изопарафинов:
lg (bi) = 1.8434 + 0.6869 × lg(Mi);
(1.43)
lg (Tbi) = 1.7562 + 2.6813 × lg[lg(Mi)].
(1.44)
136
Балансовые расчеты...
Компонентно-фракционные составы и выходы продуктов фазового равновесия (пара и жидкости) при заданных давлении и
температуре определяются после расчета констант фазового равно­
весия по вышеописанной методике или по уравнениям состояния.
Фактически в определении выходов и составов равновесных фаз и
заключается основная цель расчета фазового равновесия при задан­
ных термодинамических параметрах (давлении и температуре).
Расчет фазового равновесия проводится методом последователь­
ных приближений. В процессе расчета подбирается доля отгона пара,
удовлетворяющая математическим критериям фазового равновесия.
Расчет выполняется в следующей последовательности:
— задаемся начальным значением мольной доли отгона пара
(е) в пределах от 0 до 1 (обычно принимается величина
е = 0.5);
— по уравнению мольного баланса рассчитываем состав равно­
весного пара (Yi, % мольных), выделяющегося из исходного
потока состава Z i ( % мольных) при заданных давлении Р
(МПа), температуре t (°С):
Yi = 100 × {(Zi / 100) × ki / [1 + (ki – 1) × e]},
(1.45)
где е — мольная доля отгона пара, ki — константы фазового равно­
весия компонентов (узких фракций), вычисленные по уравнению
(1.35) или по уравнениям состояния;
— проверяем выполнение условия равновесия паровой и жидкой
фаз: ∑Yi = 100;
— если данное условие не выполнено (с заданной точностью),
меняем значение е и повторяем расчет Yi по уравнению (1.45)
и ∑Yi (наиболее эффективным способом подбора доли отгона
при расчете фазового равновесия является метод схождения
путем деления отрезка пополам в диапазонах е от 0.5 до 1.0
или от 0.5 до 0.0 в зависимости от рассчитанного на каждом
шаге итераций значения ∑Yi);
— в случае выполнения условия ∑Yi = 100 с заданной точностью
рассчитываем состав равновесной жидкости (Xi, % мольных):
Xi = Yi / ki;
(1.46)
— рассчитываем молекулярные массы равновесных паровой
(MП) и жидкой (MЖ) фаз:
1. Пластовые и добываемые флюиды...
137
MП = [∑(Yi × Mi) ] / 100,
(1.47)
MЖ = [∑(Xi × Mi) ] / 100,
(1.48)
где Yi и Xi — содержание i-го компонента, соответственно, в паровой
и жидкой равновесных фазах в % мольных, Mi — молекулярные мас­
сы соответствующих компонентов;
— определяем массовую долю отгона пара (g) по уравнению:
g = e × MП / [e × MП + (1 – e) × MЖ],
(1.49)
где е — мольная доля отгона пара;
— вычисляем массовые выходы ( % масс.) равновесных фаз: пара
(GП) и жидкости (GЖ):
GП = g × 100, GЖ = 100 – GП.
(1.50)
На этом расчет фазового равновесия заканчивается. В заключе­
ние следует сказать, что подобрать значение доли отгона пара в пре­
делах от 0.0 до 1.0, удовлетворяющее условию фазового равновесия
(∑Yi = 100) невозможно, если при заданных термодинамических ус­
ловиях поток заданного состава является однофазным (жидким или
газообразным). В этом случае, если доля отгона в процессе расчета
бесконечно стремится к 1.0, означает что данный поток находится в
однофазном газообразном состоянии, а если к 0.0 — то в однофазном
жидком состоянии.
1.8.3. Расчеты показателей качества углеводородных
потоков на основе моделирования фазовых переходов
Как выше сказано, расчет фазового равновесия широко использу­
ется для расчета ряда различных свойств (показателей качества)
углеводородных потоков. Рассмотрим методы расчета некоторых
наиболее часто употребляемых характеристик.
Температура начала конденсации (точка росы) газового потока
определяется при заданном давлении как температура, находящаяся на
границе фазового равновесия пар — жидкость — т. е. температура, при
которой из пара выделится первая микроскопическая капля жидкости.
Это условие описывается уравнением (1.45) при мольной доле отгона
пара e, бесконечно близкой 1.0, т. е. фактически (в пределах заданной
точности) при e = 1. В этом случае (как нетрудно убедиться путем ал­
гебраических преобразований) уравнение (1.45) сводится к виду:
138
Балансовые расчеты...
Yi = Zi / ki,
(1.51)
где Zi — содержание ( % мольных) компонентов в газовом потоке, ki —
константы равновесия соответствующих компонентов газового пото­
ка, рассчитанные по уравнению (1.37), или по уравнению состояния.
При этом непременным условием фазового равновесия на грани­
це «пар–жидкость» (выпадения первой капли жидкости) является
∑Yi = 100 (с заданной точностью).
Таким образом, расчет температуры начала конденсации (часто
называемой точкой росы газа по углеводородам) газового потока
состава Zi заключается в подборе (методом последовательных при­
ближений) такой температуры t (°С), при которой при заданном
давлении Р (МПа) выполняется условие ∑Yi = 100, где Yi рассчиты­
вается по уравнению (1.51).
Расчет выполняется в следующей последовательности:
— принимаем начальное приближение температуры t (°С);
— при принятой температуре t (°С) и заданных давлении Р
(МПа) и составе газового потока Zi рассчитываются констан­
ты фазового равновесия по уравнению (1.37) или по уравне­
нию состояния;
— рассчитываются значения Yi по уравнению (1.51) и проверяет­
ся выполнение условия ∑Yi = 100;
— если условие выполнено с заданной точностью, расчет закан­
чивается, температура начала конденсации (точка росы по
углеводородам) принимается равной температуре t (°С) на
последнем шаге расчета;
— в противном случае принимается новое значение температуры
t (°С), и расчет повторяется.
Подбор температуры лучше всего выполнять путем ее постепен­
ного снижения от максимального значения (заведомо находящегося
в однофазной газовой области) с заданным шагом и с последующим
схождением к точке фазового перехода путем деления шага попо­
лам при достижении области двухфазного состояния. Критерием
достижения области двухфазного состояния является выполнение
условия ∑Yi ≥ 100 при расчете Yi по уравнению (1.51) — в однофаз­
ной газовой области ∑Yi < 100. Таким способом вхождение в область
двухфазного состояния легко обнаруживается при расчете констант
равновесия по уравнению (1.37). В случае расчета констант равнове­
1. Пластовые и добываемые флюиды...
139
сия по уравнению состояния более надежным тестом на вхождение
в двухфазную область является выполнение на каждом итерацион­
ном шаге вышеописанного расчета фазового равновесия — подбора
доли отгона пара, удовлетворяющей условию ∑Yi = 100 при расчете
Yi по уравнению (1.45). Критерием вхождения в двухфазную область
в этом случае является достижение рассчитанной величины доли
отгона пара 0.0 < e < 1.0 (в однофазной газовой области это условие
не выполняется).
Конденсатный фактор газового потока является одной из ос­
новных характеристик для добываемого сырья газоконденсатных
месторождений, а также и других газовых потоков, содержащих в
своем составе «растворенные» жидкие углеводороды. Он харак­
теризует удельный выход конденсата из единицы объема газового
потока (приведенного к стандартным условиям — 1 кгс / см2, 20 °С) в
процессе его одноступенчатой сепарации при определенных термо­
динамических параметрах. При этом конденсатный фактор можно
вычислить на единицу объема исходного газа, или на единицу объ­
ема отсепарированного газа.
Расчет конденсатного фактора выполняется на основе расчета
фазового равновесия. Для исходного газового потока состава Zi ( %
мольных) при заданных давлении Р (МПа), температуре t (°С) под­
бираем по методике, изложенной в разделе 1.8.2, с помощью уравне­
ния (1.45) мольную долю отгона пара e, удовлетворяющей условию
равновесия паровой и жидкой фаз: ∑Yi = 100. После этого рассчиты­
ваем состав выделившегося из газового потока равновесного конден­
сата по уравнению (1.46), его молекулярную массу и молекулярную
массу равновесного газа по уравнениям (1.48) и (1.49), массовую
долю отгона пара по уравнению (1.49) и массовые выходы газа и
конденсата по уравнению (1.50). Затем для исходного потока состава
Zi ( % мольных) рассчитываем молекулярную массу по уравнению
(1.8) и плотность при стандартных условиях по уравнению (1.12).
Конденсатный фактор КФ (г / ст. м3) рассчитывается по следующим
уравнениям:
1) при расчете на объем исходного газа
КФ = 1000 × (GЖ / 100) × ρг,
2) при расчете на объем отсепарированного газа
(1.52)
140
Балансовые расчеты...
КФ = 1000 × [GЖ / (100 – GЖ) ]× ρг,
(1.53)
где GЖ – выход конденсата (% масс), рассчитанный по уравнению
(1.50), ρг — плотность исходного в уравнении (1.52) или отсепари­
рованного в уравнении (1.53) при газового потока при стандартных
условиях (1 кгс/см2, 20 °С), рассчитанная по уравнению (1.12).
Следует сказать, что в целом конденсатный фактор не вполне
удобен для оценки содержания жидких углеводородов в газовых
потоках (для чего, собственно, этот показатель и был ранее введен
в практику), поскольку зависит от конкретных термодинамичес­
ких параметров сепарации. Кроме того, в выделенном конденсате
остаются растворенные газообразные углеводороде, а в отсепариро­
ванном газе — жидкие углеводороды. Более строгим и унифициро­
ванным показателем является потенциальное содержание жидких
углеводородов (С5+) в газовом потоке. По назначению этот пока­
затель эквивалентен конденсатному фактору, но «привязан» не к
выходу конденсата, а к абсолютному содержанию в газовом потоке
жидких углеводородов С5+.
Для расчета потенциального содержания жидких углеводородов
(С5+) в газовом потоке состава Zgi определяется суммарное содержа­
ние в нем (% масс.) изопентана, нормального пентана и всех узких
фракций, рассчитывается его молекулярная масса по уравнениям
(1.6) и (1.8) и затем плотность при стандартных условиях по уравне­
нию (1.12). Потенциальное содержание жидких углеводородов ПЖ
(г/ст.м3) рассчитывается по уравнению:
ПЖ = 1000 × (ZgС5+ / 100) × ρг,
(1.54)
где ZgС5+ — суммарное содержание ( % масс.) в газовом потоке жид­
ких углеводородов С5+, ρг — плотность исходного газового потока
при стандартных условиях (1 кгс / см2, 20 °С), рассчитанная по урав­
нению (1.12).
Следует отметить, что показатель «Потенциальное содержание
жидких углеводородов» является однозначным в отличие от показа­
теля «Конденсатный фактор», который, как уже сказано, можно от­
нести как к исходному, так и к отсепарированному газовому потоку.
Температура начала кипения жидкого потока определяется при
заданном давлении как температура, находящаяся на границе фазо­
вого равновесия «пар–жидкость» — т. е. температура, при которой из
жидкости выделится первый микроскопический пузырек пара. Это
1. Пластовые и добываемые флюиды...
141
условие описывается уравнением (1.45) при мольной доле отгона
пара e, бесконечно близкой 0.0, т. е. фактически (в пределах заданной
точности) при e = 0. В этом случае (как нетрудно убедиться путем
алгебраических преобразований) уравнение (1.45) сводится к виду:
Yi = Zi × ki,
(1.55)
где Zi — содержание (% мольных) компонентов в жидком потоке, ki —
константы равновесия соответствующих компонентов жидкого пото­
ка, рассчитанные по уравнению (1.37), или по уравнению состояния.
При этом непременным условием фазового равновесия на гра­
нице «пар–жидкость» (выделения первого пузырька пара) является
∑Yi = 100 (с заданной точностью).
Таким образом, расчет температуры начала кипения жидкого по­
тока состава Zi заключается в подборе (методом последовательных
приближений) такой температуры t (°С), при которой при заданном
давлении Р (МПа) выполняется условие ∑Yi = 100, где Yi рассчиты­
вается по уравнению (1.55).
Расчет выполняется в следующей последовательности:
— принимаем начальное приближение температуры t (°С);
— при принятой температуре t (°С) и заданных давлении Р
(МПа) и составе жидкого потока Zi рассчитываются констан­
ты фазового равновесия по уравнению (1.37) или по уравне­
нию состояния;
— рассчитываются значения Yi по уравнению (1.55) и проверяет­
ся выполнение условия ∑Yi = 100;
— если условие выполнено с заданной точностью, расчет закан­
чивается, температура начала кипения принимается равной
температуре t (°С) на последнем шаге расчета;
— в противном случае принимается новое значение температуры
t (°С), и расчет повторяется.
Подбор температуры лучше всего выполнять путем ее постепен­
ного повышения от минимального значения (заведомо находящегося
в однофазной жидкой области) с заданным шагом и с последующим
схождением к точке фазового перехода путем деления шага пополам
при достижении области двухфазного состояния. Критерием дости­
жения области двухфазного состояния является выполнение условия
∑Yi ≥ 100 при расчете Yi по уравнению (1.55) — в однофазной жидкой
области ∑Yi < 100. Таким способом вхождение в область двухфазного
142
Балансовые расчеты...
состояния легко обнаруживается при расчете констант равновесия по
уравнению (1.37). В случае расчета констант равновесия по уравнению
состояния более надежным тестом на вхождения в двухфазную область
является выполнение на каждом итерационном шаге вышеописанного
расчета фазового равновесия — подбора доли отгона пара, удовлетворя­
ющей условию ∑Yi = 100 при расчете Yi по уравнению (1.45). Критерием
вхождения в двухфазную область в этом случае является достижение
рассчитанной величины доли отгона пара 0.0 < e < 1.0 (в однофазной
жидкой области это условие не выполняется).
Давление насыщенных паров (упругость паров) жидкого потока
определяется при заданной температуре как давление, находящееся
на границе фазового равновесия «пар–жидкость», — т. е. давление,
при котором из жидкости выделится первый микроскопический
пузырек пара. Расчет давления насыщенных паров или упругости
паров (наиболее часто употребляемый термин) производится прак­
тически по методике, описанной в предыдущем разделе для расчета
температуры начала кипения. Разница заключается лишь в том,
что при расчете упругости паров задается температура, а давление
подбирается (а при расчете температуры начала кипения задается
давление, а температура подбирается).
Расчет выполняется в следующей последовательности:
— принимаем начальное приближение давления Р (МПа);
— при принятом давлении Р (МПа) и заданных температуре t (°С)
и составе жидкого потока Zi рассчитываются константы фазового
равновесия по уравнению (1.37) или по уравнению состояния;
— рассчитываются значения Yi по уравнению (1.51) и проверяет­
ся выполнение условия ∑Yi = 100;
— если условие выполнено с заданной точностью, расчет заканчи­
вается, упругость паров (давление насыщенных паров) прини­
мается равным давлению Р (МПа) на последнем шаге расчета;
— в противном случае принимается новое значение давления Р
(МПа), и расчет повторяется.
Подбор давления лучше всего выполнять путем его постепенного
понижения от максимального значения (заведомо находящегося в
однофазной жидкой области) с заданным шагом и с последующим
схождением к точке фазового перехода путем деления шага пополам
при достижении области двухфазного состояния. Критерием дости­
жения области двухфазного состояния является выполнение условия
1. Пластовые и добываемые флюиды...
143
∑Yi ≥ 100 при расчете Yi по уравнению (1.55) — в однофазной жидкой
области ∑Yi < 100. Таким способом вхождение в область двухфазного
состояния легко обнаруживается при расчете констант равновесия по
уравнению (1.37). В случае расчета констант равновесия по уравне­
нию состояния более надежным тестом на вхождения в двухфазную
область является выполнение на каждом итерационном шаге вышео­
писанного расчета фазового равновесия — подбора доли отгона пара,
удовлетворяющей условию ∑Yi = 100 при расчете Yi по уравнению
(1.45). Критерием вхождения в двухфазную область в этом случае яв­
ляется достижение рассчитанной величины доли отгона пара 0.0 < e <
1.0 (в однофазной жидкой области это условие не выполняется).
Газовый фактор (газосодержание) жидкого потока является
весьма важной характеристикой нестабильных жидких углеводо­
родов, содержащих в своем составе растворенные газы. Он харак­
теризует удельный выход газа из единицы массы жидкого потока в
процессе его одноступенчатой сепарации при стандартных услови­
ях — 1 кгс / см2, 20 °С. При этом газовый фактор можно вычислить на
единицу массы исходной жидкости, или на единицу массы отсепари­
рованной жидкости.
Расчет газового фактора выполняется на основе расчета фазового
равновесия. Для исходного жидкого потока состава Zi ( % мольных)
при заданных стандартных условиях: давлении Р = 0.098 МПа и тем­
пературе t = 20 °С подбираем по методике, изложенной в разделе 1.8.2,
с помощью уравнения (1.45) мольную долю отгона пара e, удовлетво­
ряющей условию равновесия паровой и жидкой фаз: ∑Yi = 100. После
этого рассчитываем состав оставшейся после выхода газа равновесной
жидкости по уравнению (1.46), молекулярные массы равновесных
газа и жидкости по уравнениям (1.47) и (1.48), массовую долю отгона
пара по уравнению (1.49) и массовые выходы равновесных газа и жид­
кости по уравнению (1.50). Затем для выделившегося из жидкости
равновесного газа состава Yi ( % мольных) на основе вычисленной по
уравнению (1.47) его молекулярной массы определяем его плотность
при стандартных условиях по уравнению (1.12). Газовый фактор ГФ
(ст. м3/тонну) рассчитывается по следующим уравнениям:
1) при расчете на массу исходной жидкости
ГФ = 1000 × (GП / 100) / ρг,
2) при расчете на массу отсепарированной жидкости
(1.56)
144
Балансовые расчеты...
ГФ = 1000 × [GП / (100 – GП) ] / ρг,
(1.57)
где GП — выход равновесного газа ( % масс.), рассчитанный по урав­
нению (1.50), ρг — плотность равновесного газа при стандартных
условиях (1 кгс / см2, 20 °С), рассчитанная по уравнению (1.12).
Давление насыщенных паров по Рейду для многих жидких пото­
ков (стабильный конденсат, товарная нефть, товарные бензиновые
фракции и автомобильные бензины) является ключевым показа­
телем качества. В отличие от «истинного» давления насыщенных
паров (или упругости паров), методика расчета которого описана
выше, давление насыщенных паров (ДНП) по Рейду эксперимен­
тально определяется как давление, создаваемое в специальной ка­
мере (бомбе Рейда), в которой проба исследуемого жидкого потока
смешивается с воздухом в объемном соотношении 1:4 и термостати­
руется при температуре 37.8 °С (100 градусов по Фаренгейту). Бомба
Рейда состоит из «топливной» камеры, в которую заливается иссле­
дуемый продукт, и воздушной камеры (заполненной атмо­сферным
воздухом). Объем «топливной» камеры в четыре раза меньше объ­
ема воздушной камеры. Перед исследованием камеры соединяются
и герметично закрываются, после чего топливо‑воздушная смесь
перемешивается и термостатируется при температуре 37.8 °С. После
достижения термодинамического равновесия измеряется избыточ­
ное (относительно атмосферного) давление, достигнутое в бомбе.
Это давление и фиксируется как ДНП по Рейду.
Иногда вместо смешения с воздухом применяется вакуумирова­
ние воздушной камеры перед ее соединением с «топливной». В ос­
тальном процедура остается прежней с той разницей, что за ДНП, по
Рейду, принимается не избыточное, а абсолютное давление в бомбе
Рейда, которую в данном случае будем называть вакуумной.
Расчет ДНП, по Рейду, выполняется по математической модели
процесса измерения, в основе которой лежит все тот же расчет фа­
зового равновесия, описанный в разделе 1.8.2. Последовательность
расчета заключается в следующем.
Задаемся условным объемом бомбы Рейда V, например, для упро­
щения расчетов примем V = 1 м3. При этом исходя из вышеупомяну­
того объемного соотношения камер объем «топливной» камеры (со­
ответственно, объем исследуемого жидкого продукта) VЖ = 0.2 м3;
объем воздушной камеры (соответственно, объем воздуха, или
1. Пластовые и добываемые флюиды...
145
объем вакуумирования) VВ = 0,8 м3. Термодинамические условия
заполнения камер продуктом и воздухом задаются пользователем.
Для жидкого потока исходного состава Zgi ( % масс) рассчитаем
его мольный состав Zi ( % мольных) по уравнению (1.6), молекуляр­
ную массу по уравнению (1.8) и плотность при термодинамических
условиях заполнения топливной камеры (температуре и давлении)
по уравнениям (1.9) — (1.11). После этого рассчитаем массу жидкого
потока G (кг), загруженного в топливную камеру бомбы Рейда:
G = VЖ × ρж = 0.2 × ρжpt,
(1.58)
где VЖ = 0,2 м3 — объем «топливной» камеры и, соответственно,
загруженного в нее жидкого потока, ρжpt — плотность (кг / ст. м3) за­
груженного в «топливную» камеру жидкого потока.
Рассчитываем массы компонентов жидкого потока Gi (кг), загру­
женного в топливную камеру:
Gi = G × Zgi / 100.
(1.59)
Рассчитываем массы (кг) азота GN2 и кислорода GO2, находя­
щихся в воздушной камере при термодинамических условиях ее
заполнения (незначительным содержанием остальных компонентов
воздуха пренебрегаем):
GN2 = VВ × vN2 × ρN2pt,
(1.60)
GO2 = VВ × vO2 × ρO2pt,
(1.61)
где VВ = 0,8 м3 — объем воздушной камеры, vN2 = 0,7905 — объемная
доля азота (включая инертные газы, углекислоту, водород и пр.) в
воздухе, vO2 = 0,2095 — объемная доля кислорода в воздухе, ρN2pt и
ρO2pt — плотности азота и кислорода (соответственно) при термо­
динамических условиях заполнения воздушной камеры, рассчиты­
ваемые по уравнению (1.13), в котором коэффициент сжимаемости
Z для упрощения расчетов может быть принят равным 1 (в виду
низкого давления и близости свойств азота и кислорода свойствам
идеальных газов при этих условиях).
При расчете ДНП в вакуумной бомбе массы азота и кислорода
приравниваются нулю.
Рассчитываем компонентно-фракционный состав Zтвgi ( % масс.)
топливо‑воздушной смеси, находящейся в бомбе Рейда перед прове­
дением измерений:
146
Балансовые расчеты...
Zтвgi = Gi × 100 / (G + GN2 + GO2),
(1.62)
где Gi — массы компонентов жидкого потока, рассчитанные по урав­
нению (1.59), а также массы азота и кислорода, рассчитанные по
уравнениям (1.60) и (1.61).
Рассчитываем мольный состав Zтвi ( % мольных) топливо‑воз­
душной смеси по уравнению (1.6).
При расчете ДНП в вакуумной бомбе массовый и мольный соста­
вы находящейся в бомбе Рейда смеси эквивалентны составу исход­
ного продукта:
Zтвgi = Zgi, Zтвi. = Zi.
Задаемся начальным приближением давления в бомбе Рейда и
выполняем расчет фазового равновесия для смеси состава Zтвgi ( %
масс.), Zтвi ( % мольных) при температуре t = 37.8 °C. Расчет фазового
равновесия выполняем по методике, изложенной в 1.8.2. Прежде всего
подбираем мольную долю отгона пара е, удовлетворяющую условию
∑Yi = 100 при расчете Yi по уравнению (1.45). Константы фазового
равновесия могут рассчитываться по уравнению (1.37) или по уравне­
нию состояния. При расчете констант равновесия по уравнению (1.37)
параметры bi и Tbi для кислорода принимаются по табл. 1.14 равными
соответствующим параметрам для азота.
После завершения подбора мольной доли отгона (и «авто­
матического» расчета по уравнению (1.45) состава находящегося
в бомбе Рейда равновесного пара Yi) рассчитываем:
— состав находящейся в бомбе Рейда равновесной жидкости по
уравнению (1.46);
— молекулярные массы равновесных пара и жидкости по уравне­
ниям (1.47) и (1.48);
— массовую долю отгона пара по уравнению (1.49);
— массовые выходы равновесных пара и жидкости по уравнению
(1.50).
При термодинамических условиях бомбы Рейда (температура
37.8 °С, давление равно расчетному на данном шаге итерации) рас­
считываем по уравнению (1.13) плотность равновесного пара ρгpt со­
става Yi ( % мольных) и по уравнению (1.11) плотность равновесной
жидкости ρжpt.
Находим массы (кг) равновесного пара GПФ и равновесной жидко­
сти GЖФ в бомбе Рейда при текущих термодинамических параметрах:
1. Пластовые и добываемые флюиды...
147
GПФ = (G + GN2 + GO2) × GП / 100,
(1.62)
GЖФ = (G + GN2 + GO2) × GЖ / 100,
(1.63)
где G — масса загруженного в бомбу Рейда жидкого потока, рассчи­
танная по уравнению (1.58), GN2 и GO2 — массы азота и кислорода
в бомбе Рейда, рассчитанные по уравнениям (1.60) и (1.61), GП и
GЖ — массовые выходы равновесных пара и жидкости, рассчитан­
ные на данном шаге итераций по уравнению (1.50). Для вакуумной
бомбы массы азота и кислорода соответственно равны нулю.
Находим фактические объемы (м3) равновесного пара VПФ и рав­
новесной жидкости VЖФ при текущих термодинамических парамет­
рах бомбы Рейда:
VПФ = GПФ / ρгpt,
(1.64)
VЖФ = GЖФ / ρжpt.
(1.65)
Проверяем схождение суммарного рассчитанного объема пара
и жидкости и принятого для расчета объема бомбы Рейда: VПФ + VЖФ =
= V = 1. Если это условие выполнено с заданной точностью, расчет
заканчивается. Для атмосферной бомбы ДНП по Рейду (ДНП, мм
рт. ст.) рассчитывается по формуле:
ДНП = (Р – РАТМ) × 7502 = (Р – 0,1) × 7502,
(1.66)
где Р — давление (МПа) на последнем шаге итераций, Р АТМ =
= 0,1 МПа — атмосферное давление, 7502 — коэффициент перевода
давления из МПа в мм рт. ст.
Для вакуумной бомбы ДНП по Рейду (ДНП, мм рт. ст.) рассчи­
тывается по формуле:
ДНП = Р × 7502.
(1.67)
Если условие VПФ + VЖФ = V = 1 не выполнено с заданной точ­
ностью, изменяем величину давления и повторяем расчет, начиная с
расчета фазового равновесия для смеси состава Zтвgi ( % масс.), Zтвi
( %мольных) при температуре t = 37,8 °C.
Подбор давления, удовлетворяющего условию V ПФ + V ЖФ =
= V = 1, проще всего выполнять путем деления отрезка пополам в
заданной области давлений (например, от 0 до 1 МПа), заведомо
охватыва­ющей весь возможный диапазон показателя, начиная от
148
Балансовые расчеты...
среднего значения в диапазоне. Возможен также и метод пошагового
схождения, начиная с заведомо минимального или с заведомо мак­
симального значения с делением шага пополам при изменении знака
разности VПФ + VЖФ – V.
1.8.4. Расчет составов и физико-химических свойств
узких фракций, образовавшихся при смешении потоков
из различных типов сырья
При выполнении балансовых расчетов нередко возникает ситуация,
когда на переработку поступает сырье различного типа, например,
конденсаты валанжинских и ачимовских залежей и нефть нефтяных
оторочек. В соответствии с представленными в разделе 1.7 данными,
свойства фракций сырья различного типа различаются. Рекомендо­
ванная процедура усреднения свойств фракций не всегда корректна,
поэтому нередко возникает необходимость рассчитать свойства
10‑градусных фракций, образовавшихся при смешении сырья раз­
личного типа. Кроме того, для особенно точных расчетов может воз­
никнуть необходимость уточненного расчета свойств узких фракций
при смешении потоков из однотипного сырья, но поступившего с
разных объектов разработки, разных месторождений и т. п. Для ре­
шения данной задачи ниже предлагается методика такого расчета.
Расчет массового состава смешанных фракций. Прежде всего
необходимо рассчитать массы смешиваемых фракций. Для этого в
каждом из смешиваемых потоков рассчитываются массы всех входя­
щих в его состав компонентов и фракций, умножая массу потока на
содержание компонента (фракции) в массовых долях:
GiJ = ZgiJ × GJ / 100,
(1.68)
где GiJ — масса i-го компонента (фракции) j-го смешиваемого потока;
ZgiJ — массовое содержание в процентах i-го компонента (фракции) в
j-м смешиваемом потоке; GJ — масса) j-го смешиваемого потока.
После этого рассчитываются составы каждой i-й смешанной
фракции (содержащейся в составе смешанного потока):
ZgiJ = 100 × GiJ / ∑ GiJ;
(1.69)
где ZgiJ — массовое содержание в процентах i-й фракции j-го смеши­
ваемого потока в i-й смешанной фракции смешанного потока.
1. Пластовые и добываемые флюиды...
149
Расчет по уравнению (1.69) выполняется, естественно, при i = const и
переменном j. Расчеты проводят для всех смешанных фракций (т. е. для
всех i, относящихся к фракциям) — для индивидуальных компонентов
в этих расчетах нет необходимости. В результате расчетов, естественно,
при каждом i должно выполняться условие: ∑ ZgiJ = 100 %.
Расчет мольного состава смешанных фракций. Мольные со­
ставы смешанных фракций рассчитываются исходя из их массовых
составов по формуле:
ZiJ = 100 × (ZgiJ / MiJ) / ∑(ZgiJ / MiJ),
(1.70)
где ZiJ — мольное содержание в процентах i-й фракции j-го смешива­
емого потока в i-й смешанной фракции смешанного потока; MiJ — мо­
лекулярная масса i-й фракции j-го смешиваемого потока.
Расчет по уравнению (1.70) выполняется также при i = const
и переменном j. Расчеты проводят для всех смешанных фракций,
входящих в состав смешанного потока.
Расчет объемного состава смешанных фракций. Объемные
составы смешанных фракций рассчитываются также исходя из их
массовых составов по формуле:
viJ = 100 × (ZgiJ / ρiJ) / ∑(ZgiJ / ρiJ),
(1.71)
где viJ — объемное содержание в процентах i-й фракции j-го смеши­
ваемого потока в i-й смешанной фракции смешанного потока; ρiJ —
плотность i-й фракции j-го смешиваемого потока при стандартных
условиях (1 кгс / см2, 20 °С) в кг / м3.
Перейдем к расчетам непосредственно свойств узких фракций.
Расчеты всех перечисленных ниже свойств проводятся также при
i = const и переменном j. Расчеты проводят для всех смешанных
фракций, входящих в состав смешанного потока.
Молекулярную массу (Mi) смешанных фракций смешанного
потока рассчитывают по уравнению
Mi = [∑(ZiJ × MiJ) ] / 100,
(1.72)
где ZiJ — содержание i-ой фракции j-го смешиваемого потока в i-й
смешанной фракции смешанного потока в % мольных; MiJ — молеку­
лярная масса i-й фракции j-го смешиваемого потока.
Плотность (ρi) смешанных фракций смешанного потока в кг / м3
при стандартных условиях (1 кгс / см2, 20 °С) рассчитывается по
уравнению:
150
Балансовые расчеты...
ρi = ∑(viJ × ρiJ) / 100,
(1.73)
где viJ — содержание i-й фракции j-го смешиваемого потока в i-й сме­
шанной фракции смешанного потока в % объемных; ρiJ — плотность
i-й фракции j-го смешиваемого потока при стандартных условиях
(1 кгс / см2, 20 °С) в кг / ст. м3.
Теплота сгорания (низшая теплотворная способность, калорий­
ность) смешанных фракций смешанного потока (qi) в ккал / ст. м3
рассчитывается по формуле:
qi = 1 / (0.00000052752 × lnMi + 0.0019908/Mi –
– 0.0000000004058 × Mi),
(1.74)
где Mi — молекулярная масса i-й фракции смешанного потока.
Динамическая вязкость (µi) смешанных фракций смешанного
потока в мПа×с (сПз) при стандартных условиях (1 кгс / см2, 20 °С)
определяется по формуле:
µi = {∑[ (ZiJ / 100) × µiJ1/3]}3,
(1.75)
где ZiJ — содержание i-й фракции j-го смешиваемого потока в i-й сме­
шанной фракции смешанного потока в % мольных; µiJ — динамиче­
ская вязкость i-й фракции j-го смешиваемого потока при стандарт­
ных условиях (1 кгс / см2, 20 °С) в мПа×с (сПз).
Температура застывания (tзi, °С) смешанных фракций смешанно­
го потока определяется по формулам:
(tзi + 273.15) nз = ∑[viJ × (tзiJ + 273.15) nз] / 100,
(1.76)
где viJ — содержание i-й фракции j-го смешиваемого потока в i-й
смешанной фракции смешанного потока в % объемных; tзiJ — тем­
пература застывания i-й фракции j-го смешиваемого потока в °С;
nз — показатели степени, которые в общем случае подбираются
эмпирически. Усредненное значение для углеводородных потоков
газоконденсатных и нефтяных залежей северных месторождений
Тюменской области составляет: nз = 8.
Октановое число (Оi) смешанных фракций смешанного потока
можно рассчитать по уравнению
Оi = [∑(ОiJ × ZiJ) ] / 100,
(1.77)
где ZiJ — содержание i-й фракции j-го смешиваемого потока в i-й сме­
шанной фракции смешанного потока в % мольных; ОiJ — октановое
число i-й фракции j-го смешиваемого потока.
1. Пластовые и добываемые флюиды...
151
Критическое давление (Ркрi) смешанных фракций смешанного
потока в кгс / см2 можно рассчитать по уравнению:
Ркрi = [∑(РкрiJ × ZiJ) ] / 100,
(1.78)
где Z iJ — содержание i-й фракции j-го смешиваемого пото­
ка в i-й смешанной фракции смешанного потока в % мольных;
РкрiJ — критиче­ской давление i-й фракции j-го смешиваемого по­
тока в кгс / см2.
Критическую температуру (Ткрi) смешанных фракций смешан­
ного потока в К можно рассчитать по уравнению:
Ткрi = [∑(ТкрiJ × ZiJ)]/100,
(1.79)
где ZiJ — содержание i-й фракции j-го смешиваемого потока в i-й сме­
шанной фракции смешанного потока в % мольных; ТкрiJ — критиче­
ская температура i-й фракции j-го смешиваемого потока в К.
Ацентрический фактор (wi) смешанных фракций смешанного
потока можно рассчитать по уравнению:
wi = [∑(wiJ × ZiJ)]/100,
(1.80)
где ZiJ — содержание i-й фракции j-го смешиваемого потока в i-й сме­
шанной фракции смешанного потока в % мольных; wiJ — ацентричес­
кий фактор i-й фракции j-го смешиваемого потока.
Температуру кипения (Ткипi) смешанных фракций смешанного
потока в °С можно рассчитать по уравнению:
Ткипi = [∑((ТкипiJ + 273.15) × ZiJ)]/100 – 273.15,
(1.81)
где Z iJ — содержание i-й фракции j-го смешиваемого потока в
i-й смешанной фракции смешанного потока в % мольных; ТкрiJ —
критиче­ская температура i-й фракции j-го смешиваемого потока
в К.
В завершение раздела следует сказать, что результаты расчетов
основных физико-химических характеристик различных углеводо­
родных потоков по изложенной выше методике удовлетворитель­
но совпадают с результатами аналогичных расчетов по наиболее
популярным в России системам технологического моделирования
Gibbs и ГазКондНефть, а также с результатами расчетов по самой
популярной в мире системе технологического моделирования
Hysys. Результаты сравнения основных свойств представлены на
рис. 1.32–1.36.
152
Балансовые расчеты...
Упругость паров, атм
1,2
Предлагаемая методика
HYSYS
GIBBS
ГазКондНефть
1,0
0,8
0,6
0,4
0,2
0,0
20
30
40
50
60
70
Температура дегазации ДК, °С
80
Рис. 1.32. Сравнение упругости паров стабильного конденсата различной
степени дегазации, рассчитанной по различным моделирующим системам
ДНП по Рейду, мм рт. ст.
1200
Предлагаемая методика
HYSYS
GIBBS
ГазКондНефть
1100
1000
900
800
700
600
500
400
300
200
20
30
40
50
60
Температура дегазации ДК, °С
70
80
Рис. 1.33. Сравнение ДНП стабильного конденсата различной степени де­
газации, рассчитанного по различным моделирующим системам
153
1. Пластовые и добываемые флюиды...
Стандартная плотность СК, кг/м3
780
Предлагаемая методика
HYSYS
GIBBS
ГазКондНефть
770
760
750
740
730
720
710
700
20
30
40
50
60
Температура дегазации ДК, °С
70
80
Рис. 1.34. Сравнение плотности (при стандартных условиях) стабильного
конденсата различной степени дегазации, рассчитанного по различным мо­
делирующим системам
Молекулярная масса СК, кг/кмоль
130
Предлагаемая методика
HYSYS
GIBBS
ГазКондНефть
125
120
115
110
105
100
95
90
20
30
40
50
60
Температура дегазации ДК, °С
70
80
Рис. 1.35. Сравнение молекулярной массы стабильного конденсата различной
степени дегазации, рассчитанного по различным моделирующим системам
154
Балансовые расчеты...
Стандартная вязкость СК, сСт
1,3
Предлагаемая методика
HYSYS
GIBBS
ГазКондНефть
1,2
1,1
1,0
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
20
30
40
50
60
Температура дегазации ДК, °С
70
80
Рис. 1.36. Сравнение вязкости (при стандартных условиях) стабильного
конденсата различной степени дегазации, рассчитанного по различным мо­
делирующим системам
Очевидно, что результаты расчетов по предлагаемой методике
вполне удовлетворительно совпадают с результатами по обще­
признанным системам технологического моделирования. Причем
результаты расчета по предлагаемой методике приблизительно
соответствуют средним значениям по системам технологического
моделирования, что свидетельствует об их высокой достоверности.
Более того, интересно отметить, что по плотности и вязкости (при
стандарт­ных условиях) — показателям, для которых отмечены на­
ибольшие разногласия между различными системами технологичес­
кого моделирования, результаты расчетов по предлагаемой методике
наиболее близки к результатам расчетов по системе HYSYS, которая
в настоящее время признается большинством пользователей на­
илучшим в мире программным продуктом подобного рода.
Таким образом, изложенные выше методы расчета основных фи­
зико-химических характеристик и показателей качества углеводо­
родных потоков являются вполне адекватными на уровне современ­
ных достижений и могут эффективно использоваться для учебных
и практических целей.
2. Технология переработки
углеводородного сырья газоконденсатных
и нефтегазоконденсатных месторождений
В первой главе подробно рассмотрены характеристики углеводород­
ного сырья газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторож­
дений, методология исследования и моделирования его составов и
физико-химических свойств. Прежде чем перейти к вопросам моде­
лирования технологии и выполнения балансовых расчетов, рассмот­
рим в данной главе основные задачи, принципы и схемы технологи­
ческих процессов подготовки и переработки УВС газоконденсатных
и нефтегазоконденсатных месторождений.
Необходимо отметить, что в задачи данной работы не входит под­
робное описание и анализ технологических процессов, схем, техно­
логического оборудования со всеми особенностями и вариантами —
на эту тему опубликовано достаточно много хорошей литературы, и
нам добавить к этому нечего. Здесь технология рассматривается в
объеме, необходимом для понимания сути и построения методоло­
гии балансовых расчетов. При этом рассмотрены различные вариан­
ты технологических процессов опять же не для детального анализа
их особенностей и сравнения характеристик, а с целью их последу­
ющего использования в качестве базы для моделирования.
Необходимо также уточнить терминологию, которая использу­
ется в дальнейшем тексте. Существует множество технологических
процессов и ряд их классификаций. Добываемое углеводородное
сырье — газоконденсатный флюид и нефтяной флюид — отделяется
на промыслах от вредных примесей и разделяется на потоки газа и
жидких углеводородов в соответствии с направлением их транспор­
та и использования (или дальнейшей переработки). Комплекс этих
процессов общепринято называть промысловой подготовкой или
обработкой. В нефтепереработке общепринято разделять технологи­
ческие процессы на процессы первичной и вторичной переработки.
К процессам первичной переработки относится перегонка нефти с
выделением ряда погонов, которые затем подвергаются дальнейшей
переработке, которая и называется вторичной. В переработке кон­
денсата, выделенного на промыслах, в связи с наличием в его составе
156
Балансовые расчеты...
растворенных газов, дополнительно выделяются процессы деэтани­
зации и стабилизации, после которых уже производится переработ­
ка, подобная переработке нефти.
Все перечисленные процессы, включая вторичную переработ­
ку нефтяных (и газоконденсатных) погонов, можно разделить на
две большие группы всего лишь по одному единственному крите­
рию — наличию в технологическом процессе стадии преобразования
молекул (химической природы) поступающего сырья. Процессы
промысловой подготовки (обработки), деэтанизиции, стабилизации,
первичной переработки (перегонки) нефти и конденсата не включа­
ют в эту стадию — они полностью основаны на термодинамических
законах фазовых переходов «газ–жидкость», и используют для рас­
пределения углеводородов между вырабатываемыми продуктами
только их физические свойства. Сами молекулы углеводородов пос­
ле такой переработки остаются неизменными. Поэтому возьмем на
себя смелость дать обобщенное название всем перечисленным выше
процессам — будем далее называть их процессами «физической» пе­
реработки. Причем отнесение процессов промысловой подготовки к
«физической» переработке не является опечаткой — в действитель­
ности при так называемой промысловой подготовке происходит не
просто отделение вредных примесей (воды, песка, продуктов эрозии
и т. п.), но и разделение углеводородных компонентов и фракций на
целевые продукты, каждый из которых затем транспортируется по
собственному направлению собственному потребителю. Естествен­
но, что процесс, целью которого является получение продуктов раз­
ного функционального назначения, ничем иным, как переработкой,
назвать нельзя.
Большинство вторичных процессов заключаются именно в пре­
образовании молекул поступающего сырья, которое производится
с помощью нагрева, использования катализаторов, реагентов и
т. п. К этим процессам относятся гидроочистка, риформинг, изоме­
ризация, каталитическая депарафинизация, разного рода крекинги и
т. п. Во всех этих процессах часть молекул поступающего сырья пре­
образуется, т. е. изменяется (до некоторой степени) химическая при­
рода сырья. Такие процессы по аналогии можно назвать процессами
«химической» переработки. При этом надо понимать, что в замкну­
том технологическом цикле собственно «химическая» переработка
обычно присутствует лишь в одной стадии (обычно в специальном
2. Технология переработки углеводородного сырья...
157
аппарате — реакторе), остальные стадии, например предфракциони­
рование сырья и постфракционирование продуктов, являются чисто
«физическими». Тем не менее если базовую сущность процесса со­
ставляет «химическая» переработка, то и весь процесс надо относить
к «химической» переработке.
Внести такие представления и термины в настоящей работе
важно именно для понимания сути балансовых расчетов, которые
будут рассматриваться в следующих главах. Дело в том, что кроме
расчетов общепринятых материальных балансов, большое внимание
уделяется расчетам материально-компонентных балансов и реше­
нию на этой основе ряда прикладных задач. Так вот расчет матери­
ально-компонентных балансов, строго говоря, приемлем только для
процессов «физической» переработки, поскольку при химическом
преобразовании молекул компонентный баланс нарушается. Напри­
мер, при каталитическом риформинге часть углеводородов с более
высокими температурами кипения распадается на углеводороды с
более низкими температурами кипения. При этом в продуктах ри­
форминга возрастает содержание пропана, бутанов, наиболее легких
бензиновых фракций относительно поступающего сырья. Одно­
временно образуются более тяжелые ароматические углеводороды
с более высокими температурами кипения, поэтому доля тяжелых
фракций также возрастает, а доля средних (исходных фракций)
снижается. Таким образом, баланс по каждому компоненту и узкой
фракции подвести невозможно — одних компонентов и фракций в
продуктах будет больше, чем в сырье, других наоборот — меньше.
В этом случае для составления не только общего, но компонентного
баланса, необходимы несколько иные подходы — требуется вводить
дополнительные критерии и понятия, например «коэффициентов
преобразования». Однако в данной работе такие представления не
рассматриваются. Поэтому и процессы «химической» переработки
далее рассматривать не будем — ограничимся «физической» пере­
работкой углеводородного сырья газоконденсатных и нефтегазокон­
денсатных месторождений.
Также не будем в этой работе рассматривать и «физические» про­
цессы, осуществляемые на нефтеперерабатывающих заводах. Дело в
том, что на НПЗ первичная переработка является лишь небольшим
фрагментом общей схемы, и рассматривать материально-компонен­
тные балансы первичной переработки в отрыве от всего остального
158
Балансовые расчеты...
представляется нецелесообразным. Поэтому ограничимся в данной
работе теми процессами и схемами, которые действуют, проекти­
руются и могут быть запроектированы и построены на промыслах,
газо- и конденсатоперерабатывающих заводах, т. е. до границ обыч­
ных НПЗ с их разветвленными многопоточными, многопроцессор­
ными и многопродуктовыми схемами. Однако это не относится к
мини-НПЗ, ориентированные на выпуск небольшого количества
продуктов и включающие ограниченное количество процессов.
Итак, на основании изложенного и с учетом основной направлен­
ности данной работы в дальнейшем будем рассматривать общую схе­
му и технологические процессы (стадии) «физической» переработки
добываемого сырья газоконденсатных и нефтегазоконденсатных
месторождений (исключая первичную переработку нефти на НПЗ).
При этом термин «физическая» для краткости опустим, подразуме­
вая в рамках данной работы под термином «переработка» именно
«физическую» переработку.
2.1. Общая схема переработки углеводородного
сырья газоконденсатных и нефтегазоконденсатных
месторождений
Общая схема переработки (включая промысловую подготовку) УВС
газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений фор­
мируется исходя из главной задачи — выделения из добываемого сы­
рья продуктов целевого назначения. В свою очередь наличие таких
продуктов обусловлено углеводородным составом УВС, подробно
рассмотренным в главе 1. В соответствии с табл. 1.1, в составе УВС
присутствуют газы, сжиженные (или сжижаемые) газы и жидкие уг­
леводороды. Сложившаяся в России и мире структура потребления
углеводородного сырья предопределяет выделение из него:
• газа (преимущественно метана) для использования в каче­стве
топлива для энергетики и промышленности и, частично, для
коммунально-бытового потребления, а также в качестве ав­
томобильного топлива и сырья для производства реагентов и
синтетических сжиженных топлив;
• сжиженного углеводородного газа (СУГ) для использования
в качестве сырья нефтехимической и полимерной промышлен­
2. Технология переработки углеводородного сырья...
159
ности, а также для коммунально-бытового потребления, в каче­
стве автомобильного топлива, хладоагента и т. п.;
• жидких углеводородов, которые преимущественно использу­
ются в качестве сырья для производства моторных топлив, тех­
нических масел, растворителей, битумов, кокса и т. п., а также в
качестве сырья нефтехимической промышленности и химиче­
ской промышленности, в качестве топлива, реагентов и т. п.
В соответствии с задачей по выделению перечисленных выше
продуктов общая схема переработки сырья газоконденсатных и
нефтегазоконденсатных месторождений может быть представлена
в виде, показанном на рис. 2.1.
Газоконденсатный флюид после его добычи направляется на
промысловую подготовку, которую, как уже сказано выше, фак­
тически можно назвать промысловой переработкой. Продуктами
промысловой подготовки добываемых газоконденсатных флюидов
являются товарный газ и нестабильный газовый конденсат (НК).
Товарный газ направляется в систему магистральных газопроводов
для транспорта газа потребителям. Нестабильный газовый конден­
сат содержит в своем составе не только жидкие углеводороды, но и
растворенные газы, и поэтому направляется вначале на деэтаниза­
цию и стабилизацию.
Выделение процессов деэтанизации и стабилизации конденсата
связано с тем, что из его состава необходимо выделить растворен­
ные метан, этан, пропан и бутаны, при этом их целевое назначение,
и, соответственно, схемы транспорта различны. Соответственно,
необходимо НК разделить на три продукта: газ, сжиженный газ и
жидкие углеводороды. Реализуется это двумя последовательными
процессами — деэтанизацией и стабилизацией: на первой стадии из
НК выделяется метан-этановая фракция, а затем пропан-бутановая.
Следует пояснить, почему применяется процесс деэтанизации,
а не деметанизации (в соответствии с табл. 1.1 логично на первой
стадии выделять метановую фракцию, а на второй этан-бутано­
вую). Дело в том, что, как пояснялось в начале раздела 1, этан по
своим свойствам находится на границе «чистых» и «сжиженных»
газов. Поэтому его использование по направлению использования
сжиженных газов развито достаточно мало, основной его объем пре­
имущественно с метаном используется в качестве топлива. В связи с
этим, как правило, нецелесообразно извлекать его из НК во фракцию
Рис. 2.1. Поточная схема «физической» переработки сырья газоконденсатных и нефтегазоконденсатных мес­
торождений
160
Балансовые расчеты...
2. Технология переработки углеводородного сырья...
161
сжиженных газов, что и нашло отражение на схеме. В то же время
нельзя исключать и варианты более сложной схемы дегазации НК, в
частности, с выделением и фракционированием этана. Однако это не
типичный случай, и поэтому в данной схеме он не рассматривается.
При деэтанизации НК выделяется газ деэтанизации (ГД) и де­
этанизированный конденсат (ДК). Газ деэтанизации необходимо
вернуть в товарный газ (утилизировать), при этом желательно пред­
варительно довести до кондиций товарного газа. С этой целью лучше
всего ГД вернуть в процесс промысловой подготовки добываемого
сырья. Но если у отводимого с промысла товарного газа есть запас
по качеству, можно ГД и без дополнительной подготовки вернуть
непосредственно в товарный газ. Однако обычно исходя из условий
технологического режима давление ГД ниже давления товарного
газа, и ниже его давления в системе промысловой подготовки. По­
этому для утилизации ГД необходимо поднять его давление. С этой
целью или строится дожимная компрессорная станция (ДКС), или
используются эжекторы промысловой технологии (подробнее будет
изложено ниже).
Как вариант, возможно и использование газа деэтанизации в ка­
честве сырья находящихся по близости от установки деэтанизации
газохимических комплексов (ГХК), создаваемых, например, для
производства полиэтилена.
Полученный при деэтанизации ДК направляется далее на стаби­
лизацию. При стабилизации в зависимости от ряда условий может
быть выделена широкая фракция сжиженных газов (обычно ее
называют широкой фракцией легких углеводородов — ШФЛУ),
или товарная фракция сжиженных углеводородных газов (СУГ),
которая соответствует требованиям стандартов и может быть непо­
средственно отгружена потребителям. ШФЛУ далее направляется
на фракционирование. Стабильный конденсат (СК) направляется
на фракционирование (первичную переработку в общепринятом
понимании), или направляется в систему нефтепроводов для пос­
тавки на НПЗ или на экспорт, или реализуется в качестве товарного
продукта. Все эти направления в принципе могут работать одновре­
менно.
Фракционирование ШФЛУ в общем случае заключается в разде­
лении ШФЛУ на индивидуальные углеводороды (фракции индиви­
дуальных углеводородов) или их смеси. Степень чистоты углеводоро­
162
Балансовые расчеты...
дов может быть разной в зависимости от применяемого оборудования.
В идеальном варианте производится пропан, изобутан, нормальный
бутан, изопентан и стабильный газовый бензин (СГБ), включающий
пентан и более тяжелые углеводороды, присутствующие в составе
ШФЛУ (см. табл. 1.4). Могут быть и другие самые различные комби­
нации фракционирования ШФЛУ, например, выводится бутановая
фракция вместо индивидуальных изобутана и нормального бутана;
или вообще пропановая фракция и СГБ, включающий собственно
СГБ и изопентан, который как отдельный продукт не выводится,
и т. д. Все выведенные фракции направляются потребителям.
Фракционирование (первичная переработка) СК заключается в
разделении его на бензиновые, керосиновые, дизельные погоны и ос­
таточные фракции, не находящие потребителя. При этом бензиновые
фракции в соответствии со схемой их дальнейшего использования
делятся на легкие, используемые в качестве сырья нефтехимических
производств, и тяжелые, используемые в качестве сырья риформинга
для производства автомобильных бензинов и ароматических углево­
дородов. Переработка тяжелых остатков не в условиях НПЗ за редким
исключением весьма проблематична. Поэтому в общем случае они на­
правляются на НПЗ в смеси с товарной нефтью (рассмотрено далее).
Для обеспечения текучести при транспорте до нефтепровода (или
НПЗ) тяжелые остатки обычно разбавляются более легкими погона­
ми, из которых выбираются наиболее профицитные (или наименее
дефицитные). Обычно в качестве разбавителя используется легкая
бензиновая фракция. Также в качестве разбавителя может быть ис­
пользован и стабильный конденсат в объеме, направляемом в нефтеп­
роводы для транспорта на НПЗ (или непосредственно на НПЗ).
На этом описание общей схемы переработки газоконденсатных
флюидов закончено, переходим к описанию схемы переработки
нефтяных флюидов нефтегазоконденсатных месторождений. При
этом следует подчеркнуть, что прежде всего здесь рассматривается
схема переработки нефти, добываемой из нефтяных оторочек нефте­
газоконденсатных месторождений, т. е. нефти, добываемой попутно
с газовым конденсатом. Однако в целом изложенные ниже представ­
ления не противоречат и принципам построения схем подготовки
сырья «классических» нефтяных месторождений.
Добываемый нефтяной флюид направляется на установку про­
мысловой подготовки. В данной схеме выделим (до некоторой
2. Технология переработки углеводородного сырья...
163
степени условно) концевую сепарационную установку. Это дает воз­
можность произвести на нефтяном промысле деэтанизированную
нефть (ДН) в виде специального продукта, который целесообразно
выводить только в комплексных схемах переработки конденсата и
нефти. Смысл получения ДН заключается в том, что при небольших
объемах добываемой на месторождении нефти относительно кон­
денсата более рациональным является перерабатывать ее в смеси с
конденсатом, а не транспортировать на НПЗ. В результате такого
решения сокращаются затраты на подготовку и транспорт нефти
(в связи с уменьшением единиц оборудования и отсутствием отде­
льной схемы подачи на НПЗ), а также затраты на утилизацию ПНГ,
поскольку при подготовке деэтанизированной нефти не требуется
компримирование газа концевой ступени сепарации, имеющего ат­
мосферное давление. С другой стороны, небольшая добавка нефти
при переработке конденсата позволяет до некоторой степени ком­
пенсировать пластовые потери дизельных фракций в добываемом
газоконденсатном флюиде, а также несколько выровнять фракцион­
ный состав керосиновых и дизельных погонов (см. рис. 1.20 и 1.21),
что положительно сказывается на качестве вырабатываемых из кон­
денсата моторных топлив.
Именно перечисленными оптимизационными возможностями и
отличается «нефтяной блок» рассматриваемой схемы от традицион­
ной схемы промысловой подготовки нефти и переработки попутного
нефтяного газа, в соответствии с чем и сделана ремарка в предыду­
щем абзаце.
Продуктами установки промысловой подготовки нефти в данном
варианте является попутный нефтяной газ (ПНГ) и нефть деэта­
низированная и обезвоженная (ДН). ДН может в зависимости от
конкретных условий или подаваться на концевую сепарационную
установку (КСУ) для получения нефти товарной, или направлять­
ся на стабилизацию совместно с деэтанизированным конденсатом.
В принципе могут работать обе схемы одновременно. На КСУ от
ДН отделяется остаточный ПНГ, в результате чего нефть доводится
до товарных кондиций, необходимых для ее поставки на НПЗ по
магистральным нефтепроводам или другими видами транспорта (по
железной дороге, танкерным флотом и т. п.).
Блок подготовки нефти «классических» нефтяных месторожде­
ний, как уже сказано, обычно не разделяется на блок подготовки ДН
164
Балансовые расчеты...
и КСУ. Однако в условиях больших по территории месторождений,
или при совместной подготовке нефти группы месторождений стро­
ятся установки предварительной подготовки нефти, включающие
первую ступень сепарации и установку предварительного сброса
воды. С этих установок нефть с помощью насосов подается на цен­
тральный пункт сбора нефти (ЦПС) или на центральный товарный
парк (ЦТП), где производится ее окончательная подготовка — до­
полнительное обезвоживание и сброс остаточного газа на КСУ.
Таким образом, традиционные принципы построения схемы подго­
товки нефти нефтяных месторождений подобны представленным
в рассматриваемой схеме, однако используются несколько иными
целями.
Попутные нефтяные установки подготовки нефти и КСУ необхо­
димо утилизировать. Однако давление ПНГ весьма низкое, а углево­
дородные ресурсы достаточно бедные, что и создало серьезнейшую
экономическую проблему утилизации ПНГ, которая в настоящее
время на очень многих месторождениях (по крайней мере малых)
решается очень просто — с помощью факела.
Для утилизации ПНГ (особенно с КСУ) необходимо поднять
их давление. Для этого строится дожимная компрессорная станция
(ДКС). Для КСУ необходимо строительство отдельной ДКС. В це­
лом необходимо не менее трех ступеней компримирования, чтобы
поднять давление до уровня, обеспечивающего переработку ПНГ
и транспорт сухого отбензиненного газа потребителям.
При переработке ПНГ наряду с сухим газом, направляемым пот­
ребителям, выделяется ШФЛУ. ШФЛУ направляется на фракцио­
нирование по той же схеме, что и фракциионирование ШФЛУ, вы­
деленной из ДК при стабилизации. При более сложной схеме могут
быть выделены СГБ и СУГ, отгружаемые потребителям.
Товарная нефть, как уже сказано, направляется на НПЗ для
глобальной переработки. Кроме того, в зависимости от конкретных
условий, возможна переработка нефти (полностью или частично)
в смеси с СК по схеме переработки СК. Как уже сказано выше, не­
большая добавка нефти при переработке конденсата позволяет до
некоторой степени компенсировать пластовые потери дизельных
фракций в добываемом газоконденсатном флюиде и несколько вы­
ровнять фракционный состав керосиновых и дизельных погонов, что
положительно сказывается на качестве вырабатываемых из конден­
2. Технология переработки углеводородного сырья...
165
сата моторных топлив. В зависимости от конкретной ситуации могут
работать обе схемы одновременно, т. е. часть нефти направляться на
НПЗ, часть — на переработку в смеси с конденсатом.
Представленную схему не следует рассматривать, как поточную
схему какого‑либо конкретного предприятия или регионального
комплекса (хотя она в целом, или фрагментарно и может таковой
стать). В этой схеме систематизированы общие принципы пере­
работки добываемого УВС и используемые при этом процессы.
Что касается их территориального размещения, вариантов комбини­
рования и т. п., они могут быть самыми различными в зависимости
от конкретной ситуации. Например, промысловая подготовка га­
зоконденсатного флюида может быть совмещена с деэтанизицией
конденсата; деэтанизация конденсата со стабилизацией; газопере­
работка может производиться на специально построенном газопе­
рерабатывающем заводе (ГПЗ), или организована непосредственно
на нефтепромысле, соответственно и ДКС может быть на ГПЗ, или
на нефтепромысле. Подобных комбинаций может быть множест­
во — важен всесторонний анализ конкретных условий и поиск на
этой основе оптимальных вариантов.
Далее перейдем к рассмотрению технологии представленных
в общей схеме процессов. В соответствии с вышеприведенным опи­
санием общей схемы, целью всех входящих в ее состав технологи­
ческих процессов является «физическое» разделение компонентов
и фракций сырья на ряд продуктов различного функционального
назначения. При этом необходимо отметить, что абсолютно все
рассматриваемые ниже технологии базируются на использовании
законов термодинамического равновесия «газ–жидкость» для выра­
ботки из сырья продуктов требуемого состава и качества.
В соответствии с этими законами, распределение между газовой
и жидкой фазами компонентов и фракций углеводородной смеси
обусловлено их физическими свойствами. Наиболее наглядным
свойством для понимания сути фазовых переходов является темпе­
ратура кипения. Те компоненты и фракции, температуры кипения
которых ниже температуры углеводородной смеси (сырья), пре­
имущественно переходят в газовую фазу, а более тяжелые (с тем­
пературой кипения выше фактической температуры) — в жидкую
фазу. Чем больше разница между температурой кипения компонента
(фракции) и фактической температурой смеси (в ту или другую сто­
166
Балансовые расчеты...
рону), тем большая доля компонента (фракции) переходит в «свою»
фазу. Компоненты (фракции) с температурами кипения, равными
фактической температуре смеси, распределяются между газовой и
жидкой фазами поровну.
Таким образом, изменяя температуру смеси, можно регулировать
составы газовой и жидкой фаз, соответственно, формируем составы
и свойства продуктов. Однако температуры кипения компонентов и
фракций зависят от давления, поэтому наряду с температурой дав­
ление также является фактором регулирования составов и свойств
газовой и жидкой фаз и, соответственно, составов и свойств продук­
тов переработки.
Однако селективность распределения компонентов и фракций
между газом и жидкостью в процессе однократного фазового перехода
невысока — компоненты с температурами кипения (при фактическом
давлении), близкими температуре смеси, почти равномерно распреде­
ляются между газом и жидкостью. Поэтому практически нет техноло­
гий, состоящих из однократного фазового перехода. В каждой техно­
логии формируется цепочка элементов (технологических аппаратов и
их отдельных контактных устройств, секций), в которых происходит
разделение поступающей в них углеводородной смеси на два продук­
та: один из продуктов (более легкий) выводится из технологического
элемента в газообразном состоянии, а второй — в жидком. Регулиро­
ванием термодинамических параметров (давлением и температурой)
каждого технологического элемента и обеспечивается переход одних
компонентов и фракций в газовую фазу, других — в жидкую. Форми­
рование оптимальной цепочки технологических элементов (аппара­
тов, контактных устройств) и обеспечение в них оптимальных термо­
динамических параметров и является основной задачей создания и
эксплуатации любой из рассмотренных ниже технологий.
2.2. Технология промысловой подготовки углеводородного
сырья газоконденсатных и нефтегазоконденсатных
месторождений
Прежде чем переходить к собственно технологии промысловой
подготовки УВС, остановимся на основных характеристиках техно­
логии, схем и параметров его добычи, а также сбора со скважин на
2. Технология переработки углеводородного сырья...
167
установки промысловой подготовки и транспорта продуктов про­
мысловой подготовки потребителям.
2.2.1. Основные характеристики систем добычи, сбора
и транспорта потоков УВС
Как уже сказано в главе 1, газоконденсатные месторождения харак­
теризуются аномальными фазовыми переходами газ–жидкость в
пластовых условиях, с чем связано изменение компонентно-фрак­
ционных составов добываемых флюидов в процессе добычи УВС.
Другой особенностью и отличием газовых и газоконденсатных мес­
торождений от нефтяных является то, что добыча газа и газокон­
денсатного флюида ведется исключительно за счет энергии пласта
без применения механизированных способов добычи. Возможно это
вследствие значительно более низкой плотности газа по сравнению
с плотностью жидкости (нефти), в результате чего гидростатиче­
ский перепад давления в газоконденсатных скважинах значительно
ниже, чем в нефтяных, и поэтому перепада давления между пластом
и установкой промысловой подготовки добываемого флюида вполне
достаточно для извлечения из недр основного объема запасов. Единс­
твенным внешним воздействием на газоконденсатный пласт, которое
иногда применяется, явялется поддержание пластового давления с
помощью закачки газа в процессе добычи. Как правило, применяется
обратная закачка газа, добытого из этого же пласта. В результате этого
производится добыча и реализация только конденсата, а добытый газ
рециркулирует (выходит на поверхность, отделяется от конденсата и
вновь закачивается в пласт). Такая технология разработки нередко
применяется за рубежом на газоконденсатных месторождений с вы­
соким содержанием конденсата и называется сайклинг-процессом.
В отечественной практике этот процесс пока не применялся, посколь­
ку это требует значительно больших затрат, чем затраты на добычу
по традиционной технологии за счет собственной пластовой энергии,
которая называется «разработкой на истощение».
Для нижнемеловых газоконденсатных залежей характерны плас­
товые давления на уровне 30 МПа и температуры порядка плюс
80 °С. Эти залежи гидравлически связаны с грунтовыми водами
земли, поэтому их пластовое давление объясняется очень просто —
фактически это давление столба воды (высотой порядка 3000 м) от
поверхности земли до продуктивного горизонта. Ачимовские газо­
168
Балансовые расчеты...
конденсатные залежи находятся несколько глубже нижнемеловых
(на глубине порядка 3500 м) и характеризуются более высокими
пластовыми температурами (порядка плюс 115 °С) и аномально
высокими пластовыми давлениями — до 70 МПа. Объясняются ано­
мально высокие пластовые давления отсутствием гидравлической
связи залежей с грунтовыми водами. Перечисленные параметры
приведены на начало разработки залежей — в дальнейшем по мере
отбора флюида из продуктивного горизонта пластовая энергия
«истощается», вследствие чего пластовое давление постепенно сни­
жается.
Для обеспечения добычи газоконденсатного флюида необходи­
мо создать перепад давлений от пласта до промысла. Прежде всего,
для обеспечения притока в скважины необходим перепад давлений
между пластом и призабойной зоной скважин — депрессия на пласт.
Это весьма важный показатель разработки — чем выше депрессия на
пласт, тем более интенсивный приток в скважины газоконденсатно­
го флюида, однако и тем более интенсивно идет разрушение породы
пласта. В результате разрушения породы частички песка выносятся
на поверхность по скважинам, при этом в виду высоких скоростей
газа происходит эрозия труб и арматуры, особенно на поворотах
потока. Все это создает опасность аварий из‑за образования свищей
и порывов. Наиболее серьезное и вполне вероятное последствие (не­
однократно случавшееся на практике) — открытый газовый фонтан,
ликвидация которого является крайне тяжелым и дорогим мероп­
риятием. Поэтому оптимизация депрессии на пласт является весьма
важной. При этом депрессия на пласт зависит еще и от поровой про­
ницаемости породы продуктивного горизонта.
Чтобы обеспечить поток флюида по стволу скважины, необ­
ходимо также создать перепад давлений между забоем и устьем
скважины. Чем выше перепад, тем больше скорость и выше дебит
скважин, однако при этом возрастают и нагрузки на оборудование.
Кроме того, необходимо еще и обеспечить доставку добываемого
флюида на УКПГ, а также и перепад давления на эжекторе и дрос­
селе промысловой установки (технологические схемы представле­
ны в следующем разделе) с целью охлаждения потока осушаемого
газа до необходимой степени. Поэтому перепад давления по стволу
скважины также необходимо оптимизировать. Наконец, необходимо
подобрать режимы работы скважин (по крайней мере, в пределах
2. Технология переработки углеводородного сырья...
169
одного куста), обеспечивающих максимальный отбор добываемого
флюида на промысел, что возможно только при выравнивании дав­
ления на устье всех скважин куста, иначе скважины с более высоким
устьевым давлением «задавят» более слабые. Таким образом, подбор
параметров работы скважин является весьма сложной оптимизаци­
онной задачей.
Депрессия на пласт и перепад давлений по стволу скважины — ве­
личины взаимосвязанные и регулируются они с помощью штуцера
на устье скважины. Иногда применяют регулируемые штуцеры, но
чаще просто калиброванные штуцеры (шайбы с отверстием различ­
ного диаметра).
При оптимальных режимах работы пласт — скважина, давление на
устье газоконденсатных скважин в начале разработки может достигать
13–15 МПа, температура — плюс 35–40 °С. Максимальные дебиты
газоконденсатных скважин по газу достигают 500 тыс. ст. м3 / сутки,
более вероятные дебиты 200–300 тыс. ст. м3/сутки.
Технология и схемы добычи и сбора газоконденсатных флюи­
дов практически не отличается от технологии и схемы сбора про­
дукции нефтяных скважин в период фонтанирования. Скважины
группируются в кусты (обычно до 5–8). В последние годы наряду
с вертикальными скважинами широкое распространение получили
наклонно-направленные, а также горизонтальные и субгоризонталь­
ные. Бурение таких скважин особенно важно при кустовом распо­
ложении, поскольку позволяет охватить гораздо большую площадь
продуктивного горизонта и увеличить дебиты скважин, а, следо­
вательно, снизить удельные затраты на добычу газоконденсатного
флюида.
Сбор газоконденсатных флюидов с кустов скважин на промыс­
ловые установки осуществляется по шлейфам (газосборным трубо­
проводам). Как правило, применяется лучевая схема сбора, которая
позволяет наиболее эффективно осуществлять комплексную опти­
мизацию режимов работы скважин с целью достижения максималь­
но возможных уровней добычи при допустимой депрессии на пласт.
Иногда применяется смешанная — коллекторно-лучевая схема
газосбора (при значительном удалении некоторых кустов скважин
от промысловой установки). Коллекторная схема сбора в чистом
виде обычно не применяется из‑за того, что практически невозмож­
но эксплуатировать ближайшие к промыслу и удаленные от него
170
Балансовые расчеты...
скважины даже с приблизительно равной эффективностью, поэтому
коллекторная схема может быть оправдана только для значительно
вытянутых месторождений.
Диаметры сборных трубопроводов (шлейфов) зависят от дебитов
скважин и суммарного уровня добычи с кустов скважин. На газо­
конденсатных месторождениях обычно применяются сборные трубо­
проводы диаметром 102, 159, 219, 273, 325, 377 мм, рассчитанные на
рабочее давление до 16 МПа.
Сбор добываемого флюида со всех скважин производится на
промысловую установку (установку промысловой обработки про­
дукции скважин). На этой установке (или просто промысле) произ­
водится смешение всех потоков добываемого УВС со всех скважин,
разделение добытого газоконденсатного флюида на потоки газа и
конденсата, доведение их до требуемых кондиций (промысловая
подготовка) и отгрузка потребителям и на переработку.
Перепады давлений по шлейфам (сборным трубопроводам)
обычно относительно небольшие (в пределах 0,5–1 МПа), поэтому
на УКПГ газоконденсатный флюид поступает с давлением 12–
13 МПа (в начале разработки). Температура в шлейфах снижается в
различной степени в зависимости от времени года и типа прокладки
сборных трубопроводов. Если шлейфы теплоизолированы, на УКПГ
флюид может поступать с температурой выше плюс 30 °С. В ве­
сенний период при интенсивном таянии снега при подземной про­
кладке шлейфов без теплоизоляции температура может снижаться
весьма значительно и доходить на входе на УКПГ до плюс 5–10 °С.
В среднем входная температура на УКПГ на уровне плюс 20 °С.
Товарный газ с промысла направляется в систему магистраль­
ного транспорта для доставки его потребителям; выделенный кон­
денсат — на деэтанизацию, стабилизацию и переработку. Такие
промысловые установки обычно называют установками комплекс­
ной подготовки газа (УКПГ), или газоконденсатными промыслами
(ГКП). Наряду с УКПГ (ГКП), работающими по полной вышеопи­
санной схеме, иногда строятся установки, работающие по сокращен­
ной схеме. Например, установки, в задачу которых входит сбор и
подогрев продукции скважин и отгрузка смешанного и подогретого
газоконденсатного флюида на центральную промысловой установку
для промысловой обработки и подготовки к транспорту товарного
газа и конденсата. Такие установки обычно называют установка­
2. Технология переработки углеводородного сырья...
171
ми предварительной подготовки газа (УППГ). УППГ могут иметь
и другое функциональное назначение, например предварительное
(грубое) разделение газа и конденсата для их последующего транс­
порта на различные установки (например, транспорта газа на УКПГ,
а конденсата на установку деэтанизации), или на одну и ту же уста­
новку, но раздельными потоками.
Подготовленные на промысле потоки газа и конденсата (а также
предварительно обработанный на УППГ газоконденсатный флюид)
транспортируются потребителям или на заводы (установки) ста­
билизации и переработки добытого УВС. Транспорт, как правило,
осуществляется по трубопроводам, лишь в исключительных случаях
конденсат может доставляться автомобильными и железнодорожны­
ми цистернами. Различают трубопроводы для внутрипромыслового,
межпромыслового и магистрального транспорта. По внутрипромыс­
ловым трубопроводам производится перекачка флюидов в пределах
одного промысла (например, с УППГ на УКПГ). По межпромысло­
вым трубопроводам перекачивается УВС в пределах одного место­
рождения: с одного промысла на другой (например, товарный газ
транспортируется от промысла к промыслу через все месторождение
с подключением на каждом промысле нового потока товарного газа),
или с промысла на завод (установку) по подготовке конденсата к
транспорту. По магистральным трубопроводам транспортируется
продукция месторождения (товарный газ и конденсат) потребите­
лям или на заводы по переработке.
В зависимости от транспортируемого флюида различают газо­
проводы и продуктопроводы (конденсатопроводы). Магистральные
газопроводы обычно прокладываются трубами диаметром 1420 и
1220 мм. Внутрипромысловые и межпромысловые газопроводы могут
иметь меньший диаметр (1020, 820 мм), если объемы транспортиру­
емого газа невелики. Магистральные продуктопроводы (конденса­
топроводы) обычно прокладываются трубами 720, 630, 530 мм, внут­
рипромысловые и межпромысловые конденсатопроводы могут иметь
меньший диаметры (430, 377, 325 мм). Обычно и газопроводы, и кон­
денсатопроводы рассчитывают на рабочее давление 7.5 или 5.5 МПа.
Для обеспечения эффективного режима транспорта (особенно
магистрального) перед подачей потока в трубопроводы устанавли­
ваются компрессорные (для газа) и насосные (для конденсата) стан­
ции, которые называют головными (ГКС и ГНС). Кроме этого, на
172
Балансовые расчеты...
трубопроводах через определенное расстояние также устанавливают
компрессорные (для газа) и насосные (для конденсата) станции (КС
и НС). Шаг КС и НС подбирается так, чтобы обеспечить минимум
затрат на перекачку (чем реже шаг, тем меньше затраты на сжатие, но
больше требуется диаметр трубопровода, и наоборот). На газопрово­
дах шаг КС обычно составляет порядка 100 км, на конденсатопрово­
дах ввиду значительно меньшего перепада давления требуемый шаг
НС значительно реже.
2.2.2. Варианты технологии промысловой подготовки сырья
газоконденсатных месторождений
Для понимания сути технологических процессов промысловой под­
готовки рассмотрим ее основные задачи.
При разработке «чисто» газовых сеноманских залежей (раз­
дел 1.2) в задачу промысловой обработки входит:
• отделение от потока добываемого газа выделившейся в систе­
ме сбора воды, механических примесей (песка, образующегося
в результате частичного разрушения пласта и выносимого с
добываемом флюидом, а также продуктов эрозии трубопро­
водов и арматуры) и углеводородного конденсата, который
в небольших количествах (до 0.5 г / ст. м3 газа) присутствует
и в продукции «чисто» газовых месторождений;
• последующая осушка газа от паров воды и углеводородов до
требуемого уровня.
Концентрация паров воды и углеводородов в товарном газе огра­
ничивается с целью предотвращения выделения жидкой фазы (воды
и углеводородов) в газопроводе при термодинамических параметрах
транспорта. Степень осушки газа регламентируется требованиями
отраслевого стандарта ОАО «Газпром» ОСТ 51.40. Необходимо это
для нормального гидравлического режима газопровода, который
обеспечивается только при полном отсутствии жидкой фазы, пос­
кольку даже при крайне незначительном ее объеме она скапливается
в пониженных участках трассы, повышая гидравлическое сопротив­
ление и создавая пробковый режим течения, что негативно сказыва­
ется на работе входных сепараторов (пылеуловителей) КС и газо­
распределительных станциях потребителей. Кроме того, выделения
жидкой воды в газопроводе категорически недопустимо, поскольку
оно приводит к следующим серьезным осложнениям.
2. Технология переработки углеводородного сырья...
173
• При низких давлениях выпавшая в газопроводе жидкая вода
при температурах ниже нуля замерзает на стенке (самом
холодном месте). При этом сужается сечение газопровода и
повышается гидравлическое сопротивление, а через некоторое
время может создаться сплошная ледяная пробка, и, в резуль­
тате этого, полностью прекратится транспорт газа.
• При повышенном давлении (3.5–7.5 МПа), характерном для
газопроводов, вода уже при температурах существенно выше
0 °С создает с компонентами газа (метаном, этаном, пропаном
и бутанами) соединения включения, называемые клатратами
или газовыми гидратами. В этих соединениях молекулы воды
создают пространственную решетку, полости которой запол­
няют молекулы газа. Газовые гидраты являются твердыми,
по внешнему виду они напоминают снег. Поэтому естествен­
но, что при их образовании в газопроводе они образуются и
откладываются на стенке (наиболее холодном месте), сужая
сечение и повышая гидравлическое сопротивление потоку
газа. Кроме этого, через некоторое время могут образоваться
сплошные гидратные пробки, которые полностью перекры­
вают сечение газопровода, в результате чего транспорт газа
прекращается.
В отличие от промысловой подготовки газа «чисто» газовых сено­
манских залежей в задачу промысловой подготовки продукции газо­
конденсатных месторождений входит не только осушка газа по воде
и углеводородам, но также выделение углеводородного конденсата
и его подготовка к транспорту на заводы (установки) для последую­
щей переработки. Тем не менее приоритет промысловой подготовки
газоконденсатного флюида отдается подготовке газа. Для любого
газоконденсатного флюида (не только валанжинского, но и ачи­
мовского) и даже на первой стадии разработки (когда содержание
жидких углеводородов в добываемом флюиде максимально) выход
товарного газа составляет по массе значительно более 50 %. Поэтому
основным продуктом газоконденсатных месторождений все‑таки яв­
ляется товарный газ, а газовый конденсат является сопутствующим,
хотя и весьма важным (в экономическом аспекте) продуктом.
Исходя из изложенного, основной задачей газоконденсатного
промысла, как и газового, является очистка газа от поступающей на
УКПГ воды и механических примесей и осушка его по воде и угле­
174
Балансовые расчеты...
водородам до требуемых кондиций. Степень осушки газа, как и на
газовом промысле, регламентируется требованиями отраслевого
стандарта ОАО «Газпром» ОСТ 51.40.
Подготовка выделенного на газоконденсатном промысле из до­
бываемого флюида газового конденсата заключается в отделении
его от воды и в частичной дегазации с целью снижения содержания
метан-этановой фракции в транспортирующемся по конденсатопро­
воду и поступающем на завод конденсате. Ввод ограничений на
содержание метан-этановой фракции в отгружаемом с промыслов
конденсате необходим для снижения выхода газа при деэтанизации
конденсата, а также для обеспечения однофазного режима транспор­
та конденсата по трубопроводу и прохождения через замерные уста­
новки, по­скольку пока не существует хозрасчетных расходомерных
устройств, которые бы обеспечивали приемлемую точность измере­
ния массы двухфазного (газожидкостного) потока.
В зависимости от степени промысловой подготовки (дегазации)
конденсату присваиваются различные термины, которые могут быть
до некоторой степени условными. Во избежание путаницы в даль­
нейшем объясним применяемые термины подробнее.
Сырой конденсат — это конденсат, непосредственно выделенный
из потока добываемого газоконденсатного флюида и содержащий
в себе примеси воды и ингибитора гидратообразования.
Нестабильный конденсат (НК) — выделенный из потока до­
бываемого газоконденсатного флюида углеводородный газовый
конденсат после отделения от него водной фазы, а также (возможно)
после частичной дегазации конденсата. Происхождение термина
«нестабильный» объясняется очень просто. Если отобранный в
контейнер (раздел 1.5.1) из сепаратора или трубопровода (при
повышенном давлении) конденсат вылить в открытый стакан или
цилиндр (т. е. снизить его давление до атмосферного), конденсат
будет кипеть, при этом его объем будет снижаться (т. е. будет неста­
бильным) — отсюда и происходит этот термин. Исходя из этого, в
принципе понятие «нестабильный конденсат» достаточно широ­
кое — под него подходят все конденсаты, давление паров которых
выше атмосферного, вследствие чего при атмосферном давлении
они будут кипеть. Однако в промысловой практике понятие под НК
понимают продукт в более узком смысле — это конденсат, выделен­
ный из добываемого флюида, после отделения от него водной фазы,
2. Технология переработки углеводородного сырья...
175
а также конденсат, прошедший частичную дегазацию в сепараторах
(дегазаторах) и отгружаемый с газоконденсатного промысла.
Деметанизированный конденсат — выделенный на промысле
НК после отделения от него водной фазы и метановой фракции.
Понятие это в достаточной степени условно, поскольку дегазация
на газоконденсатных промыслах, как правило, производится в сепа­
раторах (дегазаторах) в режиме однократного испарения, при кото­
ром достаточно четко выделить какую либо фракцию невозможно.
Поэтому под деметанизацией часто понимают просто дегазацию,
после которой снижается содержание в НК метана, а также (в чуть
меньшей степени) этана, пропана, бутанов, пентанов и легких бен­
зиновых фракций. Естественно, что ни о какой достаточно прием­
лемой степени отделения метана от НК говорить в этом случае не
приходится. При этом справедливости ради следует сказать, что
термин «деметанизированный» конденсат практически и не приме­
няется — обычно обходятся более общим термином «нестабильный
конденсат».
В то же время термин «деметанизированный» конденсат может
применяться и вполне обоснованно — для конденсата, прошедшего
низкотемпературную ректификацию в режиме деметанизации, при
которой четкость разделения метан–этан достаточно высока. В этом
случае может быть применен и четкий количественный критерий
деметанизации, в качестве которого наиболее предпочтительно ис­
пользовать остаточное содержание метана в «деметанизированном»
конденсате.
Рассмотрим основные технологические схемы промысловой
подготовки добываемого газоконденсатного флюида. В настоящее
время наиболее распространенной технологией промысловой подго­
товки газоконденсатных флюидов является технология низкотемпе­
ратурной сепарации (НТС).
Суть технологии НТС заключается в следующем. В соответствии
с вышеизложенной задачей промысловой подготовки газоконденсат­
ного флюида его необходимо разделить на газ и НК, причем газ не­
обходимо подготовить до товарных кондиций в соответствии с ОСТ
51.40. Наиболее очевидным способом решения такой задачи является
охлаждение и сепарация газоконденсатного флюида. Охлаждение
производится до температуры, при которой основная масса жидких
углеводородов, а также значительная доля пропана и бутанов скон­
176
Балансовые расчеты...
денсируется, а в отводимой при сепарации газовой фазе останется ми­
нимум этих углеводородов. В результате этого обеспечивается требу­
емое качество товарного газа. При этом для более четкого разделения
метан-этановой фракции и углеводородов С3+ между товарным газом
и НК сепарация производится не в одну, а в несколько ступеней.
Для обеспечения требуемого качества товарного газа необходимо
охладить газоконденсатный флюид как минимум до температуры
минус 20 °С (обычно стремятся обеспечить температуру порядка ми­
нус 30 °С). Достигается это за счет использования пластовой энергии
газоконденсатного флюида в результате его дросселирования, и за
счет рекуперации холода отсепарированного газа. При дросселиро­
вании (резком снижении давления) газа, в соответствии с эффектом
Джоуля–Томпсона, температура газа значительно снижается. При
этом до дросселирования газ предварительно охлаждается в тепло­
обменнике холодным отсепарированным газом.
Технология НТС абсолютно не требует затрат внешней энергии
(по крайней мере в начальный период эксплуатации), используя
энергию добываемого флюида, проста и надежна в эксплуатации.
При нормальной работе сепарационного оборудования технология
НТС гарантированно обеспечивает требуемое ОСТ 51.40 качество
товарного газа по точке росы по углеводородам. Единственным ее
недостатком является относительно низкие отборы в конденсат эта­
на, пропана, бутанов и даже углеводородов С5+, точнее, легких бен­
зиновых фракций (подробнее вопросы эффективности разделения
углеводородов рассмотрены в главе 3). Однако в настоящее время
в условиях фактического и ожидаемого в перспективе профицита
сжиженных газов это можно расценивать как положительный фак­
тор, несколько снижающий остроту проблем реализации ШФЛУ и
СУГ. При этом несколько повышенное содержание перечисленных
выше компонентов в осушенном газе повышает его калорийность,
что в целом является благоприятным фактором, поскольку снижа­
ет удельные транспортные затраты на единицу транспортируемой
энергии.
Наиболее простой схемой, используемой преимущественно на
небольших месторождениях, является схема НТС с двумя сепарато­
рами — входным и низкотемпературным, и двумя разделителями —
первой и второй ступени, а также буферной емкостью для частичной
дегазации. Эта схема представлена на рис. 2.2.
Рис. 2.2. Принципиальная схема НТС без промежуточного сепаратора
2. Технология переработки углеводородного сырья...
177
178
Балансовые расчеты...
Из основного оборудования эта схема включает сепараторы пер­
вой и второй ступеней, теплообменник, два трехфазных разделителя
первой и второй ступени, эжектор и выветриватель НК. Продукция
газоконденсатных скважин подается сепаратору первой ступени С1. Отсепарированный газ из С-1 подается в теплообменник Т-1 для
охлаждения осушенным газом из низкотемпературных сепараторов.
Предварительно охлажденный газ после Т-1 направляется в эжек­
тор, с помощью которого подсасывает газ дегазации нестабильного
конденсата. Одновременно эжектор выполняет функции дросселя.
Охлажденный в эжекторе в результате дросселирования газ направ­
ляется в низкотемпературный сепаратор С-2.
Отсепарированный осушенный газ из С-2 подается в теплообмен­
ник Т-1, где нагревается теплом газа из С-1. Нагретый осушенный
газ направляется на замерную установку, после которой подается
в систему магистральных газопроводов.
Для предотвращения гидратообразования в поток газа впрыски­
вается водометанольный раствор (ВМР). Впрыск ВМР (с высокой
концентрацией метанола) осуществляется на устья скважин и на
входУКПГ (в случае работы системы скважина–шлейф в гидрат­
ном режиме), а также перед теплообменниками Т-1. Нестабиль­
ный конденсат (НК) из сепаратора С-1 подается в разделитель
первой ступени Р-1. Перед разделителем Р-1 НК дросселируется
до давления на уровне давления в С-2 (с целью обеспечения без­
эжекционной подачи газа дегазации в С-2). В Р-1 происходит сброс
подтоварной метанольной воды и частичная дегазация НК. Газы
дегазации из Р-1 подаются в поток газа после эжектора перед С2. Легкий НК из сепаратора С-2 поступает в разделитель второй
ступени Р-2. При этом давление НК перед Р-2 не сбрасывается, а
газ из Р-2 (если он случайно захвачен потоком НК) возвращается
в С-2 под собственным давлением. В Р-2 происходит сброс ВМР
(разбавленного конденсационной водой). ВМР из Р-1 и Р-2, име­
ющие весьма различную концентрацию метанола, направляются в
соб­ственные схемы утилизации. НК из Р-1 и Р-2 объединяются в
общем коллекторе и направляются в буферную емкость (выветри­
ватель) В-1. Перед В-1 НК частично дросселируется. Газ дегазации
из В-1 подается на эжектор (в качестве «пассивного» газа). Частич­
но дегазированный конденсат из В-1 направляется на деэтаниза­
цию, стабилизацию и переработку.
2. Технология переработки углеводородного сырья...
179
В начальный период эксплуатации на входе УКПГ давление
составляет 12–13 МПа, температура в среднем около плюс 20 °С.
Давление на низкотемпературной ступени зависит от давления в
точке подключения товарного газа к магистральному газопроводу
и от расстояния УКПГ от точки подключения. Обычно давление в
НТС должно обеспечиваться или на уровне 7.5 МПа, или 5.5 МПа
с некоторым запасом на покрытие гидравлического сопротивления
в газопроводе подключения. При этом температура в НТС должна
обеспечиваться на уровне порядка минус 30 °С или несколько выше,
но не выше –20 °С. Первый температурный уровень обеспечивает
более глубокое извлечение жидких углеводородов из добываемого
флюида в конденсат, второй является минимально необходимым
для обеспечения требований к степени осушки газа. Для обеспече­
ния указанного температурного уровня необходима эффективная
работа теплообменного оборудования.
Далее давление в разделителе первой ступени необходимо под­
держивать на уровне не ниже давления в НТС для обеспечения
безэжекционной подачи газа дегазации из разделителя в низкотем­
пературный сепаратор. При этом выбор давления также следует
оптимизировать. Чем ниже давление в разделителе первой ступени,
тем в большей степени разгружается эжектор, поскольку в этом слу­
чае газосодержание конденсата, поступающего в конечную буфер­
ную емкость минимально. Однако при этом происходит более интен­
сивная дегазация конденсата в разделителе, в результате чего может
ухудшаться качество разделения конденсата и ВМР. Более безопас­
но выдерживать средний перепад давлений (на уровне 8–9 МПа),
однако это индивидуально решается на каждом промысле.
Давление в разделителе второй ступени лучше поддерживать
максимально близким к давлению в низкотемпературном сепарато­
ре для лучшего разделения конденсата и ВМР. Давление в послед­
нем дегазаторе необходимо поддерживать таким, чтобы конденсат
был в достаточной степени предварительно дегазирован и на входе
на замерный узел завода находился в однофазном жидком состоя­
нии. Такую степень дегазации обеспечивает снижение давления в
буферной емкости (концевом дегазаторе конденсата) до 4–2.5 МПа
в зависимости от давления товарного газа. Минимальное давление
в буферной емкости ограничивается возможностью эжекции газа
дегазации потоком газа, поступающего в низкотемпературный сепа­
180
Балансовые расчеты...
ратор. Иногда давление в буферной емкости поддерживается на мак­
симально возможном уровне для обеспечения безнасосной подачи
НК на перерабатывающий завод.
В рассматриваемой схеме предусмотрено вторичное использо­
вание концентрированного раствора метанола из Р-2, который це­
лесообразно подавать его в емкости для распределения ингибитора
гидратообразования на устья скважин и на вход УКПГ. Обосновы­
вается это решение тем, что система скважина–шлейф работает в бо­
лее «мягком» гидратном режиме, чем НТС (Т-1 и С-2), но при этом
имеет в наличии значительный объем свободной воды. Поэтому вы­
сокая концентрация метанола в ВМР, подаваемом на устья скважин
и ЗПА, не нужна. Более того, повышение концентрации метанола в
потоке добываемого флюида до С-1 приводит к его повышенной рас­
творимости в НК и, соответственно, к увеличению потерь метанола.
С другой стороны, при низких температурах НТС для его защиты от
гидратообразования необходима высокая концентрация метанола в
ВМР, однако из‑за низкого содержания в потоке отсепарированного
в С-1 газе свободной (конденсирующейся) воды разбавление ВМР
незначительно, поэтому его можно повторно использовать.
Недостатком описанной схемы является то, что при не очень
высокой эффективности сепарационного оборудования происходит
заметный капельный унос конденсата и осушенным газом, причем
тяжелого конденсата из С-1. Проведенный расчетный анализ показал,
что именно унос тяжелого конденсата из С-1 с осушенным газом яв­
ляется причиной выпадения жидких углеводородов в магистральных
газо­проводах. Поэтому для крупных газоконденсатных промыслов,
особенно, если добываемый на них конденсат является достаточно
тяжелым, применяется технологии НТС с промежуточным сепарато­
ром, схема которой показана на рис. 2.3. Промежуточный сепаратор
также обеспечивает более эффективный теплообмен между первой
и низкотемпературной ступенями сепарации. В то же время, как
показывает практика эксплуатации ряда УКПГ, в промежуточных
сепараторах выпадает весьма незначительный объем конденсата. По­
этому для упрощения обвязки можно рекомендовать промежуточный
вариант — схему НТС с двумя разделителями без промежуточного
сепаратора (см. рис. 2.2), но с дополнительным газосепаратором в бло­
ке первой ступени сепарации, что значительно снижает вероятность
капельного уноса конденсата и улучшает качество товарного газа.
Рис. 2.3. Принципиальная схема НТС с промежуточным сепаратором
2. Технология переработки углеводородного сырья...
181
182
Балансовые расчеты...
На рисунке 2.4 представлена еще одна модификация схемы НТС
с промежуточным сепаратором и с аппаратом отдувки метанола.
В отличие от предыдущей, в эту схему включен дополнительный
разделитель для конденсата промежуточной ступени сепарации, а
разделитель низкотемпературной ступени сепарации совмещен с
низкотемпературным сепаратором в одном корпусе (трехфазный
низкотемпературный сепаратор).
В этой схеме с целью вторичного использования и сокращения
расхода метанола ВМР из Р-3 с помощью насоса направляется в
сепаратор‑десорбер С-1а, в котором метанол, имеющий более высо­
кую летучесть, «растворяется» в потоке отсепарированного газа из
С-1, а вода преимущественно остается в жидкой фазе. В результате
«отдувки» из сепаратора‑десорбера С-1а выходит насыщенный
метанолом газ (что позволяет значительно снизить объем впрыска
свежего метанола для защиты от гидратообразования С-2 и С-3)
и отводится ВМР с низкой концентрацией метанола. ВМР из Р-2
совместно с низкоконцентрированным ВМР из Р-1 направляется
на утилизацию. Поскольку регенерация низкоконцентрированных
растворов метанола и очистка сточных вод от его примесей, как пра­
вило, экономически не оправдана, наиболее приемлемым способом
утилизации таких ВМР является их сжигание на горизонтальных
факельных установках (ГФУ).
На рисунке 2.5 представлена модификация схемы НТС с ап­
паратом отдувки метанола, адаптированная для подготовки газо­
конденсатных флюидов, из которых выделяется более тяжелый
парафинистый конденсат. К таким флюидам относятся, например,
газоконденсатные флюиды ачимовских залежей северных место­
рождений Тюменской области. Отличие этой схемы от предыдущей
(см. рис. 2.4) заключается в схеме рециркуляции легкого конденсата
низкотемпературной ступени сепарации для защиты сепарацион­
ного и теплообменного оборудования от выпадения и отложения
тугоплавких парафинов. В принципе если сепаратор первой ступени
работает с высокой эффективностью, весь тяжелый парафинистый
конденсат отделяется на первой ступени сепарации и не попадает в
зону низких температур. Опасности парафинизации оборудования
в этом случае нет. Однако используемое на современном уровне
сепарационное оборудование не может гарантировать отсутствие и
даже минимальный уровень капельного уноса при любых режимах
Рис. 2.4. Принципиальная схема НТС с аппаратом отдувки метанола
2. Технология переработки углеводородного сырья...
183
Рис. 2.5. Принципиальная схема НТС для подготовки парафинистого конденсата
184
Балансовые расчеты...
2. Технология переработки углеводородного сырья...
185
эксплуатации промысла (в частности, при пробковом режиме рабо­
ты шлейфов, значительном колебании расходов газа и конденсата и
т. п.). Поэтому необходимо предпринять меры для защиты находяще­
гося в низкотемпературной зоне оборудования от парафинизации.
С этой целью предусмотрена схема рециркуляции легкого кон­
денсата, не содержащего тугоплавких парафинов. Часть НК из С-3
нагревается в теплообменнике Т-3 тяжелым конденсатом из Р-1 и
поступает в дегазатор Д-1. Газ дегазации используется на собствен­
ные нужды промысла, а частично дегазированный легкий конденсат
забирается насосом Н-1 и подается в поток осушаемого газа из С-1
перед теплообменником Т-1. Это позволяет разбавить уносимые из
С-1 капли тяжелого парафинистого конденсата и резко сократить
содержание тугоплавких парафинов в конденсате, выделяющемся в
С-2, в результате чего выпадение и отложение парафинов в Т-1, С-2
и далее по схеме исключается.
Во всех рассмотренных выше схемах НТС для охлаждения газа
используется дроссель-эффект. Более эффективным способом
охлаждения является адиабатический, который реализуется с помо­
щью специальных аппаратов — турбодетандеров. Турбодетандеры
работают на принципе охлаждения газа в детандерной (расшири­
тельной) секции за счет срабатывания давления на турбине с после­
дующей частичной рекуперацией сработанного давления в компрес­
сорной секции. Входящий в детандерную секцию газ «раскручивает»
турбину, отдавая ей свою энергию, при этом резко снижаются дав­
ление и температура газа. Раскручиваемая турбина детандерной
секции вращает находящуюся с ней на одном валу турбину комп­
рессора, который дожимает отсепарированный газ, частично восста­
навливая его давление. Именно за счет «рекуперации» давления в
компрессорной секции и проявляется в наибольшей степени эффект
удельного снижения температуры в единицах градус / атмосфера.
При этом турбодетандер, так же как эжектор и дроссель, использует
только пластовую энергию — никаких внешних источников энергии
для его работы не требуется.
На рисунке 2.6 представлена модификация схемы НТС с ис­
пользованием турбодетандерного агрегата ТДА-1. Он устанавли­
вается вместо эжектора. Газ после промежуточного сепаратора С-2
поступает в детандерную секцию, в которой резко охлаждается и
подается в низкотемпературный сепаратор С-3. Осушенный газ из
Рис. 2.6. Принципиальная схема НТС с турбодетандером
186
Балансовые расчеты...
2. Технология переработки углеводородного сырья...
187
С-3 проходит через теплообменник Т-1 (для регулирования тепло­
обмена предусмотрено его частичное байпасирование), дожимается
в компрессорной секции турбодетандера, охлаждается в аппарате
воздушного охлаждения ВХ-2 и направляется в систему транспорта
товарного газа.
Недостатком этой схемы является отсутствие эжектора, который
позволяет утилизировать газы дегазации НК за счет энергии основ­
ного потока газа. Поэтому в данной схеме необходимо использовать
компрессор КД-1, который дожимает газы дегазации и сбрасывает
их в линию товарного газа. Необходимо отметить, что такая схема
утилизации газа дегазации возможна при наличии запаса по качест­
ву основного потока товарного газа. В противном случае необходимо
газ дегазации после компримирования направлять на вход низкотем­
пературного сепаратора, как во всех ранее рассмотренных схемах.
Данная схема или подобные ей пока не применяются в отечест­
венной практике (по крайней мере, в Западной Сибири) из‑за необ­
ходимости использования утилизационного компрессора, а также
ввиду недостаточной надежности отечественных турбодетандеров
(по крайней мере, до недавнего времени). С учетом указанных не­
достатков использование данной схемы в начальный период экс­
плуатации, как правило, нецелесообразно. Однако в более поздний
период при существенном снижении пластового давления установка
турбодетандерных агрегатов позволяет продлить период «беском­
прессорной» эксплуатации системы промысловой подготовки, по­
скольку позволяет охлаждать газ до необходимой температуры при
более низком перепаде давлений. Кроме того, в случае применения
турбодетандеров давление в низкотемпературном сепараторе ниже
давления товарного газа, что приводит к более полному извлечению
в конденсат жидких углеводородов в соответствии с выкладками
раздела 1.3, что также является положительным фактором.
Поскольку применение турбодетандерных агрегатов может быть
целесообразным на более поздней стадии разработки месторожде­
ний, в данную схему включен блок дожимной компрессорной стан­
ции (ДКС), которая вводится при невозможности дальнейшего
охлаждения газа до требуемой температуры с помощью использова­
ния пластовой энергии. ДК включается после сепаратора первой сту­
пени С-1. Скомпримированный газ охлаждается в аппарате воздуш­
ного охлаждения ВХ-1, теплообменниках Т-1 и Т-2 и направляется
188
Балансовые расчеты...
в промежуточный сепаратор. В этой схеме использована несколько
иная обвязка теплообменников по сравнению с ранее рассмотрен­
ными — оба теплообменника установлены до промежуточного сепа­
ратора и работают параллельно. При этом один из них рекуперирует
холод осушенного газа, второй — холод НК. Схема потоков до ввода
ДКС показана байпасной линией.
Можно привести еще множество модификаций схемы НТС, од­
нако принципиальных отличий они иметь не будут, все основные
принципы изложены выше. Однако возможна принципиально иная
модификация схемы промысловой подготовки. Все рассмотренные
выше схемы являются чисто сепарационными. Поэтому четкость
(селективность) отделения углеводородов С3+ от осушаемого газа
невысока. В настоящее время, как показано выше, это не является не­
гативным фактором в виду экономической целесообразности более
полного и более селективного разделения компонентов добываемого
УВС. Однако могут возникнуть условия, когда потребуется более
четкое их разделение. Например, при наличии в территориальной
близости газохимического комплекса (ГХК), сырьем которого явля­
ются этан, пропан и их смеси, или при изменении ситуации на рынке
СУГ. В этом случае вместо технологии НТС применять технологию
низкотемпературной сепарации-ректификации (НТСР). Ее отличие
от схемы НТС заключается в установке дополнительной ректи­
фикационной колонны, на которой производится деметанизация
выделенного в аппаратах НТС конденсата. В принципе схему НТСР
можно рассматривать в виде двух блоков: НТС и ректификации.
Один из вариантов принципиальной схемы НТСР представлен
на рисунке 2.7. Эта схема является вариантом модификации схемы
НТС, представленной на рисунке 2.4.
Блок НТС в данной технологии почти не отличается от вышео­
писанной (рис. 2.4), кроме того, что вместо двух разделителей Р-1
и Р-2 используется один общий — Р-1. Кроме этого, в данной схеме
использован совмещенный аппарат, выполняющий роль низкотем­
пературного сепаратора и трехфазного разделителя — фактически
трехфазный низкотемпературный сепаратор.
Рассмотрим блок ректификации конденсата. Теплый тяжелый
конденсат из Р-1 поступает в выветриватель В-1 для частичной дега­
зации. Газ дегазации утилизируется с помощью эжектора — подается
в поток осушаемого газа перед С-3. Частично дегазированный кон­
Рис. 2.7. Принципиальная схема НТСР с эжектором и рециркуляцией метанола
2. Технология переработки углеводородного сырья...
189
190
Балансовые расчеты...
денсат нагревается в рекуперативном теплообменнике Т-4 и подает­
ся в отпарную ректификационную колонну К-1 в качестве питания.
Холодный легкий НК из Р-2 подогревается в теплообменнике Т-3
и подается в колонну К-1 в качестве орошения. Газ деметанизации
с верха К-1 охлаждается в теплообменнике Т-3 и направляется для
утилизации на эжектор в качестве пассивного газа. С этой целью
давление в колонне К-1 поддерживается на уровне, обеспечивающем
нормальную работу эжектора.
Деметанизированный конденсат с низа К-1 охлаждается в тепло­
обменнике Т-4, затем в теплообменнике Т-5 товарным газом, направ­
ляемым на собственные нужды (СН), затем в аппарате воздушного
охлаждения ВХ-1 и направляется на переработку.
В данной схеме НТСР также предложена несколько иная моди­
фикация схемы вторичного использования концентрированного
ВМР низкотемпературной ступени сепарации. В этой схеме вместо
отдувки метанола из ВМР теплым газом используется непосред­
ственная подача рециркулирующего ВМР на устья скважин и перед
Т-1. Для этого ВМР из С-3 (совмещенного сепаратора — разде­
лителя) поступает в дегазатор Д-1. Газ дегазации используется на
соб­ственные нужды, а дегазированный ВМР забирается насосом
Н-1 и подается в поток сырого газа перед Т-1, или на устья скважин
с добавкой (при необходимости) свежего метанола.
Принципиальная схема НТСР, адаптированная для промысло­
вой подготовки парафинистых газоконденсатных флюидов (напри­
мер, флюидов ачимовских залежей северных месторождений Запад­
ной Сибири), представлена на рис. 2.8. Ее отличие от рассмотренной
выше схемы заключается только в наличие схемы рециркуляции
легкого конденсата для защиты оборудования от парафинизации.
В данном случае использован вариант рециркуляции легкого кон­
денсата, оптимизированный по тепловому балансу. Заключается он
в следующем.
Часть потока конденсата из С-3 после подогрева в теплооб­
меннике Т-3 дополнительно нагревается в теплообменниках Т-4
и Т-5 и поступает в дегазатор Д-2. Газ дегазации используется на
собственные нужды промысла, а частично дегазированный легкий
конденсат охлаждается в теплообменнике Т-4 и с помощью насоса
Н-2 подается в линию сырого газа из С-1 перед Т-1. Установка
теплообменника Т-4 позволяет снизить давление насыщенных
Рис. 2.8. Принципиальная схема НТСР для подготовки парафинистого конденсата
2. Технология переработки углеводородного сырья...
191
192
Балансовые расчеты...
паров в конденсате на всосе насоса Н-1, что обеспечивает его более
стабильную работу.
Схемы НТСР могут быть выполнены еще во многих принципиаль­
но не отличающихся вариантах. Необходимо отметить, что эти схемы
могут работать как в режиме деметанизации конденсата, так и в режи­
ме его деэтанизации. Подробнее такие варианты рассмотрены далее
в разделе технологии деэтанизации и стабилизации конденсата.
2.2.3. Варианты технологии промысловой
подготовки нефти
Основные задачи промысловой подготовки добываемой нефти
подобны рассмотренным выше задачам подготовки газа газокон­
денсатных залежей и заключаются в отделение от нефти воды,
механических примесей и газа. Однако если при подготовке газо­
конденсатных флюидов основным продуктом является товарный
газ, то при подготовке нефти основным продуктом промысла явля­
ется товарная нефть. «Классический» нефтяной промысел готовит
нефть до ее соответствия требованиям ГОСТ 9965‑76 «Нефть для
нефтеперерабатывающих предприятий. Технические условия»
или ГОСТ Р 51858‑2002 «Нефть. Общие технические условия».
В случае промысловой подготовки нефти нефтяных оторочек,
сопутствующей промысловой подготовке газового конденсата,
нередко возникает целесообразной стабилизации и переработки
нефти совместно с конденсатом, как показано в разделе 2.1. С этой
целью целесообразно проводить подготовку нефти до кондиций
«деэтанизированной» нефти (ДН), по аналогии с деэтанизирован­
ным конденсатом.
Основным продуктам промысловой подготовки нефти можно
дать следующие определения.
Деэтанизированная нефть (ДН) — добытая на промысле нефть
после отделения от нее воды и метан-этанововой фракции. Понятие
это в достаточной степени условно, поскольку дегазация на нефтя­
ных промыслах производится в сепараторах в режиме однократного
испарения. Справедливости ради следует сказать, что нефтяники
обычно используют другой термин: «нефть с остаточной газона­
сыщенностью», который в принципе гораздо больше подходит в
данной ситуации, однако является менее определенным. В данной
работе термин «деэтанизированная нефть» все‑таки используется
2. Технология переработки углеводородного сырья...
193
для нефти нефтяных оторочек, подготовленной до кондиции, со­
ответствующей требованиям к сырью стабилизации конденсата.
Критерием этой кондиции является остаточное содержание в нефти
метан-этановой фракции, которое не должно превышать заданного
предела. Термин «деэтанизированная нефть» введен нами по анало­
гии с термином «деэтанизированный конденсат» (ДК), поскольку
к качеству ДН и ДК предъявляются одинаковые требования, и их
стабилизация производится совместно по одной технологии.
Товарная нефть — добытая на промысле нефть после отделения
от нее воды и растворенных газов, подготовленная до кондиций,
соответствующих требованиям к сырью нефтеперерабатывающих
заводов (ГОСТ 9965‑76 или ГОСТ Р 51858‑2002).
Процесс подготовки нефти с позиций термодинамики также
ориентирован противоположно подготовке газоконденсатного флюи­
да. Если основной целью газоконденсатного промысла является
конденсация жидких углеводородов из газообразного потока, то
задачей нефтяного промысла наоборот является испарение газа из
жидкости. Соответственно, если в первом случае задача решается
с помощью охлаждения, то во втором — с помощью нагревания.
При этом, как правило, термодинамические параметры добываемой
нефти (особенно в условиях севера) не позволяют использовать
природную энергию для отделения газа в степени, достаточной для
получения нефти, соответствующей товарным кондициям. Поэтому
в случае подготовки нефти для ее подогрева используется внешняя
энергия. Подогрев нефти также необходим для эффективного отде­
ления воды, поскольку нефть имеет свойство образовывать с водой
эмульсии, которые в зависимости от природы нефти могут быть
весьма стойкими.
Наиболее простой вариант принципиальной схемы подготовки
нефти нефтяных оторочек нефтегазоконденсатных месторождений
представлен на рис. 2.9. Эта схема адаптирована к условиям место­
рождений севера Западной Сибири.
Продукция скважин, включающая собственно нефтяной флюид,
а также прорывающиеся в скважину газоконденсатный флюид и
воду из смежных пластов, поступает по системе сбора на нефтепро­
мысел. В скважины подается метанол для защиты системы от обра­
зования гидратов. Периодически скважины и шлейфы промываются
горячим стабильным конденсатом для удаления и профилактики
Рис. 2.9. Принципиальная схема однонапорной подготовки нефти
194
Балансовые расчеты...
2. Технология переработки углеводородного сырья...
195
отложений парафинов. Метанол и СК вместе с продукцией скважин
также поступают на нефтепромысел.
Смесь добытых флюидов, метанол и СК поступают во входной
сепаратор С-1, где от жидкого потока отделяется газ первой сту­
пени сепарации. Давление на входе промысла обычно составляет
8–12 кгс/см2, температура от 0 до 20 °С. Выделившийся газ прохо­
дит газосепаратор СГ-1 для отделения капельного уноса жидкости.
Предварительно отсепарированная водонефтеконденсатная смесь
нагревается в печи П-1 до 35–45 °С и поступает в сепаратор вто­
рой ступени С-2. Перед сепаратором давление сбрасывается до
6–7 кгс / см2. Из сепаратора отводится газ второй ступени, а водоне­
фтеконденсатная смесь поступает в отстойник О-1. Перед отстой­
ником в поток водонефтеконденсатной смеси подается горячая вода
с раствором деэмульгатора. В отстойнике происходит расслоение
водонефтеконденсатной смеси и отделение от нее подтоварной воды
(водометанольного раствора). Часть воды направляется на рецирку­
ляцию в емкость ЕГ-1 для промывки нефти, часть на утилизацию.
Режим промывки нефти и деэмульгатор подбираются индивиду­
ально в зависимости от стойкости водонефтяных эмульсий, обра­
зующих данной нефтью. У смолистых нефтей стойкость эмульсии
максимально, и качественная подготовка нефти вызывает большие
проблемы. Нефти нефтяных оторочек северных месторождений яв­
ляются малосмолистыми, легкими, парафинистыми, стойких эмуль­
сий не образуют, и для их расслоения часто достаточно простого
подогрева даже без применения деэмульгаторов.
Нефть после сброса воды имеет кондицию нефти деэтанизиро­
ванной по основному показателю — содержанию метан-этановой
фракции, поэтому она может быть выведена с установки (частично
или полностью) для подачи на стабилизацию в смеси с конденса­
том. Товарный поток ДН показан на схеме. Для доведения качества
нефти до товарных кондиций она подается на концевую сепараци­
онную установку (КСУ), где из нефти извлекается остаточный газ,
а нефть направляется в резервуар (РВС). После отстоя в РВС товар­
ная нефть направляется потребителям.
В этой схеме предусмотрено использование газов первой и вто­
рой ступеней сепарации на собственные нужды (СН) и сброс газов
КСУ на факел. Однако такое возможно только при небольших объе­
мах добываемой нефти и, соответственно, газов первой и второй
196
Балансовые расчеты...
ступени. В противном случае необходимо создавать систему утили­
зации ПНГ.
Рассмотренная схема в общем не характерна для систем подго­
товки нефти нефтяных оторочек. Как уже сказано, при добыче не­
фти из оторочек, через некоторое время образуется депрессионная
воронка, по которой в скважину начинает поступать вместе с нефтью
газоконденсатный флюид смежного пласта. При этом происходит не
только разбавление нефти конденсатом, но и повышается давление
и температура на устье скважин. Однако такой процесс в разных
скважинах проходит неравномерно. Поэтому в действующем фонде
всегда присутствуют скважины с большим диапазоном устьевых
давлений. Для оптимизации режимов их работы создаются двухна­
порные схемы сбора: скважины с высокими устьевыми давлениями
подключаются к высоконапорной (ВН) схеме сбора, скважины
с низкими давлениями — к низконапорной (НН) схеме. Соответ­
ственно, несколько меняется и технология подготовки нефти.
Принципиальная схема двухнапорной подготовки деэтанизиро­
ванной нефти представлена на рис. 2.10. В отличие от ранее рассмот­
ренной, в этой схеме выделены блоки входной сепарации отдельно
для продукции ВН и НН скважин. Продукция ВН скважин с дав­
лением до 30–40 кгс / см2 поступает в сепаратор С-1, где от жидкой
фазы отделяется газ, от которого затем в сепараторах С-2 и СГ-1
отделяется капельный унос жидкой фазы. Низконапорная смесь с
давлением 8–12 кгс / см2 сепарируется в сепараторе С-3. После этого
отсепарированная водонефтеконденсатная смесь ВН и НН скважин
объединяется, дросселируется до давления 6–7 кгс / см2, подогре­
вается в печи П-1 до 35–45 °С и поступает в сепаратор второй сту­
пени С-4, газ из которого для удаления капельного уноса проходит
газосепаратор СГ-2. Затем водонефтеконденсатная смесь проходит
сепаратор С-5 и поступает в отстойник О-1, где от нефти отделяется
подтоварная вода. Для разрушения эмульсии при необходимости в
поток водонефтеконденсатной смеси подают деэмульгатор. Нефть
после О-1 соответствует кондиции нефти деэтанизированной и на­
правляется на стабилизацию совместно с СК, или может подаваться
на КСУ для доведения качества до кондиций товарной нефти.
В рассматриваемой схеме, в отличие от предыдущей, предусмот­
рена схема утилизации ПНГ. Газы из газосепаратора СГ-2, сепара­
тора С-5 и отстойника О-1 с давлением 6–7 кгс / см2, смешиваются,
Рис. 2.10. Принципиальная схема двухнапорной подготовки деэтанизированной нефти
2. Технология переработки углеводородного сырья...
197
198
Балансовые расчеты...
сепарируются, компримируются до давления высоконапорных газов
и охлаждаются. После этого они смешиваются с высоконапорным
газом из СГ-1, сепарируются, компримируются, охлаждаются, снова
сепарируются, после чего направляются на ближайшую УКПГ для
доведения до товарных кондиций, после чего подаются в систему
магистрального транспорта.
Возможно еще множество модификаций установок промысловой
подготовки нефти, а также схем утилизации ПНГ. Однако рассмат­
ривать их здесь нецелесообразно, поскольку основные принципы
технологии подготовки нефти представлены в двух предыдущих
схемах.
На этом рассмотрение технологии промысловой подготовки
нефти в частности и промысловой подготовки в целом завершим
и перейдем к следующим технологическим процессам.
2.3. Технология деэтанизации и стабилизации
конденсата
В задачу деэтанизации нестабильного конденсата и стабилизации
деэтанизированного конденсата (а также деэтанизированной нефти
в случае ее стабилизации в смеси с конденсатом) входит отделение
растворенных в конденсате (и нефти) газообразных компонентов.
В соответствии с этим основным продуктом деэтанизации и стаби­
лизации можно дать следующие определения.
Деэтанизированный конденсат (ДК) — выделенный на газокон­
денсатном промысле углеводородный конденсат после отделения от
него метан-этановой фракции.
Стабильный конденсат (СК) — выделенный на газоконденсат­
ном промысле углеводородный конденсат после отделения от рас­
творенных газов.
Стабильная нефтеконденсатная смесь (СНКС) — смесь выде­
ленных в процессе промысловой подготовки нефти и конденсата
после отделения от нее растворенных газов.
Последнее определение относится к продукции стабилизации де­
этанизированного конденсата в смеси с деэтанизированной нефтью.
Приведенные определения в целом отражают суть процессов,
однако не достаточно конкретны — необходимо дополнительно при­
2. Технология переработки углеводородного сырья...
199
вести критерии степени отделения метан-этановой фракции и рас­
творенных газов. Общепринято в качестве критерия деэтанизации
использовать остаточное содержание в конденсате метан-этановой
фракции, в качестве критерия стабилизации — давление насыщен­
ных паров по Рейду.
В отличие от рассмотренных в предыдущем разделе процессов
промысловой подготовки, для деэтанизации и стабилизации конден­
сата используется преимущественно ректификационное оборудова­
ние. Причина этого заключается в том, что в сепараторах при режиме
однократного испарения невозможно достаточно четко (селектив­
но) разделить газообразные компоненты и жидкие углеводороды.
В принципе с помощью сепарационных схем можно получить кон­
диционный ДК, однако в газе деэтанизации будет содержаться зна­
чительная доля жидких углеводородов. Соответственно, выход ДК
будет значительно ниже, чем при ректификации, а газ деэтанизации
будет в значительной степени некондиционным относительно тре­
бований ОСТ 51.40. Также, если вырабатывать кондиционный СК
по сепарационной схеме, значительная доля жидких углеводородов
перейдет в ШФЛУ. При этом значительно снизится (относительно
ректификационной схемы) выработка СК, а ШФЛУ может стать
некондиционным по содержанию фракций гексан + высшие. Тем бо­
лее выработка кондиционных сжиженных газов по сепарационной
схеме невозможна в принципе.
Процесс деэтанизации конденсата осуществляется, как правило,
в ректификационных отпарных колоннах. Отделяемый от конден­
сата газ деэтанизации содержит преимущественно метан-этановую
фракцию, направляемую после соответствующей подготовки в
систему магистрального транспорта товарного газа, или в качестве
сырья на газохимические комплексы.
Наиболее простая принципиальная схема деэтанизации конденса­
та представлена на рис. 2.11. В схему включены входные сепараторы
С1 / 1 и C-1 / 2, выполняющие функцию дегазаторов — дегидраторов.
После предварительного отделения наиболее легкого газа конденсат
делится на два потока примерно поровну. Один поток нагревается в
рекуперативных теплообменниках Т1 / 1 и Т-1 / 2 горячим ДК и пода­
ется в колонну в качестве питания. В качестве орошения в колонну
подается поток холодного сырья. Это сделано для упрощения про­
цесса, поскольку в случает применения «классического контура оро­
Рис. 2.11. Принципиальная схема деэтанизации конденсата
200
Балансовые расчеты...
2. Технология переработки углеводородного сырья...
201
шения для охлаждения и частичной конденсации верхнего продукта
необходимо применение пропановых холодильников. Давление в
колонне обычно поддерживается на уровне 2.5 МПа, температура
верха порядка 15–20 °С, температура куба — 140–160 °С. Однако де­
этанизация может проводиться и при более высоком давлении (что
требует более высокой температуры подогрева куба колонны), а так­
же и при более низком. Выбор параметров определяется комплексом
конкретных условий и требований.
Для деэтанизации парафинистого конденсата, например, ачи­
мовского конденсата северных месторождений Западной Сибири,
разработана модифицированная схема, представленная на рис. 2.12.
В отличие от предыдущей, в этой схеме ачимовский конденсат
подается в колонну только в качестве питания, а в качестве оро­
шения — валанжинский конденсат, практически не содержащий
твердых парафинов. При этом ачимовский конденсат подогрева­
ется в рекуперативном теплообменнике перед входом в сепаратор
С-1/2. В результате применения таких решений предотвращается
выпадение твердых парафинов во входных сепараторах и в холод­
ных верхних тарелках колонны деэтанизации.
В некоторых случаях процессы деэтанизации конденсата целе­
сообразно проводить непосредственно в промысловых условиях,
совмещая их с процессами промысловой подготовки добываемого
газоконденсатного флюида. Такое решение позволяет непосред­
ственно утилизировать газ деэтанизации в поток товарного газа, не
занимаясь его транспортом и компримированием, что при опреде­
ленных условиях может быть весьма выгодным. Принципиальная
схема деэтанизации конденсата, совмещенная с установкой промыс­
ловой подготовки добываемого газоконденсатного флюида по схеме
НТС представлена на рис. 2.13. По сути эта совмещенная технология
является модификацией наиболее простой схемы НТС, представ­
ленной на рис. 2.2.
Частично дегазированный конденсат из В-1 нагревается в реку­
перативном теплообменнике и подается в колонну деэтанизации в
качестве питания. В качестве орошения используется поток холод­
ного легкого конденсата их низкотемпературного разделителя. Газ
деэтанизации компримируется на ДКС, охлаждается в аппарате
воздушного охлаждения и рекуперативном теплообменнике Т-3 и
подается на вход низкотемпературного сепаратора С-2. Продуктами
Рис. 2.12. Принципиальная схема деэтанизации парафинистого конденсата
202
Балансовые расчеты...
Рис. 2.13. Принципиальная схема НТС, совмещенной с деэтанизацией конденсата
2. Технология переработки углеводородного сырья...
203
204
Балансовые расчеты...
такой совмещенной установки является товарный газ и ДК, что и яв­
ляется ее преимуществом, поскольку позволяет избежать схем вы­
вода и утилизации промежуточного продукта — газа деэтанизации.
Однако если есть необходимость в использовании газа деэтанизации
в качестве сырья ГХК, такая схема не может быть использована.
Стабилизация конденсата является следующим после деэтаниза­
ции процессом переработки конденсата. Стабилизация деэтанизи­
рованного конденсата также производится методом ректификации
по одноколонной схеме. Принципиальная схема процесса стабили­
зации ДК представлена на рис. 2.14. ДК нагревается в рекуператив­
ных теплообменниках горячим стабильным конденсатом и подается
в колонну стабилизации. В отличие от процесса деэтанизации, в
колонне стабилизации применяется «классический» контур ороше­
ния — углеводородные газы с верхней части колонны охлаждаются
в аппарате воздушного охлаждения, конденсируются (частично или
полностью), собираются в рефлюксной емкости, откуда часть скон­
денсировавшегося ШФЛУ поступает на орошение в колонну, часть
отводится в виде легкого продукта стабилизации. При неполной
стабилизации верхнего продукта отводится также газ стабилизации
(сбросной газ).
В соответствии с изложенным, давление в колонне стабилизации
поддерживается на минимально возможном уровне, при котором
возможно охлаждение верхнего продукта ректификационных ко­
лонн с помощью аппаратов воздушного охлаждения (т. е. без приме­
нения дорогостоящих холодильных машин). Обычно минимально
необходимое давление колонн стабилизации не ниже 10 МПа, фак­
тически процесс ведут при давлениях от 10 до 15 МПа. При этом
температура рефлюксной емкости порядка 30–45 °С, температура
куба — 165–200 °С.
В некоторых случаях процессы деэтанизации и стабилизации
конденсата совмещают в одной схеме. Пример установки объеди­
ненной деэтанизации и стабилизации конденсата представлен на
рис. 2.15. Такую совмещенную установку принято называть двух­
колонной стабилизацией конденсата. В этой схеме ДК является
промежуточным продуктом, который частично дросселируется,
подогревается в рекуперативном теплообменнике и направляется в
колонну стабилизации. В отдельных случаях возможен и частичный
вывод ДК с установки в качестве отдельного продукта.
Рис. 2.14. Принципиальная схема одноколонной стабилизации конденсата
2. Технология переработки углеводородного сырья...
205
Рис. 2.15. Принципиальная схема двухколонной стабилизации конденсата
206
Балансовые расчеты...
Рис. 2.16. Принципиальная схема НТС, совмещенной с деэтанизацией и стабилизацией конденсата
2. Технология переработки углеводородного сырья...
207
208
Балансовые расчеты...
В отдельных случаях может быть целесообразно совместить не
только процессы деэтанизации и стабилизации конденсата, но и объ­
единить их с промысловой подготовкой добываемых газоконденсат­
ных флюидов. Наиболее выгодным это может быть для месторожде­
ний, удаленных от заводов по переработке конденсата. Пример такой
схемы представлен на рис. 2.16.
По сути эта схема является модификацией совмещенной схемы
НТС и деэтанизации конденсата. Выработанный в колонне К-1 ДК
поступает (частично или полностью) в колонну стабилизации. Газ
деэтанизации также утилизируется потоком товарного газа. В от­
личие от схемы 2.13, в данной схеме показан вариант эжекции газов
деэтанизации в поток газа на вход низкотемпературного сепаратора.
Для этого давление в колонне деэтанизации должно быть несколько
повышено (чтобы обеспечить нормальную работу эжектора).
Возможен еще целый ряд вариантов совмещения процессов
деэтанизации, стабилизации и промысловой подготовки. Однако
рассматривать их не имеет смысла — основные принципы указан­
ных технологических процессов и их совмещения рассмотрены в
вышеприведенных примерах.
В заключение раздела необходимо отметить, что во всех рас­
смотренных схемах при стабилизации конденсата возможна выра­
ботка не ШФЛУ, а непосредственно пропан-бутановой фракции,
соответствующей по показателям качества техническим требовани­
ям действующих стандартов на сжиженные газы, например ГОСТ
20448‑90 «Газы углеводородные сжиженные топливные для ком­
мунально-бытового потребления. Технические условия». Для этого
необходимо подобрать соответствующее ректификационное обору­
дование и параметры процессов деэтанизации и стабилизации,
обеспечивающие достаточно высокую четкость разделения этана и
пропана при деэтанизации и нормального бутана и изопентана при
стабилизации. Нередко такие дополнительные затраты могут стать
фактором высокой экономической эффективности комплексной
технологии, поскольку позволит вместо промежуточного продукта
ШФЛУ вырабатывать товарный сжиженный газ.
2.4. Технология переработки попутного нефтяного газа
В основную задачу переработки попутного нефтяного газа (ПНГ)
входит выделение из него пропан-бутановых фракций и жидких
2. Технология переработки углеводородного сырья...
209
углеводородов для доведения газа до товарных кондиций в соответс­
твии требованиям ОСТ 51.40 с целью подачи отбензиненного «сухо­
го» газа в систему магистрального транспорта. При этом в качестве
побочного продукта вырабатывается ШФЛУ.
По своим основным задачам переработки ПНГ подобна промыс­
ловой подготовке газоконденсатного флюида. Однако по наличию
природной энергии ПНГ значительно уступает газоконденсатному
флюиду. Поэтому и схемы переработки ПНГ неизмеримо сложнее, и
требуют весьма значительных затрат внешней энергии.
В настоящее время перерабатываются практически только ПНГ
первой ступени сепарации нефти ввиду их относительно высокого
давления (порядка 8 кгс / см2). Переработка преимущественно осу­
ществляется на специальных газоперерабатывающих заводах (ГПЗ),
хотя она может быть организована и в условиях нефтепромысла.
Блочная схема типового ГПЗ представлена на рис. 2.17.
Рис. 2.17. Блочная схема переработки попутного нефтяного газа на ГПЗ
Она включает:
— блок входных сепараторов, на которых от газа отделяется
нефть и вода;
— компрессорную сырого газа;
— установки осушки газа и конденсата;
— установку низкотемпературной конденсации газа, на которой
от газа отделяются углеводороды С3+;
— компрессорную сухого газа.
Пройдя всю перечисленную выше технологическую цепоч­
ку, осушенный газ соответствует требованиям ОСТИ 51.40,
210
Балансовые расчеты...
имеет необходимое давление и, соответственно, направляется в
систему магистрального транспорта газа. Сжиженные углеводороды
(ШФЛУ) направляются в свою схему транспорта, или могут перера­
батываться (частично или полностью) по технологии, изложенной в
следующем разделе.
Из всех перечисленных выше блоков типового ГПЗ к перерабаты­
вающей технологии относится, собственно, установка низкотемпера­
турной конденсации газа (НТК), поэтому рассмотрим схему только
этой установки. Блок входных сепараторов содержит собственно
только сепараторы, которые предназначены не для переработки, а
для отделения жидкой фазы в составе нефти и воды, унесенных с
газом с установки подготовки нефти. Установки осушки газа и кон­
денсата обычно используются адсорбционные, а процессы осушки
заключаются в извлечении паров воды из потоков газа и конденсата,
и, строго говоря, к технологическим процессам переработки не отно­
сятся (в соответствии с ранее изложенным, эти процессы являются
в «чистом» виде процессами подготовки). Компрессорные станции
также не относятся собственно к технологическим процессам пере­
работки.
Принципиальная схема типовой установки НТК представлена на
рис. 2.18. Газ с КС сырого газа после установки осушки (отделения
воды) делится на два потока, каждый из которых проходит свой кон­
тур охлаждения в рекуперативных теплообменниках и пропановом
холодильнике (Т-303), затем смешивается вновь и поступает в сепа­
ратор С-301. Жидкая фаза из сепаратора направляется в качестве пи­
тания в колонну деметанизации К-301. Газ из сепаратора охлаждается
и частично конденсируется в детандерной секции турбодетандера и
поступает в верхнюю часть колонны деметанизации К-301 в качестве
острого холодного орошения. Газ с верха деметанизатора проходит не­
сколько рекуперативных теплообменников и поступает в компрессор­
ную секцию турбодетандера, откуда после частичного восстановления
давления направляется в компрессорную сухого газа.
Жидкая фаза с куба колонны деметанизации забирается насосом
и подается в колонну деэтанизации в качестве питания. В отличие от
ранее рассмотренных колонн деэтанизации конденсата (см. рис. 2.11–
2.13, 2.15, 2.16) в данной колонне используется «классический» кон­
тур орошения, организуемый с помощью пропанового холодильника
Т-308 и рефлюксной емкости. Жидкая фаза из рефлюксной емкости
Рис. 2.18. Принципиальная схема переработки попутного нефтяного газа по схеме НТК
2. Технология переработки углеводородного сырья...
211
212
Балансовые расчеты...
возвращается в колонну в качестве орошения, несконденсировав­
шийся газ смешивается с потоком газа из колонны деметанизации и,
соответственно, отводится в составе общего потока осушенного газа.
С куба колонны деэтанизации конденсата отводится ШФЛУ.
Из вышеизложенного очевидно, что технология переработки
ПНГ значительно сложнее и затратнее технологии подготовки и пе­
реработки газоконденсатного флюида. При этом жидким продуктом
является ШФЛУ, которая значительно беднее по углеводородному
составу по сравнению с газовым конденсатом. Именно этим и объяс­
няются серьезные экономические проблемы утилизации ПНГ.
2.5. Технология переработки стабильного конденсата
и ШФЛУ
В заключение рассмотрим процессы переработки стабильного кон­
денсата (или смеси его с нефтью) и ШФЛУ. Эти процессы явля­
ются заключительными стадиями комплексной схемы переработки
газоконденсатных и нефтяных флюидов. Из поточной схемы пере­
работки газоконденсатных и нефтяных флюидов (см. рис. 2.1) оче­
видно, что в задачу переработки СК и ШФЛУ входит их разделение
(перегонка, фракционирование) на целевые фракции (погоны) для
их использования в качестве товарных продуктов или дальнейшей
(«химической», вторичной) переработки.
2.5.1. Переработка стабильного конденсата
Технологический процесс переработки стабильного конденсата
принципиально не отличается от процесса атмосферной первичной
переработки нефти (АТ). Отличия заключаются в характеристиках
технологического оборудования, поскольку фракционный состав
СК принципиально отличается от фракционного состава нефти
(см. табл. 1.4, рис. 1.16–1.18), соответственно принципиально отли­
чается и баланс переработки СК от первичной переработки нефти.
Принципиальная схема переработки СК представлена на
рис. 2.19. Сырьем установки является стабильный конденсат (СК),
выделенный на установке стабилизации конденсата. СК делится на
несколько потоков, подогревается в рекуперативных теплообменни­
ках продуктовыми потоками установки, затем объединяется и окон­
Рис. 2.19. Принципиальная схема первичной перегонки стабильного конденсата
2. Технология переработки углеводородного сырья...
213
214
Балансовые расчеты...
чательно нагревается в печи П-1 и поступает в предварительный
испаритель И-1. Предварительно отбензиненный конденсат из И-1
дополнительно подогревается в печи П-2 и направляется в кубовую
часть основной колонны К-1. Из куба К-1 отводится тяжелый непе­
рерабатываемый (в условиях конденсатоперерабатывающего заво­
да) остаток. Также из колонны К-1 с помощью стриппингов К-2 / 2 и
К-2 / 1 отводятся, соответственно, дизельный и керосиновый погоны.
Верхний продукт колонны К-1 частично подается на орошение в
предварительный испаритель, частично — в колонну вторичной
ректификации К-3. Продуктами колонны К-3 являются легкая бен­
зиновая фракция (сырье пиролиза, изомеризации и пр.), отводимая с
верха колонны, и тяжелая бензиновая фракция (сырье риформинга),
отводимая с куба колонны.
В рассмотренной схеме представлены все основные принципы
переработки СК. Однако возможен и ряд других вариантов техно­
логических схем переработки СК. В частности, возможно исполь­
зование отпаривающих агентов (водяного пара, углеводородного
газа) для более эффективной отпарки светлых фракций из тяжелого
остатка (кубового продукта колонны К-1). Возможно также частич­
ное использование сепарационного оборудования вместо ректифи­
кационного, в частности, для отделения тяжелого остатка от светлых
фракций, что в некоторых случаях может значительно упростить
технологию при сохранении ее приемлемой эффективности. Однако
все эти комбинации не вносят принципиальной новизны в рассмот­
ренную схему, и поэтому рассматривать их здесь не целесообразно.
В заключение раздела следует остановиться на особенности тре­
бований к качеству СК, подаваемому на переработку. Дело в том, что
во всех действующих стандартах, и на стабильный конденсат (ОСТ
51.65), и на нефть товарную (ГОСТ 9965, ГОСТ Р 51858‑2002), и
на бензиновые фракции принимаются одни и те же нормативы по
давлению насыщенных паров (ДНП) по Рейду — не выше 500 мм рт.
ст. Однако если перерабатывать СК (а также нефть или смесь СК и
нефти) с ДНП по Рейду около 500 мм рт. ст., то легкая бензиновая
фракция (в схеме на рис. 2.19 — бензиновая фракция с верха К-3)
будет иметь ДНП, по Рейду, значительно выше. Причина в том, что
в этой фракции концентрируются все растворенные газы и легкие
углеводороды — изопентан и нормальный пентан, имеющие ДНП по
Рейду, выше 500 мм рт. ст., в то время как содержание снижающих
2. Технология переработки углеводородного сырья...
215
это давление тяжелых углеводородов значительно ниже, чем в пере­
рабатываемом сырье. В этих условиях для получения кондиционной
по ДНП бензиновой фракции необходимо сбросить достаточно
большой объем газа из рефлюксной емкости колонны К-3. Посколь­
ку колонны К-1 и К-3 работают при давлениях, близких к атмосфер­
ному, утилизация рефлюксных газов не производится — они сбрасы­
ваются на факел. Следовательно, переработка СК (или смесей его с
нефтью) с ДНП, по Рейду, около 500 мм рт. ст. будет сопровождаться
значительными объемами факельных сбросов. Во избежание этого,
на переработку необходимо подавать СК с ДНП, по Рейду, значи­
тельно ниже 500 мм рт. ст. В соответствии с опытом эксплуатации
и результатами расчетных исследований величина ДНП СК для
переработки должна быть на уровне 250 мм рт. ст. Однако ни в одном
стандарте такое требование не зафиксировано. Поэтому указанные
требования легко установить в рамках одного предприятия, а при
покупке СК это может стать серьезной проблемой.
2.5.2. Фракционирование ШФЛУ с получением
сжиженных газов
Вариантов фракционирования ШФЛУ может быть довольно много.
Наиболее полным вариантом является разделение ШФЛУ на ин­
дивидуальные углеводороды: пропан, изобутан, нормальный бутан,
изопентан и фракции: метан-этановую и остаточную — нормальный
пентан + высшие, которую часто называют пентан-гексановой. В от­
дельных случаях на специализированных заводах при фракциони­
ровании ШФЛУ могут выделяться также индивидуальные углево­
дороды этан и нормальный пентан.
Любые технологические расчеты и практика эксплуатации од­
нозначно свидетельствуют о том, что более-менее эффективное
фракционирование ШФЛУ возможно только в ректификационных
колоннах, причем с достаточно хорошей четкостью ректификации,
обеспечиваемой большим числом тарелок с высоким КПД и доста­
точно большой кратностью орошения (флегмовым числом).
Общие принципы фракционирования ШФЛУ достаточно про­
стые и понятные. Рассмотрим их на примере двух схем: фракциони­
рования ШФЛУ с получением пропан-бутановой, изопентановой
и остаточной (пентан-гексановой) фракций и фракционирования
пропан-бутановой фракции на пропановую и бутановую фракции.
216
Балансовые расчеты...
Принципиальная схема фракционирования ШФЛУ представ­
лена на рис. 2.20. В первой колонне К-10 производится разделение
ШФЛУ на пропан-бутановую фракцию и фракцию изопентан +
высшие углеводороды. Во второй колонне К-11 выделяется изопен­
тановая фракция и остаточная — пентан-гексановая.
Рассмотренная схема адаптирована для завода, производящего
автомобильные бензины — именно с этой целью их компаундиро­
вания вырабатывается изопентановая фракция, имеющая высокое
октановое число.
Принципиальная схема фракционирования пропан-бутано­
вой фракции представлена на рис. 2.21. Разделение пропановой и
бутановой фракций производится в ректификационной колонне
К-51 — пропановая фракция отводится с верха колонны, бутано­
вая — с куба.
Обе представленных схемы могут быть объединены в одну схему.
Также дополнительно может быть установлена колонна фракциони­
рования бутановой фракции на изобутановую и фракцию нормально
бутана. Могут быть и другие компоновки схем, принципы фракцио­
нирования от этого не меняются. Главной задачей проектирования
и эксплуатации подобных установок является оптимальный подбор
схемы потоков, оборудования и режима эксплуатации. При этом
необходимо иметь в виду, что чем больше колонн задействовать в
установке, тем больше эффективность их работы будет зависеть от
состава поступающего сырья. Дело в том, что баланс фракциони­
рования ШФЛУ строго определяется составом ШФЛУ. Поэтому
любые колебания состава сырья отражаются на выходе фракций.
Поскольку все колонны проектируются на конкретный диапазон
производительности, то при значительных изменениях состава сы­
рья одни колонны могут работать с существенной недозагрузкой,
другие — со значительной перегрузкой. Поэтому комбинация не­
больших схем (например, рассмотренных на рис. 2.20 и 2.21), состо­
ящих из двух-трех технологических линий, значительно устойчивее
к изменениям состава сырья, чем многоколонная схема, состоящая
из одной линии.
Необходимо также отметить, что очень большое значение, как
и в случае переработки СК, имеет требование к составу фракци­
онируемого ШФЛУ. В соответствии с рассмотренными схемами,
вся метан-этановая фракция, находящаяся в составе ШФЛУ, кон­
Рис. 2.20. Принципиальная схема фракционирования ШФЛУ с получением пропан-бутановой фракции
2. Технология переработки углеводородного сырья...
217
Рис. 2.21. Принципиальная схема фракционирования пропан-бутановой фракции
218
Балансовые расчеты...
2. Технология переработки углеводородного сырья...
219
центрируется в пропановой фракции. Поэтому если концентрация
метан-этановой фракции в ШФЛУ будет около 3 % масс., что до­
пускает ТУ 38‑101524 на ШФЛУ, причем на ее лучшую марку «А»,
произвести пропановую фракцию высокого качества весьма про­
блематично, поскольку «сдувка» метан-этановой фракции произво­
дится из рефлюксной емкости. Для обеспечения высокого качества
пропана необходимо минимизировать содержание метан-этановой
фракции в ШФЛУ, или провести деэтанизацию пропана в ректифи­
кационной колонне. Для этой цели возможна также и деэтанизация
пропан-бутановой фракции, или непосредственно ШФЛУ. При этом
также, как и в случае с перерабатываемым СК, вопрос минимизации
содержания метан-этановой фракции в ШФЛУ может быть решен
гораздо проще при выработке ШФЛУ и его переработке на одном
предприятии, чем при покупке ШФЛУ.
Для решения изложенной проблемы обеспечения качества про­
пана может быть использовано весьма оригинальное решение —
эжекция сбросных газов бутановой фракцией. Принципиальная схе­
ма такого решения представлена на рис. 2.22. Эта схема является
модифицированной схемой фракционирования пропан-бутановой
фракции, представленной на рис. 2.21. Суть решения заключается в
дополнительной установке жидкостного эжектора, с помощью кото­
рого поток сбросного газа из рефлюксной емкости Е-50 эжектиру­
ется потоком бутановой фракции, отводимой с куба колонны К-51.
Кроме этого, на эжектор могут быть также поданы сбросные газы с
установки фракционирования ШФЛУ (показанной на рис. 2.20) и с
установки стабилизации конденсата (см. рис. 2.14, 2.15).
Увеличив отбор сбросных газов по всей технологической цепоч­
ке (на установках стабилизации конденсата, фракционирования
ШФЛУ и фракционирования пропан-бутановой фракции) можно
большую часть метана и этана перевести в сбросные газы. При этом
содержание метана и этана в пропановой фракции может быть значи­
тельно снижено и доведено до уровня, требуемого для обеспечения
показателей качества по упругости паров и содержанию целевого
компонента — пропана. В результате эжектирования сбросных газов
основная масса метана и этана поглощается бутановой фракцией из
куба колонны К-51, которая на выходе из колонны практически не
содержит метана и этана. В соответствии с ГОСТ 20448, содержание
метана и этана в бутане техническом (марка БТ) и смеси пропана
Рис. 2.22. Принципиальная схема утилизации сбросных газов эжекцией бутановой фракцией
220
Балансовые расчеты...
2. Технология переработки углеводородного сырья...
221
и бутана технических (СПБТ) не ограничивается — нормируется
лишь суммарное содержание бутанов (в первом случае не менее, во
втором — не более 60 % масс.) и упругость паров при 45 °С (не выше
1.6 МПа). Расчеты показывают, что описанное поглощение сброс­
ных газов не нарушит эти показатели.
Таким образом, в результате весьма простого решения основная
масса содержащейся в сырье метан-этановая фракции может быть
переведена из пропановой фракции (где ее присутствие не позволяет
получить продукт требуемого качества) в бутановую фракцию, что
не влияет на качество БТ и СПБТ по ГОСТ 20448.
Представленные и другие подобные схемы фракционирования
ШФЛУ могут быть реализованы не только на заводе по переработке
конденсата или специализированном нефтехимическом комбинате
по переработке ШФЛУ, но и в условиях ГПЗ, или даже в услови­
ях нефтепромысла. Вариантов может быть очень много, главное,
оптимизировать схему и оборудование на базе детального анализа
конкретных условий.
3. Моделирование технологии и поточных
схем переработки углеводородного сырья
газоконденсатных и нефтегазоконденсатных
месторождений
В настоящее время ведущие проектные и научно-исследовательские
институты, инжиниринговые фирмы и производственные предприя­
тия в своей практике все шире применяют компьютерные системы
технологического моделирования. Эти системы представляют собой
«электронные конструкторы», которые позволяют достаточно быс­
тро «собирать» из отдельных аппаратов практически любые техно­
логические схемы установок подготовки и переработки газа, нефти
и конденсата (а также сетей их сбора и транспорта) и выполнять
многовариантные расчеты режимов, балансов и основных показате­
лей качества сырья, технологических потоков и продукции. Расчеты
выполняются на основе разработанных в мире термодинамических
закономерностей фазовых переходов в зависимости от технологи­
ческих параметров оборудования. При этом балансы увязываются
с составами сырья и продуктов переработки на основе корреляций
между составами, физико-химическими характеристиками и пока­
зателями качества потоков.
Область применения технологического моделирования достаточ­
но широка: разработка технических решений по проектированию но­
вых и реконструкции действующих производств; детальный расчет­
ный анализ состояния и эффективности действующей технологии и
проработка вариантов ее совершенствования; обоснование текущих
и перспективных планов переработки УВС; разработка программ ре­
конструкции и развития предприятий и объединений и т. п. В соот­
ветствии с изложенным, системы технологического моделирования
необходимы как в проектных и научно-исследовательских инсти­
тутах, так и на предприятиях с целью решения производственных,
проектных и аналитических задач на современном уровне.
В настоящее время наиболее популярной в мире системой техно­
логического моделирования и наиболее развитой в плане решения
широкого круга задач (в том числе динамического моделирова­
3. Моделирование технологии и поточных схем...
223
ния) является HYSYS, поставляемый компанией ASPENTECH.
Достаточно широко и успешно HYSYS используется и в России.
Использование HYSYS позволяет наиболее эффективно решать
самый широкий круг задач, связанных с технологическим моделиро­
ванием объектов и комплексных систем промысловой подготовки,
транспорта и переработки УВС. В отличие от отечественных систем
(рассмотренных ниже) HYSYS позволяет не только выполнять
расчеты «собранных» технологических объектов при заданных пара­
метрах и ограничениях, но и проводить их расчетные исследования
в автоматическом режиме по заранее настроенной пользователем
схеме. Также в систему HYSYS включена возможность решения
оптимизационных задач, расчетов технологического оборудования,
моделирования систем регулирования технологических параметров.
Система более устойчива в эксплуатации (относительно сбоев и
схождения при выполнении итерационных процедур по сравнению
с другими известными системами технологического моделирова­
ния), позволяет создавать не только статические, но и динамические
модели, что необходимо для моделирования систем регулирования
технологических параметров, режимов пуска и остановки объектов,
переходных режимов.
Однако для многих пользователей система HYSYS достаточно
сложна в настройке и эксплуатации моделей. Кроме того, в систе­
ме отсутствует модель эжектора, который широко используется на
отечественных газоконденсатных промыслах и ряде других техноло­
гических объектах. Выполняемые на HYSYS расчеты не всегда адек­
ватны. В частности, расчеты, связанные с применением метанола для
ингибирования гидратообразования, в системе HYSYS выполняют­
ся некорректно, что создает большие проблемы с моделированием
отечественных промысловых технологий. Объясняется это тем, что
в зарубежной практике метанол в качестве ингибитора гидратооб­
разования практически не используется. Однако в России в крайне
жестких погодных условиях северных газовых и газоконденсатных
промыслов применение метанола практически безальтернативно,
поскольку только он обеспечивает необходимую степень надежности
защиты от образования гидратов и льда в трубопроводах и техноло­
гическом оборудовании в очень широком диапазоне концентраций.
Кроме этого, система HYSYS является достаточно дорогой для
приобретения и сопровождения. Она также мало доступна для опе­
224
Балансовые расчеты...
ративной коррекции и совершенствования в соответствии с требова­
ниями российских пользователей, что нередко бывает необходимо.
Поэтому во многих случаях целесообразно использование отечест­
венных систем технологического моделирования. Лучшие отечест­
венные системы по базовым функциям и точности расчета эквива­
лентны HYSYS, а по некоторым показателям даже превосходят их.
При этом отечественные системы значительно более доступны по
ценам и по возможности их оперативного сопровождения, а также
в плане развития и совершенствования в соответствии с запросами
пользователей.
Лучшими отечественными системами технологического модели­
рования, наиболее широко используемыми при решении различного
рода задач, в настоящее время являются:
— «ГазКондНефть» (разработка специалистов Киевского Инс­
титута Газа Академии наук Украины — руководитель разра­
ботки О. В. Калашников);
— GIBBS (разработка ООО «Топэнергобизнес», г. Москва — ру­
ководитель разработки С. А. Сиротин).
Перечисленные системы достаточно хорошо апробированы и
адаптированы к решению технологических и балансовых задач
промысловой подготовки, транспорта и переработки углеводород­
ного сырья российских месторождений, в частности месторожде­
ний наиболее крупного и перспективного Западно‑Сибирского
нефтегазодобывающего региона. Перечисленные системы широко
используются в институтах ОАО «Газпром» (ООО «ТюменНИИги­
прогаз», ООО «ВНИПИГаздобыча»), в научно-исследовательских
подразделениях дочерних организаций (в частности, ООО «Урен­
гойгазпром», ООО «Ямбурггаздобыча»), а также в институтах и
организациях нефтяных и газовых компаний Западной Сибири (Ги­
протюменьнефтегаз, СибНИИНП, ОАО «Новатэк»).
На базе системы «ГазКондНефть» в ООО «ТюменНИИгипро­
газ» (а также в других проектных институтах) созданы и адаптиро­
ваны (по результатам обследований и оперативной информации)
технологические модели всех действующих промысловых систем се­
вера Тюменской области, а также действующих трубопроводов и ус­
тановок конденсатоперерабатывающих. Эта система также широко
применяется и для проектирования промысловой технологии новых
месторождений — все разработанные в ООО «ТюменНИИгипрогаз»
3. Моделирование технологии и поточных схем...
225
в течение последних 10 лет проекты обустройства газоконденсатных
месторождений базируются на расчетных исследованиях, выпол­
ненных на технологических моделях в системе «ГазКондНефть».
Также на базе расчетных исследований в системе «ГазКондНефть»
разработан и реализован ряд технических решений по реконструк­
ции действующих производственных объектов. Система «ГазКонд­
Нефть» используется и для детального анализа действующей техно­
логии, и при выполнении ряда других работ.
В настоящее время в среде системы «ГазКондНефть» создана
система поточного моделирования для оперативного выполнения
многовариантных расчетов больших комплексных схем промысло­
вой подготовки, транспорта и переработки углеводородного сырья
(методология имитационного поточного моделирования изложена
в конце настоящей главы). Кроме того, реализован автоматический
расчет балансов индивидуальных сырьевых потоков, что позволяет
выйти на определение объективного распределения продукции про­
мыслов и заводов между поставщиками сырья при планировании и
решении учетно-расчетных задач (подробно о расчете балансов ин­
дивидуальных сырьевых потоков будет изложено в главе 4).
Система GIBBS по классу решаемых задач является аналогом
системы «ГазКондНефть». Используется эта система относительно
недавно, поэтому объем созданных в ее среде технологических моде­
лей существенно ниже, чем в среде «ГазКондНефти». Тем не менее
в системе GIBBS разрабатывались технические решения по проек­
тированию ряда крупных производственных объектов. В последние
2–3 года система GIBBS используется параллельно с системой
«ГазКондНефть» с целью выполнения технологических расчетов
при решении широкого круга задач. Кроме того, GIBBS активно
используется в учебном процессе — в течение последних 5 лет в Тю­
менском нефтегазовом университете ежегодно до ста и более студен­
тов проходят практический курс технологического моделирования,
выполняют курсовые работы и дипломные проекты.
В систему GIBBS включены программные приложения для по­
верочных расчетов технологического оборудования (что особенно
важно при разработке решений по реконструкции и модернизации
технологических объектов). В настоящее время в среде системы
GIBBS включена возможность гидравлических расчетов течения не­
ньютоновских сред, что позволяет выйти на решение задач расчетно­
226
Балансовые расчеты...
го анализа и прогноза режимов и условий транспорта парафинистых
продуктов (нефти, ачимовского конденсата). Кроме того, в системе
GIBBS реализовано внешнее управление через электронные таб­
лицы Microsoft Excel, что значительно ускоряет и упрощает работу
пользователя по вводу исходных данных и интерпретации результа­
тов расчетов.
Таким образом, каждая из описанных систем имеет свои преиму­
щества. У каждой из них существует своя специфика и круг наибо­
лее эффективно решаемых задач. Все перечисленные программные
комплексы снабжены достаточно подробными Руководствами и
справочными системами. Все программные комплексы активно раз­
виваются, при этом развитие и совершенствование отечественных
систем проходит в тесном и оперативном контакте («с обратной
связью») с пользователями.
Вышеописанные системы технологического моделирования
базируются на выполнении термодинамических расчетов фазовых
равновесий (преимущественно, газ-жидкость), составов равновес­
ных фаз, физико-химических характеристик потоков, материальнокомпонентных и тепловых балансов технологических процессов.
Также выполняются гидравлические расчеты трубопроводов в
комплексе с термодинамическими расчетами фазового равновесия,
составов и физико-химических характеристик транспортируемых
потоков. Гидравлические расчеты технологического оборудования,
выполняемые в HYSYS и GIBBS, имеют вторичный, вспомогатель­
ных характер, и выполняются на основе результатов термодинами­
ческих расчетов. Поэтому действующие системы технологического
моделирования более точно можно назвать системами термодина­
мического моделирования, а создаваемые в их среде технологиче­
ские модели — термодинамическими моделями.
Также необходимо отметить, что во всех перечисленных сис­
темах моделируются только процессы «физической» переработки
УВС (пояснение этого термина приведено в начале главы 2). Только
в HYSYS существуют модели простейших реакторов, в которых
можно упрощенно моделировать процессы «химической» перера­
ботки. Для адекватного моделирования процессов вторичной («хи­
мической») переработки УВС существуют специальные системы и
программные приложения. Однако поскольку в настоящей работе
3. Моделирование технологии и поточных схем...
227
процессы «химической» переработки не рассматриваются, соответс­
твующее программное обеспечение также рассматривать не будем.
В целом можно сказать, что появление систем технологического
моделирования вместо набора автономных программ для выполнения
расчетов отдельных технологических процессов и аппаратов резко
повысило возможности и качество технологических и балансовых
расчетов. Сегодня с помощью системы технологического моделиро­
вания один квалифицированный специалист в течение месяца может
выполнить такой объем расчетной работы, с которой десять–пятнад­
цать лет назад с трудом справился бы целый коллектив лаборатории
или отдела в течение года. Более того, сегодня решаются такие задачи,
которые ранее даже не ставились в виду невозможности их решения
без применения систем технологического моделирования.
Однако для широкого практического применения систем тех­
нологического моделирования необходимо, чтобы технологичес­
кие модели были адекватными реально действующим объектам,
т. е. чтобы результаты расчетов с приемлемой точностью соответс­
твовали фактическим параметрам и показателям технологических
процессов. С этой целью технологические модели, по крайней мере
действующих объектов, необходимо адаптировать по измеряемым
параметрам и показателям объектов моделирования. Только адап­
тированная модель может гарантировать приемлемую точность
выполняемых расчетов и, соответственно, надежность и обосно­
ванность выводов и решений, выработанных на основе результатов
моделирования.
Однако процедура адаптация технологических моделей по изме­
ряемым параметрам является значительно более сложной и трудо­
емкой задачей, чем «сборка» технологической модели и выполнение
многовариантных расчетов по ней. Проблема, прежде всего, состоит
в том, что в общем виде процедура адаптации не алгоритмизирована
и не автоматизирована.
В общем случае при адаптации модели имеется произвольный
набор данных, таких как: результаты измерений расходов сырья и
продуктов моделируемого объекта (технологической установки);
результаты измерений параметров (давления и температуры) по
точкам технологической схемы; результаты лабораторного контроля
и специальных экспериментальных исследований составов, физикохимических характеристик и показателей качества сырья, потоков
228
Балансовые расчеты...
и продуктов. При этом необходимо помнить, что, как показано
в разделе 1.6, все измеряемые параметры, которые принято назы­
вать «фактическими», на самом деле «истинными» не являются, по­
скольку любое измерение имеет определенную погрешность. Кроме
того, в процесс измерений вмешивается фактор не стационарности
процесса, в результате которого различные измерения могут соот­
ветствовать различным смещающимся по зонам и времени режимам
переработки. В результате некоторые из измеренных параметров и
показателей сами могут быть достаточно далеки от «истины», а не­
которые из них могут даже противоречить друг другу.
Естественно, что разобраться в такой картине достаточно не
просто. По сути, при адаптации мы имеем дело с «нечетким множе­
ством» параметров, из которых ни один нельзя признать за «исти­
ну», и на базе этого набора «нечетких» данных необходимо создать
модель, расчеты по которой были бы максимально близки «истине».
При этом за критерий адаптации модели можно принять минимум
среднеквадратичных отклонений результатов расчетов от резуль­
татов измерений по всему сопоставляемому массиву расчетных и
«фактических» параметров и показателей. Однако при этом возни­
кает задача отбраковки недоброкачественных (противоречивых)
результатов измерений, решить которую в общем виде достаточно
проблематично, поскольку невозможно определить обобщенный
критерий отбраковки.
Следует сказать, что в настоящее время существуют системы для
решения более узких задач подобного рода, но в них согласование
проводится по одному параметру. Например, существуют системы
автоматизированного расчета наиболее вероятного баланса техно­
логических установок по результатам измерений расходов сырья и
продуктов. Подобная система создана и в ООО «ТюменНИИгипро­
газ» для определения наиболее вероятных балансов конденсатопро­
водов по входу–выходу транспортируемых потоков. Такая задача
решается методами математической статистики на базе результатов
измерений расходов входящих и выходящих потоков с учетом мет­
рологических характеристик измерительных узлов (погрешности
измерений), а также (при необходимости), «коэффициента доверия»
каждому конкретному измерительному узлу. В результате расчетов
определяется дисбаланс суммарных массовых расходов входящих
и выходящих потоков, который затем нивелируется с помощью
3. Моделирование технологии и поточных схем...
229
индивидуально рассчитанных коррекций расходов каждого потока.
В результате такой процедуры определяется статистически досто­
верный, полученный по строго сформулированным однозначным
критериям и, соответственно, «объективный» наиболее вероятный
баланс объекта (установки, трубопровода). Дополнительным кри­
терием адекватности рассчитанного баланса является соотношение
фактического и статистически вероятного дисбаланса суммарных
массовых расходов входящих и выходящих потоков — фактический
дисбаланс должен быть меньше статистически вероятного. В про­
тивном случае результаты измерений следует считать недоброка­
чественными, соответственно баланс, рассчитанный на их основе,
некорректным.
Однако, как уже показано выше, при адаптации модели в общем
случае мы имеем дело не с одним параметром, а с произвольным
набором параметров. При этом «регулирующие» параметры модели
также в общем виде не определяются. К таким параметрам относят­
ся: эквивалентное число теоретических тарелок (или КПД тарелок
при задании их фактического числа) в ректификационной колонне;
флегмовое число ректификационной колонны; коэффициенты теп­
лопередачи в трубопроводах и теплообменниках; уносы жидкости с
газом и захват газа жидкостью в сепараторах; коэффициенты гидрав­
лической эффективности трубопроводов; термодинамические КПД
компрессоров, насосов, турбодетандеров, эжекторов и др. Кроме
того, технологические параметры аппаратов, расходы и составы сы­
рьевых потоков также относятся к «регулирующим» параметрам мо­
дели. Естественно, что при таком обилии неопределенных перемен­
ных сформулировать в общем виде конкретную задачу адаптации и
критерии адекватности модели весьма проблематично, а без этого
процедура адаптации является весьма «субъективной».
Исходя из изложенного, «объективно» задачу адаптации техно­
логических моделей вероятно можно было бы решить с помощью
«математики нечетких множеств» или методом «группового учета
аргументов». Однако такое решение, кроме очень серьезной прора­
ботки постановки задачи, требует подбора и финансирования груп­
пы высококвалифицированных специалистов соответствующего
профиля, что в настоящее время по ряду причин весьма проблема­
тично. Поэтому такое направление решения задачи адаптации моде­
лей пока не разрабатывается.
230
Балансовые расчеты...
По мнению специалистов ООО «Газпромразвитие», существует
принципиальная возможность «объективной» адаптации моделей
в системе HYSYS на базе постановки и решения оптимизационных
задач. Можно попытаться задать допустимые коридоры по всем (или
наиболее важным) измеренным параметрам (с учетом вероятных
погрешностей их измерений) и с помощью решения оптимизацион­
ной задачи подобрать такие характеристики модели (из вышепере­
численных «регулирующих» параметров), при которых результаты
расчетов по модели окажутся в заданных допустимых коридорах.
Постановить и решить подобную задачу весьма сложно, поскольку
при большом количестве измеренных параметров и некорректно за­
данных диапазонах (особенно в случае противоречивости некоторых
измерений) она может вообще не иметь решения. Поэтому, как уже
сказано выше, существует проблема отбраковки недоброкачествен­
ных результатов измерений. Однако при успешном решении задачи
можно получить пакет решений, удовлетворяющих заданному ус­
ловию, и можно попытаться выбрать из них наиболее приемлемое,
например, по минимуму среднеквадратичных отклонений результа­
тов расчетов от результатов измерений по всему сопоставляемому
массиву расчетных и «фактических» параметров и показателей.
Таким образом, вопрос об алгоритмизации и автоматизации
адаптации технологических моделей остается открытым и весьма
актуальным. Сегодня задача адаптации решается на уровне эксперт­
ных оценок. Каждый специалист (эксперт), проводящий работу по
адаптации модели, руководствуется своим личным опытом, своими
критериями соответствия результатов расчетов результатам изме­
рений и экспериментальных исследований. Поэтому результаты
адаптации моделей сегодня совершенно неоднозначны — модели,
полученные на одном и том же массиве результатов измерений раз­
ными специалистами (экспертами), будут отличаться, поскольку
однозначных критериев адекватности адаптированной модели пока
не сформулировано.
Тем не менее в течение десятилетней работы ООО «ТюменНИ­
Игипрогаз» сложилась определенная (хотя и не «объективная»)
методология и схема адаптации технологических моделей. При
этом очень большое значение в этой работе имеет объем и качество
исходной информации, на базе которой проводится адаптация мо­
делей. С этой целью проводятся специальные работы по обследова­
3. Моделирование технологии и поточных схем...
231
нию технологических объектов, включающие отбор и эксперимен­
тальные исследования проб максимально возможного количества
потоков.
Поскольку, как уже сказано выше, вопросы адаптации моделей
являются ключевыми для обеспечения достоверности выполняе­
мых по ним расчетов, в последующих разделах настоящей главы
изложены основные положения созданной и отработанной в ООО
«ТюменНИИгипрогаз» методологии обследования технологичес­
ких объектов и адаптации их моделей. При этом описание непо­
средственных процедур моделирования и выполнения расчетов в
настоящей работе опущено, поскольку эти вопросы подробнейшим
образом рассматриваются в Руководстве пользователя любой систе­
мы технологического моделирования.
3.1. Обследование технологии переработки
углеводородного сырья с целью получения достоверной
информации для адаптации моделей
Обследование моделируемого технологического объекта (промыс­
ловой или заводской установки) проводится с целью получение
исходных данных в объеме и качестве, необходимом для создания
адекватной статистически достоверной технологической модели.
Определим обследование как работу по сбору и обработке опера­
тивной информации по расходным и технологическим параметрам
моделируемой установки, отбору проб и проведению эксперимен­
тальных исследований сырья, потоков и продуктов установки и от­
дельных технологических аппаратов.
Целью обследований является получение достоверной и до­
статочно полной информации о режимах работы технологических
аппаратов, компонентно-фракционных составах (КФС) и физикохимических характеристиках сырья, потоков и продуктов обследу­
емой установки. В задачи обследования входит: сбор и обобщение
(усреднение) измеренных расходных и технологических парамет­
ров; отбор проб и проведение экспериментальных исследований
КФС и основных физико-химических характеристик сырья, по­
токов и продуктов обследуемой установки; обработка результатов
обследований.
232
Балансовые расчеты...
3.1.1. Проведение обследований технологических объектов
переработки УВС
В зависимости от конкретно решаемых задач, наличия и статистики
информации по результатам ранее проведенных обследований, на­
личия и степени достоверности моделей и т. п. проводятся полные,
текущие и оперативные обследования.
Полные обследования должны проводиться в максимально воз­
можном объеме с целью первичного формирования и адаптации мо­
дели объекта после его ввода в эксплуатацию или с целью коррекции
модели после капитального ремонта или реконструкции объекта,
модернизации его схемы и т. п. Обследования по полной программе
включают в себя следующие этапы работ:
1) изучение и фиксацию технологической схемы установки;
2) сбор и обработку (усреднение) оперативной (диспетчерской,
технологической, лабораторной) информации по режимам эксплуа­
тации оборудования, расходам, составам и физико-химическим
свойствам потоков;
3) выбор потоков, которые необходимо исследовать для создания
адекватной технологической модели и условия течения которых
позволяют отобрать их представительные пробы в однофазном газо­
вом или жидком состоянии;
4) подготовка отбора представительных проб выбранных потоков
(осмотр аппаратов, изготовление и установка пробоотборных уст­
ройств и т. д.);
5) единовременный (максимально сжатый по времени) отбор
представительных проб потоков;
6) лабораторные исследования отобранных проб с определением
КФС и основных физико-химических свойств потоков, а также фи­
зико-химических свойств входящих в их состав узких фракций;
7) обработка результатов лабораторных исследований проб с по­
лучением увязанного непротиворечивого массива данных по КФС
и физико-химическим свойствам потоков и характеристикам их
компонентов.
Текущие обследования проводятся в сокращенном объеме с це­
лью контрольной проверки и коррекции технологической модели.
По сравнению с полными обследованиями в программу текущих
обследований не включается первый этап — изучение технологиче­
ской схемы промысла, если она была ранее изучена и зафиксирова­
3. Моделирование технологии и поточных схем...
233
на. Кроме того, при текущих обследованиях отбираются пробы не
всех, а лишь основных потоков, на основания исследований которых
можно воспроизвести полное представление о функционировании
технологии и оборудования установки, либо потоков, по адекватности
расчета которых возникают наибольшие сомнения. Наконец, при те­
кущих обследованиях, как правило, не проводятся исследования фи­
зико-химических характеристик узких фракций отобранных потоков.
Оперативные обследования заключаются в сборе и обработке
оперативной технологической информации — технологических и
расходных параметров потоков. В оперативные обследования вклю­
чается лишь второй этап — сбор и обработка (усреднение) оператив­
ной (диспетчерской, технологической, лабораторной) информации
по режимам эксплуатации оборудования, расходам, составам и фи­
зико-химическим свойствам потоков.
Важнейшим этапом работы по обследованию является подготовка
к его проведению. Она заключается в подготовке персонала, плана об­
следования, оборудования для отбора и транспортирования проб и со­
гласования сроков и режимов работы объекта при обследовании. Под­
готовка персонала имеет принципиально важное значение, поскольку
от качества собранной информации и представительности отобранных
проб зависят результаты обследований. План обследований состав­
ляется после и на основании результатов первого этапа обследова­
ния — изучения схемы и характеристик объекта, имеющихся позиций
замера технологических параметров, узлов отбора проб и возможности
отбора проб в нужных точках, не оборудованных пробоотборными уст­
ройствами. При необходимости подаются обоснованные предложения
по монтажу дополнительных позиций измерения параметров и узлов
отбора проб. Планирование обследования заключается в составлении
перечня технологических параметров и показателей, которые необхо­
димо зафиксировать, и в подготовке к отбору проб.
Обследования, как правило, должны проводиться на стабильном
режиме работы промысла после отработки на этом режиме в течение
времени, обеспечивающем выход на постоянные технологические
параметры. Технологические параметры и расходные показатели
фиксируются на момент отбора проб. Кроме этого, фиксируются сред­
нечасовые параметры за текущие сутки на дату отбора проб. Такая ин­
формация позволяет оценить стабильность режима эксплуатации об­
следуемой установки в целом и, в частности, в период обследований.
234
Балансовые расчеты...
Отбор проб при обследовании должен проводиться в течение мини­
мально возможного времени. Отбираются пробы однофазных (газовых
или жидких) потоков, обычно на выходе технологических аппаратов
(сепараторов, разделителей, колонн), на выходе узлов замера установок,
на выкиде насосов, из емкостей. В общем случае, в процессе обследова­
ний отбираются пробы нестабильных жидких углеводородов (НЖУ),
стабильных жидких углеводородов (СЖУ) и газов. Определения
НЖУ и СЖУ даны в начале раздела 1.5. Тип каждой отобранной пробы
зависит от состава, фазового состояния (газ–жидкость) и термодина­
мических параметров потока в точке отбора. Для некоторых потоков
нестабильных жидких углеводородов (обычно — сырья обследуемой
установки) наряду с пробой НЖУ отбираются и отстабилизированные
(дегазированные) пробы с целью их фракционной разгонки для выде­
ления узких фракций и исследования их физико-химических свойств.
Процедуры отбора проб подробно изложены в разделе 1.5.1.
Относительно требований по минимально возможному времени
отбора всех проб необходимо сделать следующее пояснение. Исходя
из опыта работы, технологические установки промысловой подго­
товки и переработки углеводородного сырья газоконденсатных и не­
фтегазоконденсатных месторождений достаточно редко более-менее
длительно работают в стабильном режиме. Это связано с жесткими
схемами потоков от промыслов до товарной продукции и с отсутст­
вием на заводах сырьевых парков большой емкости, позволяющих
интегрировать состав принимаемого сырья и работать на нем в ста­
бильном режиме в течение достаточно длительного времени. При
относительно частых изменениях режима эксплуатации увеличение
времени на отбор проб потоков повышает вероятность того, что
отобранные пробы будут относиться к несколько отличающимся
режимам, что, соответственно, может внести дополнительные по­
грешности и даже противоречия в собранный массив информации
по результатам исследований и оперативным данным.
В соответствии с изложенным, применение интегрального отбора
проб при обследованиях категорически не рекомендуется. Интег­
ральный отбор пробы заключается в периодическом с заданной
дискретностью отборе микропроб потока с их последующим смеше­
нием. В результате отбирается суммарная проба, соответствующая
усредненному за период отбора составу потока. Для такого отбора
существуют специальные интегральные пробоотборные устройства,
3. Моделирование технологии и поточных схем...
235
однако интегральный отбор в принципе можно проводить и вручную.
Такой отбор весьма полезен и, по большому счету, даже необходим
для решения учетных и балансовых задач. Однако в случае обсле­
дований при частых изменениях режима работы установки приме­
нение интегрального проботбора заведомо приведет к «размытию»
фракционных составов потоков и, соответственно, к значительному
искажению полученной экспериментальной информации.
После завершения отбора проб и доставки их в лабораторию
проводятся экспериментальные исследования компонентно-фрак­
ционных составов и физико-химических характеристик отобран­
ных проб. Исследования проводятся по специальной программе с
контролем качества отобранных проб и контролем достоверности
результатов исследований.
До проведения исследований проводится контроль представи­
тельности отобранных проб нестабильных жидких углеводородов.
Для этого определяется давление насыщенных паров в контейнере с
помощью образцового манометра, который соединяется с одним из
штуцеров контейнера предельно короткой трубкой. Перед измере­
нием контейнер по возможности доводится до температуры в точке
отбора пробы. Давление насыщенных паров фиксируется после
открытия вентиля контейнера на присоединенном к манометру шту­
цере. Если давление насыщенных паров в контейнере оказывается
значительно ниже давления в точке отбора, пробу следует считать
непредставительной, и ее исследование проводить нецелесообраз­
но — проба отбраковывается.
После проверки представительности проб проводится опреде­
ление КФС отобранных в процессе обследований потоков. Опре­
деление КФС проводится по методике ММ 51‑00159093‑004‑04
«Нестабильные жидкие углеводороды. Методы определения компо­
нентно-фракционного состава».
Затем для проб стабильных жидких углеводородов (полученных
в процессе разгазирования при определении КФС, специально ото­
бранного отстабилизированного сырья и потоков, соответствующих
в условиях отбора критериям стабильных жидких углеводородов)
определяются основные физико-химические свойства: плотность;
вязкость; температуры помутнения и застывания; фракционный со­
став по Энглеру. При необходимости, дополнительно определяются
содержание смол, асфальтенов, парафинов, серы и др. показатели.
236
Балансовые расчеты...
Также по возможности для проб газонасыщенных (нестабильных)
потоков определяется плотность при повышенных давлениях (в од­
нофазном жидком состоянии) с помощью специальных плотномеров
вибрационного типа.
Для специально отобранных проб отстабилизированного сырья
производится его фракционная разгонка на лабораторных аппара­
тах типа АРН-2 (аппарат разгонки нефти) или других аппаратах
подобного типа с отбором узких (10‑градусных) фракций. Разгонка
производится по методике, изложенной в ГОСТ 11011‑85 «Нефть
и нефтепродукты. Методы определения фракционного состава в
аппарате АРН-2», в несколько этапов. Легкие фракции до 200 °С
отбираются в процессе атмосферной разгонки, далее проводится
средневакуумная (до 350–400 °С по нормальной температуре ки­
пения), а затем глубоковакуумная (до 550–600 °С по нормальной
температуре кипения) разгонка. При необходимости набора доста­
точно большого объема проб тяжелых фракций (при их незначи­
тельном содержании) производится каскадная разгонка исследу­
емых продуктов: на первом этапе выполняются 3–4 атмосферные
разгонки, затем атмосферные остатки объединяются и производят­
ся две средневакуумных разгонки, после чего вакуумные остатки
объединяются и производится их глубоковакуумная разгонка.
Для выделенных при разгонке узких фракций производится оп­
ределение их основных физико-химических характеристик — плотно­
сти, вязкости и температуры застывания. Этот набор характеристик
в первом приближении достаточен для адекватных расчетов основ­
ных физико-химических свойств и показателей качества потоков по
методикам, представленным в разделе 1.8.
После завершения всех перечисленных выше исследований про­
водится обработка полученных результатов с целью контроля их
достоверности.
3.1.2. Обработка результатов обследовани технологических
объектов
Вначале для контроля достоверности результатов исследований
по найденным компонентно-фракционным составам и физикохимическим характеристикам узких фракций рассчитываются
физико-химические характеристики потоков. Методы расчета фи­
зико-химических свойств по КФС газообразных и жидких потоков
3. Моделирование технологии и поточных схем...
237
подробно изложены в разделе 1.8. Если исследования свойств уз­
ких фракций в данном обследовании не проводились, физико-хи­
мические свойства узких фракций принимаются по усредненным
результатам ранее выполненных для этого сырья исследований.
Для сырья и продуктов газоконденсатных и нефтегазоконденсат­
ных месторождений севера Западной Сибири можно использовать
данные табл. 1.5–1.9.
Расчеты физико-химических характеристик проводятся для
стабильных жидких углеводородов, соответствующие свойства ко­
торых определены экспериментально. Как уже сказано ранее, иссле­
дования физико-химических свойств проводятся: для стабильных
жидких углеводородов, полученных в процессе разгазирования при
определении КФС; для специально отобранного отстабилизиро­
ванного сырья; для потоков, соответствующих в условиях отбора
критериям стабильных жидких углеводородов. Свойства потоков,
рассчитанные по их экспериментальным КФС, сопоставляются с
соответствующими свойствами, найденными экспериментально.
В случае совпадения расчетных и экспериментальных значений
физико-химических характеристик с приемлемой точностью резуль­
таты исследований пробы можно признать достоверными. Как пра­
вило, при удовлетворительном результате достаточно подобной про­
верки по плотности.
Если в процессе проведения исследования была эксперименталь­
но определена плотность проб нестабильных жидких углеводородов
с помощью плотномера вибрационного типа, она также сравнивает­
ся с плотностью соответствующего потока, рассчитанной по КФС.
Для расчета плотности нестабильных жидких углеводородов в этом
случае можно использовать методику, изложенную в разделе 1.8,
однако более предпочтительно использовать уточненную методику,
изложенную в СТО Газпром РД 5.1‑2005 «Методика определения
физико-химических характеристик нестабильных жидких углеводо­
родов. Расчет плотности и объемных свойств».
Для более жесткого контроля достоверности результатов измере­
ний по компонентно-фракционному составу и физико-химическим
свойствам узких фракций дополнительно рассчитываются другие
характеристики стабильных жидких углеводородов — вязкость, тем­
пературы застывания, которые сравниваются с результатами экспе­
риментальных измерений. Совпадение рассчитанных и измеренных
238
Балансовые расчеты...
показателей свидетельствует о хорошем качестве измерений. В про­
тивном случае может быть поставлен вопрос о недостоверности
результатов исследований данной пробы и нецелесообразности их
использования для адаптации модели.
На следующем этапе работы целесообразно провести комплекс­
ный анализ достоверности определений компонентно-фракционных
составов потоков. Проводится такой анализ методом составления
материально-компонентного баланса обследуемой установки в
целом и ее отдельных технологических аппаратов. Такой анализ
возможен лишь для установок и аппаратов, у которых отобраны и
исследованы все входящие и выходящие потоки. Для некоторых
установок и аппаратов, например, для газоконденсатного промысла
и его входного сепаратора (см. раздел 2.2.2), материально-компонент­
ные балансы составить невозможно из‑за отсутствия эксперимен­
тальных данных по компонентно-фракционному составу входящего
потока (добываемого сырья). Причина этого в невозможности отбо­
ра представительных проб добываемого газоконденсатного флюида,
который от забоя скважины до входного сепаратора промысла на­
ходится в двухфазном или трехфазном состоянии. В таких случаях
целесообразно составить материально-компонентный баланс для
отдельных аппаратов. В частности, для газоконденсатных промыс­
лов это можно сделать для сепараторов второй и третьей ступени
и фазовых разделителей (см. раздел 2.2.2).
Рассмотрим методику составления материально-компонентного
баланса обследуемых технологических объектов — установок и от­
дельных аппаратов. Для этого, прежде всего, необходимо составить
(увязать) массовый баланс объекта:
∑Gj = ∑Gk,
(3.1)
где Gj и Gk — массовые расходы, соответственно, входящих и выходя­
щих потоков в кг / час.
Необходимо сразу отметить, что массы входящих и выходящих
потоков для целей составления материально-компонентного балан­
са определяются (или уточняются) расчетным путем, поскольку
массовые расходы большинства потоков на установках и в аппара­
тах обычно или не измеряются, или измеряются достаточно грубо.
Как правило, измеряются объемные расходы потоков при рабочих
параметрах технологическими расходомерами с относительно не­
3. Моделирование технологии и поточных схем...
239
высоким классом точности. Для пересчета измеренного объемного
расхода в массовый необходимо определить плотность потока при
рабочих параметрах, которая за редким исключением не измеряется.
Плотность потоков при стандартных условиях обычно определяется
в лаборатории, но не для всех потоков. Однако даже если плотность
потока при стандартных условиях измерена, ее пересчет на рабочие
условия относительно корректно может быть выполнен для пото­
ков, являющихся стабильными жидкими углеводородами и газами.
Для потоков, являющихся нестабильными жидкими углеводорода­
ми корректный перевод плотности на рабочие условия весьма про­
блематичен из‑за отсутствия надежных данных по закономерности
изменения их плотности при изменениях температуры и давления.
Кроме того, наиболее широко используемые методы не позволяют
с достаточной точностью определить плотность НЖУ в производ­
ственных лабораториях. Более точные результаты может обеспечить
определение плотности по разработанному в ООО «ТюменНИИ­
гипрогаз» СТО Газпром РД 5.1‑2005, однако для этого необходимо
определить компонентно-фракционный состав потока, что в насто­
ящее время является весьма длительной и трудоемкой операцией
и используется лишь для основных потоков.
Таким образом, достаточно точное определение массовых расхо­
дов всех входящих и выходящих потоков обследуемых установок и
аппаратов весьма проблематично, поскольку в общем случае невы­
сока точность измерений их объемных расходов и еще менее точно
определяется их плотность при рабочих параметрах (особенно для
НЖУ). Следует сказать, что описанная ситуация в ближайшее вре­
мя может измениться в лучшую сторону в результате широкомасш­
табного внедрения разработанного в ООО «ТюменНИИгипрогаз»
лабораторного плотномера вибрационного типа. Однако для этого
потребуется некоторое время. Сегодня строгий массовый баланс
потоков составляется лишь для полностью хозрасчетных объектов, к
которым относятся заводы в целом, и то с некоторой долей прибли­
жения, поскольку такие потоки, как факельные сбросы, часто не оп­
ределяются или определяются приблизительно — обычно именно с
помощью них «регулируются» отчетные балансы. Однако единовре­
менные обследования для заводов проводить весьма проблематично,
если не сказать, практически невозможно, поэтому объектами обсле­
дования являются не хозрасчетные объекты — отдельные установки
240
Балансовые расчеты...
и технологические аппараты. Соответственно, строгое определение
массового баланса для них осложняется вышеизложенными обстоя­
тельствами.
Итак, массовые расходы входящих (Gj) и выходящих (Gk) пото­
ков определяются (или уточняются) с помощью следующей итера­
ционной процедуры.
Задаемся начальными приближениями массовых расходов всех
входящих и выходящих потоков кроме одного («сбросового»), рас­
считываемого по уравнению (3.1). В качестве «сбросового» потока
можно принять любой, как правило, измерение расхода которого на­
именее надежно. Например, выберем в качестве «сбросового» потока
один из выходящих потоков. Тогда его массовый расход рассчитыва­
ется по уравнению (3.1), приведенному к следующему виду:
Gx = ∑Gj – ∑(–x)Gk,
(3.2)
где Gx — массовый расход «сбросового» потока в кг / час; ∑Gj — сум­
ма массовых расходов входящих потоков в кг / час; ∑(–x) Gk — сумма
массовых расходов выходящих потоков за минусом «сбросового»
потока в кг / час.
На базе экспериментально определенных КФС для потоков, вхо­
дящих на установку (аппарат), и потоков, выходящих с установки
(аппарата), рассчитываются массовые расходы их компонентов и уз­
ких фракций по уравнению:
Gij = Gj × Zgij / 100;
(3.3)
Gik = Gk × Zgik / 100,
(3.4)
где Gij и Gik — массовые расходы i-го компонента (узкой фракции) во
входящих и выходящих потоках в кг / час; Gj и Gk — массовые расхо­
ды входящих и выходящих потоков в кг / час; Zgij и Zgik — содержание
i-го компонента во входящих и выходящих потоках в % массовых.
После этого рассчитываем дисбаланс массовых расходов входя­
щих и выходящих потоков по каждому компоненту:
∆Gi = ∑Gij – ∑Gik,
(3.5)
где ∆Gi — дисбаланс массовых расходов i-го компонента (узкой фрак­
ции) между входящими и выходящими потоками в кг / час; ∑Gij и
∑Gik — суммарные массовые расходы i-го компонента (узкой фракции),
соответственно, во входящих потоке и выходящих потоках в кг/час.
3. Моделирование технологии и поточных схем...
241
Рассчитываем относительные отклонения массовых расходов
(∆gi) в процентах для каждого компонента:
∆gi = 100∆Gi / [(∑Gij + ∑Gik) /2],
(3.6)
где [ (∑Gij + ∑Gik) / 2] — усредненный расход i-го компонента (узкой
фракции) на входе и выходе обследуемой установки (аппарата), за
который принимаем средний арифметический суммарный расход
i-го компонента (узкой фракции) во входящих и выходящих пото­
ках в кг / час.
Для наглядного визуального контроля рассчитанные для каждо­
го компонента (узкой фракции) отклонения выведем на график в
зависимости от их температур кипения в виде, представленном на
рис. 3.1. На этом рисунке в качестве примера представлена графичес­
кая зависимость полученного по результатам обследований относи­
тельного дисбаланса масс по каждому компоненту (узкой фракции)
от температуры его кипения для установки одноколонной стабили­
зации конденсата (см. раздел 2.5, рис. 2.14). Эта графическая зави­
симость (назовем ее балансовой линией) наглядно свидетельствует
о степени корректности массовых расходов входящих и выходящих
потоков, принятых в качестве начального приближения и увязанных
с помощью уравнения (3.2). Далее необходимо с помощью итера­
ционной процедуры расчетов по уравнениям (3.2)—(3.6) подобрать
(скорректировать) «оптимальные» массовые расходы входящих и
выходящих потоков, при которых отклонения масс всех компонен­
тов (узких фракций) на балансовой линии (см. рис. 3.1) максималь­
но приближены к нулевому значению и равномерно распределяются
вдоль оси температур кипения. При этом массовые расходы потоков,
зафиксированные хозрасчетными или коммерческими приборами,
в процессе подбора целесообразно или вообще не корректировать,
или проводить их незначительную коррекцию в пределах погреш­
ности прибора.
Подбор «оптимальных» массовых расходов потоков целесо­
образно проводить по критерию минимума среднеквадратичных
отклонений массовых расходов всех компонентов (узких фракций)
во входящих и выходящих потоках с визуальным контролем балан­
совой линии (см. рис. 3.1). В случае «не оптимальных» (не адекват­
ных) массовых расходов отмечаются заметные перекосы балансовой
линии с преобладанием положительных и отрицательных сдвигов
242
Балансовые расчеты...
Относительные отклонения масс компонентов и узких
фракций на входе и выходе объекта, % масс.
относительно оси абцисс (линии нулевого дисбаланса) в различных
зонах диаграммы. В большинстве случаев более удобно осущест­
влять визуальный контроль не по самой балансовой линии, а по
несколько сглаженной линии тренда (см. рис. 3.1).
6
Относительные отклонения компонентов
Линия тренда относительных отклонений
4
2
0
–170
–70
30
130
230
330
430
530
–2
–4
–6
Температуры кипения компонентов и узких фракций, °С
Рис. 3.1. Дисбаланс масс компонентов во входящих и выходящих потоках
установки одноколонной стабилизации конденсата
Вышеописанную процедуру расчета материально-компонентного
баланса целесообразно проводить в электронной таблице. При этом
в некоторых случаях итерационную процедуру можно автоматизи­
ровать, используя метод подбора «оптимальных» массовых расходов
потоков по минимуму среднеквадратичных отклонений массовых
расходов всех компонентов (узких фракций) во входящих и выходя­
щих потоках.
Полученные в результате вышеописанной процедуры относи­
тельные отклонения являются комплексным критерием достовер­
ности определения КФС для групп потоков, увязанных по техно­
логическим установкам и аппаратам. Незначительные отклонения
3. Моделирование технологии и поточных схем...
243
(в пределах метрологической погрешности метода определения)
свидетельствуют о достоверности экспериментальных данных. При
значительных отклонениях (в два-три раза и более превышающих
метрологическую погрешность методики определения КФС) может
быть поставлен вопрос о некорректности экспериментальных дан­
ных и об их отбраковке.
Далее для увязки экспериментальных данных целесообразно
провести процедуру коррекции экспериментально найденных ком­
понентно-фракционных составов потоков по материально-компо­
нентному балансу. Процедура коррекции сводится к нивелирова­
нию компонентного дисбаланса (обнулению балансовой линии на
рис. 3.1), заключающегося в распределении рассчитанного по урав­
нению (3.5) для каждого компонента (узкой фракции) дисбаланса
между массовыми расходами компонентов входящих и выходящих
потоков. Возможны три способа нивелирования дисбаланса: авто­
матическое распределение дисбалансов компонентов пропорцио­
нально массовым расходам потоков; автоматическое распределение
дисбалансов компонентов пропорционально массовым расходам
компонентов в потоках; ручная выборочная коррекция масс компо­
нентов в потоках.
Автоматическое распределение дисбаланса пропорционально
массовым расходам потоков заключается в вычислении поправок,
нивелирующих дисбаланс, пропорционально массовым расходам
потоков в целом. Такой расчет основан на допущении одинаковой
погрешности определения компонентно-фракционного состава
для всех входящих и выходящих потоков и всех их компонентов
(узких фракций). Это не вполне адекватное допущение, но только
такой способ корректировки позволяет сохранить неизменными
подобранные с помощью вышеописанной итерационной процедуры
«оптимальные» массовые расходы потоков. Последовательность
автоматического расчета поправок по этому способу заключается
в следующем.
Вычисляются поправки для каждого компонента (узкой фрак­
ции) входящих (ΩGij) и выходящих (ΩGik) потоков пропорциональ­
но отношению массового расхода потока к сумме массовых расходов
всех входящих и выходящих потоков:
ΩGij = –∆Gi × Gj / (∑Gj + ∑Gk);
(3.7)
244
Балансовые расчеты...
ΩGik = ∆Gi × Gk / (∑Gj + ∑Gk),
(3.8)
где ∆Gi — дисбаланс i-го компонента (узкой фракции) в кг / час, рас­
считанный по уравнению (3.5) на последнем шаге итераций, Gj и Gk —
подобранные в результате итерационной процедуры «оптимальные»
массовые расходы входящих и выходящих потоков в кг / час.
Рассчитываются скорректированные массовые расходы ком­
понентов (узких фракций) во входящих (Gкij) и выходящих (Gкik)
потоках в кг / час:
Gкij = Gij + ΩGij,
Gкik = Gik + ΩGik.
(3.9)
(3.10)
Полученные скорректированные массы компонентов во всех по­
токах полностью сбалансированы. По скорректированным массам
компонентов рассчитываются скорректированные и полностью сба­
лансированные компонентно-фракционные составы потоков:
Zgkij = 100 × Gкij / ∑Gкij;
(3.11)
Zgkik = 100 × Gкik / ∑Gкik,
(3.12)
где Zgkij и Zgkik — скорректированное содержание i-го компонента во
входящих и выходящих потоках в % массовых.
Расчет по приведенным выше уравнениям полностью автомати­
зируется средствами электронных таблиц, поэтому коррекция по
такому способу проводится автоматически. Применение этого спо­
соба возможно в случае достаточно высокого качества эксперимен­
тальных данных, при которых компонентный дисбаланс является
минимальным. При более низком качестве исследований, при на­
личии систематических ошибок, а также при наличии в каких‑либо
потоках компонентов с очень низкой концентрацией (даже при
хорошем качестве измерений), при коррекции по первому способу
возможно получение отрицательных значений скорректированных
масс. В этом случае применяется более жесткий способ корректи­
ровки.
Автоматическое распределение дисбаланса пропорционально
массам компонентов в потоках. Этот способ заключается в вы­
числении поправок, нивелирующих дисбаланс, пропорционально
отношению массы компонента в потоке к суммарной массе компо­
3. Моделирование технологии и поточных схем...
245
нента во всех входящих и выходящих потоках. Последовательность
автоматического расчета поправок по этому способу заключается
в следующем.
Вычисляются поправки массовых расходов для каждого ком­
понента (узкой фракции) входящих (ΩG ij) и выходящих (ΩG iк)
потоков путем распределения дисбаланса компонента между пото­
ками пропорционально отношению массового расхода компонента
в потоке к сумме массовых расходов компонентов во всех входящих
и выходящих потоках:
ΩGij = –∆Gi × Gij / (∑Gij + ∑Gik),
(3.13)
ΩGiк = ∆Gi × Gik / (∑Gij + ∑Gik),
(3.14)
где ∆G i — дисбаланс i-го компонента (узкой фракции) в кг / час,
рассчитанный по уравнению (3.5) на последнем шаге итераций; Gij
и Gik — массовые расходы i-го компонента (узкой фракции) во вхо­
дящих и выходящих потоках в кг / час, рассчитанные по уравнениям
(3.3) и (3.4) на последнем шаге итераций.
Рассчитываются скорректированные массовые расходы ком­
понентов (узких фракций) во входящих (Gкij) и выходящих (Gкik)
потоках в кг / час по уравнениям (3.9) и (3.10). Полученные скор­
ректированные массы компонентов во всех потоках полностью
сбалансированы. По скорректированным массам компонентов рас­
считываются скорректированные и полностью сбалансированные
компонентно-фракционные составы потоков (в % массовых) по
уравнениям (3.11) и (3.12).
В качестве примера на рис. 3.2 представлено сравнение скор­
ректированных по вышеописанному способу КФС потоков од­
ноколонной стабилизации конденсата (см. раздел 2.5, рис. 2.14) с
экспериментальными данными. В данном случае коррекция выпол­
нена в разумных пределах, поэтому результаты экспериментальных
исследований можно считать вполне корректными, а скорректиро­
ванные КФС вполне обоснованно использовать далее для адаптации
модели.
Данный способ корректировки наиболее логичен и корректен по
отношению к экспериментальным данным. Кроме того, при коррек­
ции по этому способу в принципе невозможно получение отрицатель­
ных значений скорректированных масс. Единственным недостатком
Относительные отклонения содержания
–3
–2
–1
0
1
2
–170
–70
130
СК
Сбросной газ
230
330
Средние температуры кипения компонентов и узких фракций, °С
30
Сырье
ШФЛУ
430
Рис. 3.2. Относительные отклонения скорректированных компонентно-фракционных составов потоков уста­
новки одноколонной стабилизации конденсата от экспериментальных
компонентов и узких фракций, % масс.
3
246
Балансовые расчеты...
3. Моделирование технологии и поточных схем...
247
способа является то, что суммарные массы компонентов в потоках
отличаются от ранее вычисленных (с помощью вышеописанной ите­
рационной процедуры) «оптимальных» массовых расходов потоков.
Однако на дальнейшие расчеты это не оказывает никакого влияния.
Кроме того, необходимо иметь в виду что «оптимальные» расходы по­
лучены не с помощью прямых измерений, а подобраны опять же исхо­
дя из минимального дисбаланса массовых расходов всех компонентов
и узких фракций. Поэтому отличие массовых расходов потоков от по­
лученных ранее «оптимальных» можно расценивать как второй (бо­
лее тонкий) этап согласования материально-компонентного баланса.
Расчет по приведенным выше уравнениям также полностью ав­
томатизируется средствами электронных таблиц, соответственно
коррекция тоже проводится автоматически. По всем перечисленным
критериям способ вполне логичен, корректен и практически удобен,
поэтому рекомендуется в качестве основного.
Однако в случае грубых экспериментальных ошибок (при ко­
торых компонентный дисбаланс достигает весьма значительных
величин) применение второго способа оказывается практически
невозможным. В этом случае необходимо использовать третий спо­
соб — ручной корректировки масс компонентов.
Ручная коррекция массам компонентов в потоках. Этот способ
заключается в коррекции масс компонентов путем их «перетаскива­
ния» непосредственно на таблично-графических моделях, постро­
енных в среде электронных таблиц Microsoft Excel. Последователь­
ность действий заключается в следующем.
Формируется таблица материально-компонентного баланса, в ко­
лонках которой размещаются вычисленные по уравнениям (3.3) и
(3.4) массы компонентов всех потоков, кроме одного, выбранного в
качестве «сбросового» (например, одного из выходящих потоков).
Для этого потока массы компонентов вычисляются по уравнению,
подобному уравнению (3.2):
Gix = ∑Gij – ∑(–x)Gik,
(3.15)
где Gix — массовый расход i‑го компонента в «сбросовом» потоке
в кг / час; ∑Gij — сумма массовых расходов i‑го компонента во вхо­
дящих потоках в кг / час; ∑(–x) Gik — сумма массовых расходов i‑го
компонента в выходящих потоках за минусом массового расхода i‑го
компонента в «сбросовом» потоке в кг / час.
248
Балансовые расчеты...
В результате в такой таблице автоматически увязывается матери­
ально-компонентный баланс. На графики в координатах «Массовый
расход компонента — температура кипения» выводятся кривые для
всех входящих и выходящих потоков. С помощью манипулятора
«мышь» корректируются массы компонентов, значительно иска­
жающие логику распределения масс компонентов по температурам
кипения. Коррекция производится для масс компонентов любого
потока, кроме «сбросового», путем «перетаскивания» точек графика
мышью на «нужную» позицию. При этом скорректированное таким
образом значение массы компонента фиксируется в сводной таблице
и автоматически по уравнению (3.15) вычисляется масса этого же
компонента в «сбросовом» потоке.
По ходу графической коррекции вычисляются поправки мас­
совых расходов компонентов (узких фракций) во входящих (ΩGij)
и выходящих (ΩGik) потоках в кг / час:
ΩGij = Gij – Gкij;
(3.16)
ΩGik = Gik – Gкik,
(3.17)
где Gij и Gik — массовые расходы i-го компонента (узкой фракции) во
входящих и выходящих потоках в кг / час, рассчитанные по уравне­
ниям (3.3) и (3.4) на последнем шаге итераций; Gкij и Gкik — массовые
расходы i-го компонента (узкой фракции) во входящих и выходя­
щих потоках в кг / час, скорректированные вышеописанным графи­
ческим способом.
Полученные таким способом скорректированные массы компо­
нентов во всех потоках также полностью сбалансированы. По скор­
ректированным массам компонентов рассчитываются скорректиро­
ванные и полностью сбалансированные компонентно-фракционные
составы потоков (в % массовых) по уравнениям (3.11) и (3.12).
Таким образом, с помощью описанной расчетно-графической мо­
дели квалифицированный эксперт может скорректировать (в разум­
ных пределах) недоброкачественную экспериментальную информа­
цию и получить полностью сбалансированные массы компонентов
во всех потоках. Естественно, что такой способ корректировки при­
меняется лишь в крайних случаях.
Выполнение описанных выше процедур в полном объеме, хотя
и является достаточно трудоемким, однако позволяет получить до­
3. Моделирование технологии и поточных схем...
249
статочно надежные экспериментальные данные для создания адек­
ватной модели технологического объекта на основе ее адаптации.
Технологические расчеты по адаптированной на такой эксперимен­
тальной базе модели будут весьма надежными и гарантированными
от серьезных ошибок. Использование таких моделей в практике
планирования, производственного анализа, разработки программ и
проектов реконструкции и развития позволит значительно повы­
сить качество решаемых задач.
3.2. Адаптации моделей технологических объектов
переработки углеводородного сырья на основе результатов
их обследования
Адаптация модели проводится после завершения обследования ус­
тановки и обработки результатов экспериментальных исследований.
Адаптацию модели можно определить как работу по приведению
полученных по модели расчетных параметров и показателей в соот­
ветствие с измеренными значениями соответствующих параметров
и показателей.
Модель обследованного объекта создается с помощью системы
технологического моделирования. Краткая характеристика наибо­
лее популярных в России систем технологического моделирования
представлена в начале главы 3.
В зависимости от конкретно решаемой задачи можно выделить
этапы первичного моделирования, корректировки модели и адапта­
ции модели.
Первичное моделирование проводится при полном обследовании
промысловой технологии. Оно заключается в «сборке» принципи­
альной схемы промысловой подготовки в среде системы техноло­
гического моделирования в полном соответствии с реально действу­
ющей технологической схемой.
Работа по корректировке модели также проводится при полном
обследовании промысловой технологии после ее реконструкции,
подключения новых объектов и аппаратов. Оно заключается во
внесении в ранее созданную модель изменений, полностью соответ­
ствующих изменениям реально действующей технологической схе­
мы в результате проведенной реконструкции, подключения новых
объектов и аппаратов и т. п.
250
Балансовые расчеты...
После завершения этапа первичного моделирования или работы
по корректировке модели производится ее адаптация по резуль­
татам обследования технологии. Процедура адаптации моделей,
как подробно обсуждалось в начале главы, до настоящего времени
математически в полном объеме не алгоритмизирована и не автома­
тизирована, что не дает возможности полностью автоматизировать и
унифицировать эту работу. Суть решения задачи адаптации модели
в общем случае заключается в подборе таких характеристик потоков
и параметров технологических аппаратов, при которых рассчитан­
ные по модели параметры и показатели будут максимально близко
соответствовать их экспериментальным значениям. Для получения
адекватной модели работу по ее адаптации должен проводить квали­
фицированный эксперт.
Процедура адаптации модели зависит от объема исходных дан­
ных, который, в свою очередь, зависит от программы обследований
промысловой технологии. В соответствии с этим, выделяется про­
цедура адаптации модели на базе полного и сокращенного массивов
экспериментальной информации.
3.2.1. Адаптация модели на базе полного массива
экспериментальной информации
Адаптация на базе полного массива экспериментальной информа­
ции проводится по результатам полного и текущего обследования
установки. В этом случае в распоряжении эксперта имеются техно­
логические параметры аппаратов, расходы и КФС всех основных
потоков.
Прежде всего, необходимо задать компонентно-фракционные
составы входящих потоков — поступающего на моделируемую
установку сырья. Если сырьевые потоки (поток) установки экс­
периментально исследованы, в модель вводятся полученные при
исследовании результаты. Если в процессе обработки результатов
обследований проводилась изложенная в предыдущем разделе
процедура корректировки КФС исследованных потоков по мате­
риально-компонентному балансу, тогда целесообразно ввести в
адаптируемую модель скорректированные КФС поступающего на
установку сырья. Если же сырье установки экспериментально не ис­
следовалось по субъективным или объективным (невозможность от­
бора представительных проб) причинам, необходимо задать началь­
3. Моделирование технологии и поточных схем...
251
ное приближение КФС сырьевых потоков. Такая ситуация имеет
место, например, при обследованиях газоконденсатных промыслов:
как было показано в предыдущем разделе, непосредственное экспе­
риментальное определение КФС поступающего на промысел сырья
невозможно из‑за невозможности отбора его представительной
пробы вследствие его двух или трехфазного состояния от забоя сква­
жины до входного сепаратора промысла. В этом случае определение
объема и КФС поступающего на промысел сырья является одной из
главных задач адаптации модели.
Для определения объема и КФС поступающего на промысел
сырья поступают следующим образом. Из массива полученных по
результатам обследований экспериментальных КФС выбирают два
смежных потока газа и конденсата. Обычно выбираются товарный
газ и товарный нестабильный конденсат, или потоки газа и конденса­
та, выходящие из входного сепаратора. Решение о выборе принимает
эксперт на основании анализа качества экспериментальных данных
в процессе обработки результатов обследований в соответствии
с методами, изложенными в разделе 3.1. В адаптируемой модели
создается искусственный смеситель, с помощью которого рекомби­
нируется КФС поступающего на промысел сырья путем смешения
выбранных для моделирования потоков газа и конденсата, расходы
которых подбираются в процессе адаптации.
В целом при адаптации моделей любых установок в случае отсут­
ствия экспериментально исследованных компонентно-фракционных
составов входящих потоков их моделируют подобно вышеизложен­
ному, рекомбинируя из продуктовых или промежуточных потоков,
КФС которых экспериментально исследованы. Если подобная ре­
комбинация невозможна, за начальное приближение можно принять
КФС, смоделированные любым доступным способом, например, по
результатам расчетов объектов, откуда сырье поступает на модели­
руемую установку. Общих рецептов на все случаи дать невозможно.
После задания объемов и КФС входящих потоков (или их на­
чального приближения) в бланках входных потоков и технологиче­
ских аппаратов задаются значения давлений, полученные по резуль­
татам измерений (зафиксированные в режимных листах установки).
Температуры сырьевых потоков, а также для потоков на выходе
теплообменников, нагревателей, холодильников также задаются по
результатам измерений (режимным листам).
252
Балансовые расчеты...
После этого перед началом расчетов эксперт должен точно оп­
ределить, с помощью каких параметров можно управлять процес­
сом адаптации модели. Определяется это на основании анализа
моделируемой схемы и имеющегося набора исходных данных —
общих правил на все случаи дать невозможно. Обычно в качестве
«регулируемых» параметров можно использовать: эквивалентное
число теоретических тарелок (или КПД тарелок при задании их
фактического числа) в ректификационной колонне; флегмовое
число ректификационной колонны; коэффициенты теплопереда­
чи в трубопроводах и теплообменниках; уносы жидкости с газом
и захват газа жидкостью в сепараторах; коэффициенты гидравли­
ческой эффективности трубопроводов; термодинамические КПД
компрессоров, насосов, турбодетандеров, эжекторов; подбирае­
мые с помощью рекомбинации объемы и КФС сырьевых потоков
и т. п.
После этого по модели проводится комплекс расчетов, в процессе
которых подбираются такие значения выбранных экспертом «регу­
лируемых» параметров, при которых рассчитанные по модели зна­
чения параметров и показателей максимально близки результатам
измерений. Объективных алгоритмов процесса подбора таких пара­
метров пока, к сожалению, не создано (как неоднократно показано
ранее), можно дать лишь общие рекомендации и некоторые частные
примеры.
Прежде всего, целесообразно процедуру подбора «регулиру­
емых» параметров разделить на два основных этапа — «грубой»
и «точной» регулировки.
На первом этапе подбор регулируемых параметров осущест­
вляется по критерию равенства расчетных и измеренных объемов
продуктов моделируемой установки. Это условие непременно
должно выполняться, если объемы продуктов измерены хозрасчет­
ными или коммерческими приборами. Если же объемы продуктов
измерены технологическими приборами, расчетные объемы могут
в разумных пределах отличаться от измеренных. При этом целе­
сообразно руководствоваться не непосредственно результатами
измерений, а объемами, полученными в результате формирования
материально-компонентного баланса установки в процессе итера­
ционной процедуры, описанной в разделе 3.1 (если эта процедура
проводилась).
253
3. Моделирование технологии и поточных схем...
На втором этапе (после достижения соответствия расчетных
и измеренных расходов продуктов установки) проводится проверка
соответствия расчетных и измеренных значений температур для
потоков, температура которых определяется расчетным путем, а
также экспериментальных и расчетных компонентно-фракционных
составов потоков. Наглядным средством проверки соответствия рас­
четных и экспериментальных КФС является их графическое сопос­
тавление, пример которого представлен на рис. 3.3. На этом графике
приведены полученные в результате экспериментальных исследо­
ваний и рассчитанные по модели содержания компонентов и узких
фракций потока нестабильного конденсата из входного сепаратора
С-1 установки промысловой подготовки газоконденсатного флюида
(см. раздел 2.2.2, рис. 2.3). Представленная картина свидетельствует
о достаточно хорошем соответствии экспериментальных данных и
результатов расчетов. Однако столь близкого совпадения удается
добиться далеко не всегда.
Содержание компонентов
и узких фракций, % масс.
100
Расчет
Эксперимент
10
1
0,1
0,01
0,001
0,0001
–170
–70
30
130
230
330
430
530
Средние температуры кипения компонентов и узких фракций, °С
Рис. 3.3. Сравнение компонентно-фракционных составов потока НК из
входного сепаратора установки подготовки газоконденсатного флюида по
результатам экспериментальных исследований и моделирования
Для более наглядного и строгого сравнения соответствия рас­
четных и экспериментальных КФС вычисляют отклонения мас­
254
Балансовые расчеты...
Относительные отклонения содержаний
компонентов и узких фракций, % масс.
сового содержания (в процентах) компонентов и узких фракций
потоков, рассчитанных по модели и полученных экспериментально
по результатам обследования. Причем необходимо вычислять и
сравнивать не абсолютные, а относительные отклонения, поскольку
одни и те же абсолютные отклонения для компонентов, содержание
которых различаются на порядки, совершенно не показательны.
В качестве примера на рис. 3.4 представлены результаты сравнения
экспериментального и расчетного КФС НК из промежуточного
сепаратора С-4 установки промысловой подготовки газоконденсат­
ного флюида (раздел 2.2.2, рис. 2.3) по относительным отклонениям
массового содержания компонентов и фракций. Необходимо иметь в
виду, что такое сравнение очень чувствительно, и поэтому во многих
случаях картина может быть весьма неприглядной по сравнению
с графиком, представленным на рис. 3.3. Следует отметить, что в
представленном на рис. 3.4 примере соответствие расчетного и экс­
периментального КФС следует признать вполне удовлетворитель­
ным. Такой вывод можно сделать на основании многолетнего опыта
адаптации технологических моделей — нередко достигается гораздо
худшее соответствие. Причины этого подробно проанализированы в
начале главы.
25
20
15
10
5
0
–170 –120 –70
–5
–10
–15
–20
30
80
130
180
230
280
330
Средние температуры кипения компонентов и узких фракций, °С
–20
–25
Рис. 3.4. Относительные отклонения расчетных и экспериментальных ком­
понентно-фракционных составов потока НК из промежуточного сепарато­
ра установки подготовки газоконденсатного флюида
3. Моделирование технологии и поточных схем...
255
В случае, если отклонения расчетных и экспериментальных со­
ставов по экспертной оценке находится в допустимых пределах (как,
например, в рассматриваемом примере), проверку соответствия
расчетных и экспериментальных КФС можно считать удовлет­
ворительной. В противном случае необходимо проанализировать
причину рассогласований и по возможности продолжить процедуру
адаптации модели путем изменения «регулируемых» параметров.
Одной из наиболее распространенных причин рассогласования
экспериментальных и расчетных КФС является наличие капель­
ного уноса жидкой фазы (например, нестабильного конденсата из
сепараторов газоконденсатного промысла). В частности, весьма чувс­
твительным к капельному уносу является КФС конденсата, отобран­
ного из сепаратора следующего по ходу потока газа (см. раздел 2.2.2,
рис. 2.3). Например — капельный унос жидкой фазы из сепаратора
первой ступени С-1 можно идентифицировать по КФС конденсата,
отобранного из промежуточного сепаратора С-4, соответственно, унос
из промежуточного сепаратора С-4 идентифицируется по КФС кон­
денсата низкотемпературной ступени сепарации С-2.
В этом случае имеется возможность скорректировать расчет­
ные параметры сепаратора, подобрав в нем соответствующий
капельный унос конденсата. Пример такой коррекции приведен
на рис. 3.5. Линия «Расчет (равновесие в С-1)», соответствующая
КФС конденсата из промежуточного сепаратора С-4, рассчитанно­
му без учета уноса конденсата из сепаратора первой ступени С-1,
значительно отличается от линии «Эксперимент», соответству­
ющей экспериментальному составу. В результате подбора уноса
конденсата из входного сепаратора получен расчетный поток кон­
денсата из промежуточного сепаратора, отображаемый на рис. 3.5
линией «Расчет (унос НК из С-16 г/ст.м3)», достаточно хорошо
соответствующей экспериментальному составу. Таким образом,
при подборе уноса решаются сразу две задачи – определение по­
казателя гидравлической эффективности сепаратора (величины
капельного уноса) и достижение соответствия расчетных и изме­
ренных параметров и показателей.
Подобным образом, сравнивая КФС продуктов ректификаци­
онной колонны, можно подобрать адекватные параметры колонны,
такие как эквивалентное число теоретических тарелок или КПД
тарелок (если в спецификации колонны задано фактическое число
256
Балансовые расчеты...
Содержание компонентов и узких фракций, % масс.
тарелок), флегмовое число, профиль температур. В качестве при­
мера на рис. 3.6 представлено сравнение рассчитанных по модели
и скорректированных по материально-компонентному балансу
КФС потоков установки одноколонной стабилизации конденсата
(см. раздел 2.5, рис. 2.14) в процессе адаптации модели. В данном
случае осуществлялся подбор адекватного значения эквивалентного
числа теоретических тарелок колонны стабилизации, сопоставляя
рассчитанные по модели и скорректированные экспериментальные
(увязанные по материально-компонентному балансу) КФС потоки
подбирали в процессе итераций число теоретических тарелок, при
котором различие расчетных и скорректированных КФС станови­
лось минимальным.
100
10
1
0,1
Расчет (унос НК из С-16 г/ст. м3)
Эксперимент
Расчет (равновесие в С-1)
0,01
–170
–70
30
130
230
330
Средние температуры кипения компонентов и узких фракций, °С
Рис. 3.5. Подбор значения капельного уноса конденсата из входного сепа­
ратора С-1 по КФС НК, отобранного из промежуточного сепаратора
В процессе «тонкой» адаптации наряду со сравнением КФС
потоков целесообразно также в некоторых случаях сравнивать
физико-химические характеристики потоков, рассчитанные по
модели и определенные экспериментально. В качестве примера
0,0001
–170
0,001
0,01
0,1
1
10
–70
30
130
230
330
Средние температуры кипения компонентов и узких фракций, °С
430
Сырье — коррекция по комп. балансу
СК — коррекция по комп. балансу
ШФЛУ — коррекция по комп. балансу
Сбр. газ — коррекция по комп. балансу
Рис. 3.6. Сравнение компонентно-фракционных составов потоков установки одноколонной стабилизации кон­
денсата в процессе адаптации модели
Содержание компонентов и узких фракций, % масс.
100
Сырье — модель
СК — модель
ШФЛУ — модель
Сбр. газ — модель
3. Моделирование технологии и поточных схем...
257
258
Балансовые расчеты...
такого сопоставления в табл. 3.1 представлено выполненное в
процессе адаптации модели сравнение расчетных и эксперимен­
тальных физико-химических характеристик потоков установки
первичной переработки стабильного конденсата (см. раздел 2.5.1,
рис. 2.19). В данном случае результаты сравнения свидетельствуют
о приемлемом соответствии физико-химических свойств потоков,
рассчитанных по модели и полученных экспериментально, что в
свою очередь свидетельствует о вполне приемлемой степени адек­
ватности адаптированной модели.
Таблица 3.1. Сравнение физико-химических свойств потоков установки
переработки СК, рассчитанных по модели и полученных по результатам
экспериментальных исследований
Характеристики потоков
Модель
Эксперимент
Сырье установки
Абс. откл.
Отн. откл., %
Модель
Эксперимент
Верх И–1
Абс. откл.
Отн. откл., %
Модель
Эксперимент
Куб И–1
Абс. откл.
Отн. откл., %
Модель
Эксперимент
Куб К–1
Абс. откл.
Отн. откл., %
Модель
Эксперимент
К–2/2
Абс. откл.
Отн. откл., %
Ст. плот–
ность,
кг/м3
751,3
750,4
0,9
0,12
713
717,2
–4,2
–0,59
785,4
785,4
0
0,00
857,9
879,2
–21,3
–2,42
834,7
833,5
1,2
0,14
ДНП по
Ст.
Рейду, мм вязкость,
рт. ст.
мм2/сек
218,6
0,982
——
0,958
——
0,024
——
2,51
——
0,623
——
0,625
——
–0,002
——
–0,32
79,6
1,569
—
1,515
—
0,054
—
3,56
—
14,627
—
—
—
—
—
—
—
4,569
—
4,648
—
–0,079
—
–1,70
Темп.
застывания, °С
–42,3
—
—
—
—
—
—
—
–25,2
—
—
—
22,1
28
–5,9
—
–10,4
–10
–0,4
Темп.
помутнения, °С
–18,3
—
—
—
—
—
—
—
–6,6
—
—
—
26
—
—
—
–5,8
–3
–2,8
—
—
259
3. Моделирование технологии и поточных схем...
Характеристики потоков
К–2/1
Верх К–1
Куб К–3
Бок К–3
Верх К–3
Модель
Эксперимент
Абс. откл.
Отн. откл., %
Модель
Эксперимент
Абс. откл.
Отн. откл., %
Модель
Эксперимент
Абс. откл.
Отн. откл., %
Модель
Эксперимент
Абс. откл.
Отн. откл., %
Модель
Эксперимент
Абс. откл.
Отн. откл., %
Ст. плот–
ность,
кг/м3
796,1
795,7
0,4
0,05
743,7
738,4
5,3
0,72
769
768,3
0,7
0,09
742
739,7
2,3
0,31
701,7
696,7
5
0,72
ДНП по
Ст.
Рейду, мм вязкость,
рт. ст.
мм2/сек
—
1,562
—
1,600
—
–0,038
—
–2,38
133,3
0,764
—
0,735
—
0,029
—
3,95
—
0,949
—
0,955
—
–0,006
—
–0,63
109,5
0,739
—
0,725
—
0,014
—
1,93
375,8
0,579
—
0,552
—
0,027
—
4,89
Темп.
застывания, °С
–46,9
–56
9,1
—
—
—
—
—
–74
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
Темп.
помутнения, °С
–40,4
–16
–24,4
—
—
—
—
—
–69,4
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
Подобных примеров можно привести множество. Как уже не­
однократно сказано, однозначного алгоритма адаптации модели, к
сожалению, пока не создано, поэтому наилучшие способы должен
выбрать эксперт в каждом конкретном случае. В представленных
выше примерах показали некоторые возможные приемы, которые с
успехом применялись в процессе многолетней научно-практической
работы, однако вполне возможно создание и использование других
методов. В любом случае весьма целесообразно перед проведением
работы по адаптации модели создать шаблоны электронных таблиц
и графиков для оперативного и наглядного сопоставления результа­
тов расчетов по адаптируемой модели с результатами эксперимен­
тальных исследований и оперативными данными режимных листов
и аналитического контроля составов и свойств потоков. При этом в
таблицы следует вывести для сравнения все параметры и показатели
260
Балансовые расчеты...
(расходные, технологические, составы и свойства потоков), по кото­
рым имеются экспериментальные и оперативные данные. В таблицах
кроме экспериментальных (измеренных) и рассчитанных по модели
значений параметров и показателей целесообразно автоматически
вычислять абсолютные и относительные отклонения с выводом на­
иболее важных значений и отклонений на графики. Рекомендуется
также при этом вычислять суммарные среднеквадратичные откло­
нения по всему комплексу экспериментально определенных (изме­
ренных) параметров и показателей. Использование таких шаблонов,
хотя и требует достаточно скрупулезной работы при их подготовке,
позволит даже без автоматизированного алгоритма адаптации мето­
дом экспертного подбора получить наилучшие результаты (наибо­
лее адекватную модель), а также оценить степень ее расхождения
с результатами измерений и экспериментальными данными.
3.2.2. Адаптация модели на базе сокращенного массива
экспериментальной информации, экспериментальнорасчетный мониторинг
Процедура адаптации на базе сокращенного массива эксперимен­
тальной информации проводится по результатам оперативных
обследований промысловой технологии. В сокращенном массиве
представлены только технологические параметры аппаратов и рас­
ходы промысловых продуктов, КФС экспериментально определя­
ются только для промысловых продуктов. В этом случае процедура
адаптации модели в целом не отличается от вышеизложенной, од­
нако сопоставление рассчитанных по модели и экспериментальных
(измеренных) значений проводится для ограниченного массива
параметров и показателей.
В целом, по результатам адаптации, модели обследованной уста­
новки, не зависимо от вида обследования и объема данных, исполь­
зованных при адаптации, формируется комплексный эксперимен­
тально-расчетный массив параметров и показателей, включающий:
— массовые, объемные и мольные расходы всех потоков установ­
ки — сырьевых, промежуточных, продуктовых;
— технологические параметры (давления и температуры) всех
аппаратов и потоков;
— КФС, физико-химические характеристики и показатели ка­
чества всех сырьевых, промежуточных, продуктовых потоков;
3. Моделирование технологии и поточных схем...
261
— основные характеристики технологических аппаратов (ка­
пельные уносы жидкой фазы из сепараторов, коэффициенты
теплопроводности теплообменников, эквивалентные числа
тарелок или КПД тарелок ректификационных колонн, флег­
мовые числа ректификационных колонн и пр.);
— материально-компонентные балансы обследованной установ­
ки в целом и каждого отдельного технологического аппарата.
Для параметров и показателей, которые были в процессе обследова­
ний определены экспериментально, в сводных таблицах приводятся и
экспериментальные, и расчетные значения, а также абсолютные и отно­
сительные отклонения расчетных и экспериментальных значений.
Существенное значение для качества моделирования действую­
щих технологических объектов имеет периодичность выполняемой
работы по обследованию и моделированию технологии — при перехо­
де от разовых или эпизодических работ к планомерно повторяющим­
ся (например, ежемесячно) нарабатывается статистика расширенного
экспериментально-расчетного массива параметров и показателей тех­
нологического процесса в представленном выше объеме. Этот массив
можно изучать и анализировать с позиции стабильности параметров
во времени, влияния на них сезонных факторов, отклонения измерен­
ных и расчетных параметров и показателей во времени, характеризуя
точность и статистическую достоверность модели промысла, и т. п. Та­
кую работу можно классифицировать как экспериментально-расчет­
ный мониторинг, основанный на обследовании и ретроспективном
моделировании технологического объекта. Подобные работы в ОАО
«Газпром» ранее не проводились, а сведений о таких работах в нефте­
добыче и нефтепереработке мы не имеем (с большой долей вероятнос­
ти они также не проводились), поэтому необходимо дать определения
новым введенным нами терминам.
Термин «ретроспективное» моделирование будем использовать
в качестве обобщенного названия комплексной работы по перио­
дической адаптации модели технологической установки на основе
ретроспективной (собранной и усредненной за установленные вре­
менные интервалы) информации по расходным и технологическим
параметрам, составам и свойствам потоков установки. По сути, в дан­
ном определении ретроспективное моделирование — это периодиче­
ская адаптация технологической модели на базе сокращенного масси­
ва экспериментальных и измеренных параметров и показателей.
262
Балансовые расчеты...
Экспериментально-расчетный массив параметров и показателей
определим как комплекс непосредственно измеренных, полученных
в результате экспериментальных исследований и рассчитанных по
адаптированной модели параметров и показателей технологической
установки.
Под экспериментально-расчетным мониторингом будем пони­
мать работу по получению и наработке статистики эксперименталь­
но-расчетного массива параметров и показателей, усредненных за
установленные временные интервалы (среднемесячные, среднеквар­
тальные, среднегодовые и т. п.).
Цель экспериментально расчетного мониторинга заключается
в проведении статистически достоверного анализа параметров и
показателей технологической установки и в получении адекватной
статистически достоверной технологической модели. Такая модель,
в отличие от полученной на базе разовых обследований, может более
надежно использоваться при текущем и перспективном планирова­
нии, разработке инвестиционных программ и проектов реконструк­
ции и развития технологии.
В задачу экспериментально расчетного мониторинга входит
получение расширенного экспериментально расчетного массива па­
раметров и показателей, усредненных за установленные временные
интервалы, наработка статистики этих параметров и показателей и
их анализ с целью выявления зависимостей и закономерностей, по­
иска «узких мест» и т. п.
При мониторинге, как правило, могут проводиться оператив­
ные обследования технологии. Полные обследования должны
проводиться лишь для вновь вводимых и ранее не обследованных
установок. Текущие обследования должны проводиться по необ­
ходимости, которая может быть вызвана проведенной работой
по реконструкции установки, либо при невозможности получить
достаточно адекватную модель по результатам оперативных об­
следований.
В качестве базовой периодичности проведения оперативных об­
следований в порядке экспериментально-расчетного мониторинга
на начальной стадии освоения этой работы целесообразно выбрать
один календарный месяц. При достаточной отработке процедур и
при производственной необходимости периодичность может быть
уменьшена (например, до одной декады, недели, суток).
3. Моделирование технологии и поточных схем...
263
При проведении экспериментально-расчетного мониторинга для
адаптации модели необходимо использовать оперативную инфор­
мацию по технологическим и расходным параметрам и результатам
экспериментальных исследований КФС, усредненным за расчетный
временной интервал. Если экспериментальная информация по КФС
представляется ненадежной, целесообразно использовать КФС, по­
лученные на основе усреднения экспериментальных данных за более
длительные временные интервалы (квартал, полугодие, год) или
рассчитанные по ранее адаптированным моделям.
В настоящее время изложенные выше работы по эксперименталь­
но-расчетному мониторингу опробуются на объектах ООО Уренгой­
газпром. Ведутся эти работы специалистами ООО Уренгойгазпром
и ООО Газпромразвитие. Первые результаты этой работы выявили
ряд вопросов и направлений для совершенствования используемой
методологии. Тем не менее, на базе достаточно подробной (среднесу­
точной) динамики оперативной информации по режимам и расходам
потоков промысловых установок за один календарный год адаптиро­
ваны среднемесячные технологические модели, в достаточной степе­
ни адекватные оперативной информации и данным аналитического
контроля по составам промысловых продуктов – товарного газа
и нестабильного конденсата. С помощью этих моделей получены
среднемесячные расширенные экспериментально-расчетные мас­
сивы параметров и показателей промысловой технологии. Анализ
полученных моделей и информационного массива свидетельствует о
достаточной стабильности среднемесячных параметров и показате­
лей и характеристик среднемесячных моделей. В ближайшее время
планируется расширить работы по экспериментально-расчетному
мониторингу на другие технологические объекты.
3.3. Анализ эффективности переработки углеводородного
сырья на основе функций отбора компонентов
и узких фракций
В процессе обследования технологических объектов, создании
и адаптации их моделей, а также при планировании, проектирова­
нии, производственном анализе, разработке технических решений
и программ реконструкции и развития технологии нередко возни­
264
Балансовые расчеты...
кает вопрос об эффективности технологических процессов. В целом
в различных случаях используются различные критерии эффектив­
ности технологии, такие как эквивалентные числа теоретических
тарелок, КПД тарелок, капельные уносы из сепараторов, отборы це­
левых компонентов и фракций в продукты переработки, показатели
качества продуктов переработки и т. п. Описанные в настоящей гла­
ве работы по обследованию и моделированию технологических объ­
ектов дают возможность формулировки и определения обобщенного
критерия эффективности технологии «физической» переработки
УВС газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений.
Суть этого критерия состоит в следующем.
Рассмотренная в главе 2 технология «физической» (без химиче­
ского преобразования компонентов) переработки добываемого УВС
газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений базиру­
ется, как уже обсуждалось в начале главы 2, на термодинамике фа­
зовых равновесий «газ–жидкость». Равновесные (или не достигшие
равновесия) газовая и жидкая фазы разделяются на газообразные и
жидкие потоки в результате процессов сепарации и ректификации,
осуществляемых в соответствующих технологических аппаратах.
Назначение процессов сепарации и ректификации заключается в
разделении углеводородной смеси на индивидуальные углеводороды
и фракции углеводородов с определенными интервалами температур
кипения. К сожалению, в реальных технологических аппаратах раз­
делить сырье строго по заданным интервалам температур кипения
невозможно в принципе, поскольку каждый технологический аппарат
имеет определенную эффективность (или четкость) разделения угле­
водородных компонентов и фракций между выходящими потоками
газа и жидкости.
В процессе расчетных исследований нами было установлено,
что в качестве обобщенного и весьма наглядного критерия эффек­
тивности любого процесса «физической» переработки УВС можно
использовать распределение компонентов и узких фракций сырья
между вырабатываемым продуктами. Для количественного описа­
ния такого распределения наилучшим образом подходит достаточно
часто используемый на практике коэффициент отбора, под кото­
рым понимается массовая доля (в %) компонента (узкой фракции)
сырья, отбираемая при его переработке в один из продуктов. В об­
265
3. Моделирование технологии и поточных схем...
щем случае коэффициенты отбора компонентов (узких фракций)
в один из выходящих потоков рассчитываются по уравнению:
Kiк = Giк × 100 / ΣGik,
(3.18)
где Kiк — коэффициент отбора i-го компонента (узкой фракции),
поступающего на переработку в составе сырья, в k-й продукт в %
масс.; Giк — массовый расход i-го компонента (узкой фракции), в
k‑ом продукт продукте в кг / час; ΣGiк — сумма массовых расходов
i-го компонента (узкой фракции) во всех продуктах переработки
в кг / час (эквивалентна сумме массовых расходов i-го компонента
в поступающих на переработку сырьевых потоках).
Коэффициенты отбора фактически являются удельными балан­
совыми показателями, но относящимися не к общему материальному
балансу процесса, а к его материально-компонентному (или просто
компонентному) балансу. В качестве примера в табл. 3.2 представ­
лен расчет коэффициентов отбора компонентов добываемого сырья
газоконденсатного месторождения в товарный газ на установках
промысловой подготовки газоконденсатных флюидов (в данном
случае вся установка промысловой подготовки добываемого флюи­
да рассматривается как единый технологический процесс).
Таблица 3.2. Расчет коэффициентов отбора компонентов
газоконденсатного добываемого флюида в товарный газ на установках
промысловой подготовки
Компонент,
фракция
Mетан
Этан
Пропан
Изобутан
H–бутан
Изопентан
H–пентан
Фр. 45–60 °С
Фр. 60–70 °С
Фр. 70–80 °С
ТемпеМассовый расход, кг/час
Коэффициент отбора компонентов
ратура
и узких фракций в товарный газ,
кипе- Добывае- Товарный НК
% масс.
мый
флюид
газ
ния, °С
–161,5
24 8827
246693
2134
100 ×246693 / 248 827 =
99,14
–88,6
28 005
23196
4809
100 × 23196 / 28 005 =
82,83
–42,1
29 621
14877
14744
100 × 14877 / 29 621 =
50,22
–11,7
11 464
3362
8102
100 × 3362 / 11 464 =
29,33
–0,5
14 515
2933
11582
100 × 2933 / 14 515 =
20,21
27,8
7601
658
6943
100 × 658 / 7601 =
8,66
36,1
7512
472
7040
100 × 472 / 7512 =
6,29
52,5
1329
42
1287
100 × 42 / 1329 =
3,19
65
10 583
196
10387
100 × 196 / 10 583 =
1,86
75
3635
42,9
3592
100 × 42.9 / 3635 =
1,18
266
Окончание таблицы 3.2
ТемпеМассовый расход, кг/час
Компонент, ратура
фракция
кипе- Добывае- Товарный НК
газ
ния, °С мый флюид
Фр. 80–90 °С
85
4313
32,0
4281
Фр. 90–100 °С
95
9565
44,2
9521
Фр. 100–110 °С
105
8963
25,8
8937
Фр. 110–120 °С
115
7255
13,1
7242
Фр. 120–130 °C
125
4357
5,02
4352
Фр. 130–140 °C
135
4771
3,60
4768
Фр. 140–150 °C
145
2976
1,52
2974
Фр. 150–160 °C
155
4430
1,59
4429
Фр. 160–170 °C
165
3539
0,92
3538
Фр. 170–180 °C
175
3244
0,64
3243
Фр. 180–190 °C
185
2124
0,32
2124
Фр. 190–200 °C
195
2636
0,32
2636
Фр. 200–210 °C
205
1719
0,17
1719
Фр. 210–220 °C
215
2365
0,20
2365
Фр. 220–230 °C
225
1487
0,00
1487
Балансовые расчеты...
Коэффициент отбора компонентов
и узких фракций в товарный газ,
% масс.
100 × 32.0 / 4313 =
100 × 44.2 / 9565 =
100 × 25.8 / 8963 =
100 × 13.1 / 7255 =
100 × 5.02 / 4357 =
100 × 3.60 / 4771 =
100 × 1.52 / 2976 =
100 × 1.59 / 4430 =
100 × 0.92 / 3539 =
100 × 0.64 / 3244 =
100 × 0.32 / 2124 =
100 × 0.32 / 2636 =
100 × 0.17 / 1719 =
100 × 0.20 / 2365 =
100 × 0.00 / 1487 =
0,74
0,46
0,29
0,18
0,12
0,075
0,051
0,036
0,026
0,020
0,015
0,012
0,010
0,008
0,000
Коэффициенты отбора отдельных компонентов и целевых фрак­
ций довольно часто рассчитываются и используются при оценке
эффективности различных технологических процессов, в част­
ности, процессов промысловой подготовки. Однако определение
коэффициентов отбора отдельных углеводородов не дает полного
представления об эффективности технологического процесса. По­
скольку основной задачей «физической» переработки УВС является
максимально селективное разделение сырья на целевые компоненты
и фракции, вполне логичным критерием эффективности таких тех­
нологических процессов представляется одновременное отображе­
ние коэффициентов отбора всех углеводородов в виде специальной
функции. Вид этой функции логично вытекает из следующих рас­
суждений.
Поскольку все технологические процессы «физической» пере­
работки УВС описываются термодинамикой фазовых равновесий
«газ — жидкость», коэффициенты отбора углеводородов (инди­
видуальных компонентов и узких фракций) имеют монотонную
зависимость от их нормальной температуры кипения, т. е. темпе­
3. Моделирование технологии и поточных схем...
267
ратуры кипения при атмосферном давлении. Объясняется это тем,
что с ростом нормальной температуры кипения углеводородов
монотонно растет их давление насыщенных паров (летучесть) при
температуре технологического процесса. В соответствии с законами
термодинамики фазовых переходов «газ–жидкость» по мере роста
давления насыщенных паров увеличивается доля углеводорода, пе­
реходящего в паровую фазу, т. е. коэффициент отбора углеводорода
в газ. Соответственно, если построить зависимость коэффициентов
отбора компонентов и узких фракций от температуры их кипения,
получим монотонную функцию, которую назовем функцией отбора.
Соб­ственно монотонность зависимости коэффициентов отбора от
температуры кипения углеводородов (компонентов и узких фрак­
ций) можно отметить в табл. 3.2 — коэффициенты отбора монотонно
снижаются по мере повышения температуры кипения.
Использование в качестве аргумента функции отбора нормаль­
ной температуры кипения (а не давления насыщенных паров, напри­
мер) предпочтительно вследствие того, что нормальная температура
кипения достаточно легко определяется и фактически является од­
ной из главных «паспортных» характеристик углеводородного ком­
понента или узкой фракции. Кроме того, фракционирование УВС
на продукты в процессах «физической» переработки производится
именно по диапазонам нормальных температур кипения. Поэтому
она является ключевым и предельно «прозрачным» параметром всех
рассматриваемых технологических процессов.
Для унификации вида функции отбора будем использовать ее
только для элементов (узлов) технологических установок, в кото­
рые входит один поток (сырье) и выходит два потока (продукта).
К таким «технологическим элементам» относятся: сепараторы «газ–
жидкость», рефлюксные емкости ректификационных колонн, про­
стые ректификационные колонны (без боковых отборов), а также
условно выделенные секции сложных колонн. Кроме того, к таким
элементам можно отнести и технологические установки в целом,
если в нее поступает один сырьевой поток и отводятся два продукта.
Наглядный пример такой установки — любой газоконденсатный
промысел (см. раздел 2.2.2), на который поступает добываемый га­
зоконденсатный флюид и выводятся два продукта — товарный газ
и НК. Для таких технологических элементов коэффициенты отбора
углеводородов в смежные потоки связаны следующим балансовым
соотношением:
268
Балансовые расчеты...
Ki1 = Gi1 × 100 / (Gi1 + Gi2);
(3.19)
Ki2 = 100 – Ki1,
(3.20)
Коэффициенты отбора компонентов
и узких фракций, % масс.
где Ki1 и Ki2 — коэффициенты отбора i-го компонента (узкой фрак­
ции), соответственно, в первый и второй продукты технологическо­
го элемента в % масс.; Gi1 и Gi2 — массовые расходы i-го компонента
(узкой фракции), соответственно, в первом и втором продуктах
технологического элемента в кг / час. Исходя из этого соотношения,
функции отбора компонентов (узких фракций) в смежные потоки
являются зеркальным (относительно оси ординат) отражением.
В качестве примера на рис. 3.7 представлены функции отбора
компонентов и узких фракций добываемого газоконденсатного флю­
ида в товарный газ и товарный нестабильный конденсат на установ­
ке промысловой подготовки. На графике наглядно просматривается
монотонная зависимость и S-образная форма кривых в представ­
ленных координатах. Приведенная функция также наглядно отоб­
ражает взаимосвязь выделения целевых компонентов и фракций в
продукты промысловой подготовки (функции отбора компонентов
в продукты промысла являются зеркальным отражением).
100
90
80
Товарный газ
Товарный НК
70
60
50
40
30
20
10
0
–170
–120
–70
–20
30
Температуры кипения, °С
80
130
Рис. 3.7. Функция отбора компонентов и узких фракций добываемого газо­
конденсатного флюида в товарный газ на установке промысловой подготовки
3. Моделирование технологии и поточных схем...
269
Анализ функций отбора, полученных по результатам расчетных
исследований различных технологических процессов «физической»
переработки УВС, показал, что функция отбора для перечисленных
выше технологических элементов (сепараторов, простых колонн,
секций сложных ректификационных колонн, газоконденсатных про­
мыслов) обобщенно описывается плавной монотонной S-образной
кривой, которая изменяет свое положение относительно оси темпе­
ратур при изменении технологического режима. При этом эффек­
тивность аппарата или установки в целом характеризуется степенью
крутизны (наклона) S-образной кривой — чем она более пологая,
тем хуже эффективность переработки (так как целевые фракции
«размазываются» по продуктам переработки).
Наряду со степенью крутизны кривой, описывающей функцию
отбора, ее важнейшей характеристикой является температура ки­
пения компонента (узкой фракции), коэффициент отбора которого
(которой) равен 50 %. Такой компонент (фракция) фактически явля­
ется «ключевым» компонентом, равномерно распределенным между
жидкостью и паром: более легкие компоненты распределяются пре­
имущественно в пар, более тяжелые — в жидкость. Поэтому назовем
указанный параметр температурой кипения ключевого компонента
(Тк50). Фактически она устанавливает верхнюю и нижнюю границу
фракционных составов выходящих продуктов.
На рисунке 3.8 в качестве примера приведены функции отбора
компонентов и узких фракций для нескольких типовых процессов:
сепарации нефти на концевой сепарационной установке — КСУ (см.
раздел 2.2.3, рис. 2.9); промысловой подготовки газового флюида
по схеме НТС (см. раздел 2.2.2, рис. 2.3); стабилизации конденсата
(см. раздел 2.3, рис. 2.14) в ректификационной колонне с десятью
эквивалентными теоретическими тарелками; фракционирования
ШФЛУ (см. раздел 2.5.2, рис. 2.20, колонна К-10) в ректификаци­
онной колонне с двадцатью пятью эквивалентными теоретическими
тарелками. Все функции приведены для отбора компонентов и узких
фракций в жидкие продукты (жидкую фазу) перечисленных про­
цессов. Соответственно, на рис. 3.8 представлены функции отбора
компонентов и узких фракций: в нефть из КСУ; в нестабильный
конденсат (НК) с ГКП; в стабильный конденсат (СК) из ректифи­
кационной колонны с десятью эквивалентными теоретическими
тарелками; в изопентан-гексановую фракцию (ИПГФ) из ректифи­
270
Балансовые расчеты...
кационной колонны с двадцатью пятью эквивалентными теорети­
ческими тарелками.
Параметры сигмоиды:
Нефть НК с СК из ИПГФ из
Продукты
колонны колонны
из
ГКП
КСУ
10 т.т.
25 т.т.
-10.0
10.0
Тк50, °С
40.0
-40.0
Коэфф. наклона 0.034 0.034
0.070
0.150
0.850 0.850
3.748
1.750
dK/dT, %/°С
100
Коэффициенты отбора, % масс.
90
80
70
60
50
Нефть из сепаратора УПН
Нефть по сигмоиде
НК товарный с ГКП
НК по сигмоиде
СК из колонны 10 теор.тар
СК из колонны по сигмоиде
ПГФ из колонны 25 теор.тар
ПГФ из колонны по сигмоиде
40
30
20
10
0
-170
-120
-70
-20
30
80
130
180
Температуры кипения компонентов и фракций, °С
Рис. 3.8. Функции отбора углеводородов в жидкие продукты различных
технологических процессов
Все представленные на рис. 3.8 функции отбора описываются
плавными монотонными S-образными кривыми с различной степе­
нью крутизны. Первые две функции характеризуют сепарационные
процессы. Естественно, что они заметно более пологие, чем функ­
ции отбора в СК и ИПГФ, характеризующие ректификационные
процессы. При этом функция отбора коэффициентов и фракций в
СК, характеризующая процесс стабилизации деэтанизированного
конденсата в ректификационной колонне с 10 эквивалентными тео­
ретическими тарелками, заметно более полгая, чем функция отбора
углеводородов в ИПГФ, характеризующая процесс фракциониро­
3. Моделирование технологии и поточных схем...
271
вания ШФЛУ в ректификационной колонне с 25 эквивалентными
теоретическими тарелками. Такое соотношение степени кривизны
представленных на рис. 3.8 функций отбора вполне логично и зако­
номерно. Подобное соотношение было отмечено и для других иссле­
дованных технологических процессов.
Таким образом, функции отбора являются наглядным графи­
ческим отображением эффективности технологического элемента
(аппарата, секции аппарата, установки с одним входом и двумя
выходами) по разделению компонентов и узких фракций входяще­
го потока между выходящими потоками. Чем больше угол наклона
отображающей функцию кривой, тем более четко и селективно
распределяются компоненты и узкие фракции сырья по продуктам
аппаратов. Это достаточно наглядно характеризует эффективность
технологии, которая в основном и заключается в достижении до­
статочной четкости разделения целевых компонентов и фракций по
продуктам «физической» переработки.
Для того чтобы использовать функции отбора в качестве крите­
рия эффективности технологии не только визуально (качественно),
но и количественно, необходимо математическое описание функции
отбора. К сожалению, абсолютно точного математического описания
функции отбора пока подобрать не удалось, однако в первом при­
ближении достаточно корректно функции отбора можно описать
уравнением сигмоиды, которая нередко используется в различного
рода имитационных моделях. Адаптированный для описания функ­
ции отбора уравнение сигмоиды имеет следующий вид:
Kiж = 100 – 100 / {1 + EXP[S × (Ткi – Тк50) ]},
(3.21)
где Kiж — коэффициент отбора i-го компонента (узкой фракции) в
жидкий (тяжелый) продукт фазового разделения технологического
элемента в % масс.; S — коэффициент наклона (крутизны) функции
отбора; Ткi — температура кипения i-го компонента (узкой фракции)
в °С; Тк50 — температура кипения ключевого компонента (коэффи­
циент отбора которого равен 50 % масс.) в °С. Коэффициент отбора
i-го компонента (узкой фракции) в газообразный (легкий) продукт
(Kiг, % масс.) определяется по уравнению (3.20) в следующем виде:
Kiг = 100 – Kiж.
(3.22)
Как следует из уравнения (3.21), в сигмоиде два регулирующих
параметра — коэффициент наклона (S) и температура кипения
272
Балансовые расчеты...
ключевого компонента (Тк50). Чем больше величина S, тем круче
кривая, описываемая уравнением сигмоиды. На рисунке 3.8 вместе
с функциями отбора представлены аппроксимирующие их кривые,
полученные в результате подбора регулирующих параметров сигмо­
иды, которые также отображены на рис. 3.8 во встроенной таблице.
Подбирались параметры сигмоиды по критерию минимальных от­
клонений аппроксимирующей кривой от функции отбора.
На основании анализа полученных параметров аппроксимирующих
уравнений сигмоиды можно сделать вывод, что эффективность сепа­
рации нефти на КСУ и промысловой подготовки газоконденсатного
флюида в данном случае одинаковы, поскольку равны коэффициенты
наклона аппроксимирующих кривых первых двух функций отбора, а
отличаются они только температурой кипения ключевого компонента.
Эффективность процесса стабилизации конденсата выше эффектив­
ности обоих сепарационных процессов, но ниже эффективности про­
цесса фракционирования ШФЛУ (последнее, естественно, справедли­
во не в общем случае, а только в рассматриваемом примере).
Также при внимательном рассмотрении соотношения функций
отбора и аппроксимирующих сигмоид можно отметить их не пол­
ную адекватность, хотя в первом приближении аппроксимирующие
функции очень близки к исходным. Дело в том, что при весьма не­
значительных на первый взгляд абсолютных отклонениях коэффи­
циентов отбора их относительные отклонения могут достигать весь­
ма существенных значений при малых значениях коэффициентов
отбора. При значениях коэффициентов отбора, приближающихся
к 100 % масс., незначительны как абсолютные, так и относительные
коэффициенты отбора. Однако коэффициенты отбора углеводо­
родов в смежный продукт близки к нулю, соответственно, для них
относительные отклонения могут достигать весьма заметных вели­
чин. Поэтому уравнение сигмоиды, строго говоря, может достаточно
хорошо аппроксимировать функции отбора в средней части, а в об­
ласти коэффициентов отбора, приближающихся к 0 и к 100 % масс.,
расчеты материально-компонентного баланса по сигмоиде не вполне
корректны. В первом случае существенные ошибки будут в содер­
жании соответствующих компонентов в жидком продукте, во вто­
ром — в газообразном продуете фазового разделения. Тем не менее,
аппроксимация функций распределения с помощью сигмоиды поз­
воляет количественно характеризовать обобщенную эффективность
3. Моделирование технологии и поточных схем...
273
технологических процессов «физической» переработки УВС и поэ­
тому представляется весьма полезной.
Итак, функции отбора компонентов и узких фракций в продукты
«физической» переработки УВС, полученные для технологических
элементов (аппаратов, секций аппаратов, установок в целом с одним
входным потоком и двумя выходными), являются весьма нагляд­
ными критериями эффективности технологических процессов.
Они отображают коэффициенты отбора в комплексе сразу для всех
компонентов и узких фракций и позволяют количественно изучать
зависимости функций отбора сразу всех компонентов от техноло­
гических параметров, характеристик аппаратов и т. п. Фактически
функции отбора можно считать «паспортами эффективности» тех­
нологических элементов, к которым относятся: сепараторы, простые
ректификационные колонны, секции сложных ректификационных
колонн, технологические установки с одним сырьевым и двумя
продуктовыми потоками. Эти функции непосредственно и наглядно
характеризуют четкость (селективность) разделения компонентов
сырья (входящего потока) между продуктами (выходящими пото­
ками), в чем, собственно, и заключается основная цель процессов
«физической» переработки углеводородного сырья. Для количест­
венной идентификации функций отбора целесообразно аппрокси­
мировать их с помощью уравнения сигмоиды (3.21). Подобранные
по минимуму отклонений аппроксимирующей функции от исход­
ной параметры сигмоиды количественно характеризуют:
— параметр S (коэффициент наклона) — эффективность техно­
логического элемента по критерию селективности разделения
углеводородов;
— параметр Тк50 (температура кипения «ключевого», разделяе­
мого поровну, компонента) — номинальные пределы кипения
продуктов технологического элемента (начала для тяжелого
и конца для легкого).
В качестве более понятного и наглядного критерия селективно­
сти разделения углеводородов вместо абстрактного коэффициента
наклона сигмоиды (параметр S) можно предложить более конкрет­
ную величину — удельное приращение коэффициента отбора dK / dT
в % масс. /°С в средней части функции отбора. Этот параметр легко
рассчитывается по уравнению (3.21) — вычисляется два значения
Kiж при Ткi = Тк50 + 0.5 и при Ткi = Тк50‑0.5, при этом разность пер­
274
Балансовые расчеты...
вого и второго значений и является величиной dK/ dT. Вычисленные
значения удельного приращения коэффициента отбора также пред­
ставлены во встроенной таблице рис. 3.8. Его прирост, также как
и прирост параметра S, соответствует увеличению селективности
разделения углеводородов, т. е. повышению эффективности техно­
логического элемента. Однако удельное приращение более наглядно
характеризует степень повышения эффективности, и поэтому его
использование более предпочтительно.
Следует еще раз подчеркнуть, что вычисленное таким образом
удельное приращение коэффициента отбора, строго говоря, распро­
страняется только на среднюю часть функции отбора, тем не менее,
с учетом подобия оно характеризует всю функцию отбора в целом.
Для сокращения наименования в дальнейшем будем называть этот
критерий «удельным приращением функции отбора».
В заключение раздела следует отметить, что функции отбора
являются более тонким и в то же время обобщенным инструментом
адаптации технологических моделей в части подбора параметров
технологических аппаратов и потоков. Использование функций
отбора для адаптации моделей возможно при условии, если име­
ющийся набор исходных данных позволяют составить полный
материально-компонентный баланс установки и определить «экс­
периментальные» функции отбора компонентов и узких фракций
в ее технологических элементах. В таком случае процесс адаптации
модели можно обобщенно контролировать по графическому сопо­
ставлению «экспериментальных» и рассчитанных по модели функ­
ций отбора компонентов и узких фракций. Особенно наглядным и
чувствительным является контроль отклонений функции распре­
деления, рассчитанной по модели от «экспериментальной». В ка­
честве примера такого сопоставления на рис. 3.9 представлены два
вида отклонений расчетной и экспериментальной функций отбора
углеводородов при деэтанизации конденсата в процессе адаптации
модели. Синяя линия наглядно свидетельствует о некорректности
проведенной адаптации, заключающейся в значительных монотон­
ных отклонениях расчетной функции от «экспериментальной» в
положительную и отрицательную области диаграммы с четко выра­
женным сдвигом вдоль оси температур. Такая картина отклонений
наглядно свидетельствует о не соответствии кривизны расчетной и
экспериментальной функций отбора. В то же время красная линия
275
3. Моделирование технологии и поточных схем...
Отклонения коэффициентов отбора
компонентов и узких фракций, % масс.
характеризует корректно выполненную адаптацию модели — от­
клонения коэффициентов отбора значительно меньше, и при этом
хаотично распределены вдоль оси температур кипения.
6
5
Некорректная адаптация
Корректная адаптация
4
3
2
1
0
–170
–1
–2
–3
–120
–70
-20
30
80
130
180
Средние температуры кипения компонентов и узких фракций, °С
–4
Рис. 3.9. Относительные отклонения рассчитанных по модели и «экспери­
ментальных» функций отбора компонентов и узких фракций при деэтани­
зации конденсата
3.4. Возможности и методология имитационного
моделирования поточных схем переработки
углеводородного сырья на основе функций отбора
компонентов и узких фракций
Подробно описанные в предыдущем разделе функции отбора ком­
понентов и фракций в продукты сепарации и ректификации, а также
в продукты некоторых установок в целом можно использовать не
только в качестве обобщенного критерия эффективности техноло­
гии «физической» переработки углеводородного сырья, но и для
моделирования поточных схем его переработки.
Как уже изложено в начале главы 3, в настоящее время для
моделирования технологических схем промысловой подготовки,
276
Балансовые расчеты...
транспорта и переработки УВС широко используются специальные
программные продукты — системы технологического моделирова­
ния. Создаваемые в среде этих систем технологические (термоди­
намические) модели можно успешно использовать для выполнения
различного рода технологических расчетов и расчетных исследо­
ваний при решении достаточно широкого круга научных, аналити­
ческих, проектных и производственных задач. Однако в случае не­
обходимости многовариантных и, особенно, комплексных расчетов
больших схем (например, завода в целом, или завода в комплексе
с промысловыми установками — поставщиками сырья) непосред­
ственное использование термодинамических моделей требует весь­
ма значительных трудозатрат и времени. Объясняется это тем, что
для адекватной работы термодинамических моделей необходим
достаточно большой объем исходных данных, а также требуются
достаточно сложная настройка и управление расчетным процессом.
Кроме того, термодинамические методы расчета фазовых равнове­
сий не всегда устойчивы в эксплуатации, особенно при рецикловых
расчетах сложных комплексных схем. Поэтому термодинамическое
моделирование предпочтительно использовать для подробного
анализа действующих технологических объектов (в частности, для
описанного в разделе 3.2 экспериментально-расчетного мониторин­
га), для детальной расчетной проработки вариантов технических
решений при проектировании новых и реконструкции действующих
технологических установок и т. п. Однако для оперативных много­
вариантных балансовых расчетов промысловых объектов, перераба­
тывающих заводов и еще более сложных комплексных схем с целью
решения задач текущего и перспективного планирования, разработ­
ки комплексных программ реконструкции и развития мощностей
и т. п. применение термодинамических моделей весьма трудоемко
и недостаточно эффективно.
Для оперативного выполнения многовариантных расчетных ис­
следований материально-компонентных балансов поточных схем
технологических установок, заводов и технологически увязанных
комплексов переработки углеводородного сырья газоконденсатных
и нефтегазоконденсатных месторождений в ООО «ТюменНИИ­
гипрогаз» и ООО «Газпромразвитие» разработана специальная
методология имитационного поточного моделирования и соответс­
твующее программное обеспечение для ее практической реализации.
3. Моделирование технологии и поточных схем...
277
Созданная на основе этой методологии и программного обеспечения
система имитационного поточного моделирования базируется на
расчете полного материально-компонентного баланса всех потоков
с использованием функций отбора компонентов и узких фракций
в продукты технологических элементов схем переработки УВС.
3.4.1. Особенности и принципы построения имитационных
поточных моделей переработки УВС
В отличие от систем термодинамического моделирования, в системе
имитационного поточного моделирования технологические (термо­
динамические) расчеты аппаратов не проводятся, они заменяются
непосредственными расчетами материально-компонентных балан­
сов моделируемой схемы и компонентно-фракционных составов и
показателей качества потоков, которые должны соответствовать за­
данным для расчета условиям и требованиям. Материально-компо­
нентные балансы рассчитываются на базе функций отбора, которые,
как показано в предыдущем разделе, могут использоваться в качес­
тве обобщенной «паспортной» характеристики эффективно­сти кон­
кретных технологических аппаратов. Фактически функции отбора
«имитируют» работу реальных технологических аппаратов (по рас­
пределению компонентов и узких фракций входящего потока между
выходящими потоками), которая осуществляется в соответ­ствии с
законами термодинамики фазовых переходов «газ–жидкость» и гид­
родинамическими условиями разделения газовой и жидкой фаз.
Таким образом, в системе имитационного поточного моделирова­
ния подробное математическое описание термодинамических зако­
нов и гидродинамических условий заменяется использованием ими­
тирующих их функций отбора. Соответственно, технологические
аппараты, как таковые, в модели не присутствуют — вся расчетная
схема строится на основе разделения и смешения потоков, задан­
ные требования к составам и качеству которых должны безусловно
выполняться в результате проведенного расчета. Указанным осо­
бенностям разработанной системы моделирования и соответствует
данное ей название.
Основным расчетным элементом системы имитационного по­
точного моделирования является узел разделения (УР), в котором
один входящий поток делится на два выходящих, соответственно
компоненты и узкие фракции входящего потока распределяются
278
Балансовые расчеты...
между двумя выходящими потоками. В соответствии с этой харак­
теристикой, узел разделения системы имитационного поточного
моделирования является полным аналогом «технологического эле­
мента», использованного в предыдущем разделе для обобщенного
анализа эффективности технологических процессов. Для уточнения
терминологии назовем такие узлы разделения «бинарными».
Из «бинарных» узлов разделения можно построить поточную мо­
дель любого технологического процесса «физической» переработки
УВС. При этом УР, как уже сказано выше, фактически являются
расчетными элементами, имитирующими реальные процессы разде­
ления компонентов и фракций потоков, происходящие в результате
их фазовых переходов «газ–жидкость».
Суть построения поточной модели покажем на примере моде­
лирования одноколонной стабилизации конденсата (см. раздел 2.3,
рис. 2.14). На рисунке 3.10 слева показана принципиальная техноло­
гическая схема установки стабилизации конденсата (УСК) и справа
соответствующая ей поточная схема. Поточная схема строится из
узлов разделения компонентов, соответствующих технологическим
элементам, в которых происходят фазовые переходы и, соответ­
ственно, распределение углеводородов между продуктами. Каждый
выделенный таким образом технологический элемент и соответству­
ющий ему узел разделения (УР) имеет собственный материальнокомпонентный баланс и собственную функцию отбора компонентов
и узких фракций в выходящие потоки.
Сырьем данной установки (входящим потоком) является неф­
тегазоконденсатная смесь (НГКС), продуктами (выходящими пото­
ками) — стабильный конденсат (СК), ШФЛУ и сбросной газ. Пер­
вым по ходу технологической схемы технологическим элементом и
соответствующим ему узлом разделения 1 поточной схемы выделена
ректификационная колонна стабилизации конденсата, в которую
поступает НГКС и выходят два продукта: СК и пары с верха колон­
ны. Во второй технологический элемент технологической схемы
(рефлюксную емкость) и соответствующий ему узел разделения 2
поточной схемы поступают пары с верха колонны и выходят два про­
дукта: ШФЛУ и газ. Получив на основе обследования и моделиро­
вания УСК функции отбора для обоих представленных на рис. 3.10
технологических элементов (в соответствии с методологией, изло­
женной в предыдущем разделе), можно использовать эти функции
3. Моделирование технологии и поточных схем...
279
в качестве «паспортных характеристик» для расчета выделенных на
поточной схеме узла I и узла II.
Рис. 3.10. Принципиальная технологическая и поточная схемы одноколон­
ной стабилизации конденсата (УСК)
В поточной схеме и построенной в соответствии с ней имитацион­
ной поточной модели рецикловые потоки не учитываются (в данном
случае рецикловым потоком является орошение, возвращаемое в
колонну из рефлюксной емкости). Такое упрощение поточной схемы
обосновано обобщенным представлением о технологическом элемен­
те — узле разделения, как о замкнутом объекте, в котором при уста­
новившемся режиме все циркулирующие потоки уравновешиваются,
в результате чего работу объекта характеризует только «внешний»
материально-компонентный баланс входящего и выходящих потоков
в «чистом виде». В частности, в данном случае в установившемся
режиме материально-компонентный поток входящего в колонну ста­
билизации орошения «вычитается» из выходящего с верха колонны
материально-компонентного потока паров. Точно также выходящий
из рефлюксной емкости материально-компонент­ный поток орошения
«вычитается» из выходящего в рефлюксную емкость материальнокомпонентного потока паров. Таким образом, фактически циркули­
рующий поток орошения в установившемся режиме «вычитается»
из материально-компонентных балансов как первого, так и второго
технологических элементов — узлов разделения. Соответственно, их
материально-компонентные балансы «в чистом виде» и связанные с
280
Балансовые расчеты...
ними функции отбора формируются без участия циркулирующего
потока орошения. Такая особенность поточных схем дает дополни­
тельное преимущество имитационным поточным моделям в устой­
чивости и скорости балансовых расчетов.
Подобным образом можно создавать поточные схемы для лю­
бых технологических схем «физической» переработки УВС, рас­
смотренных в главе 2, включая полную схему, представленную на
рис. 2.1. В качестве примеров создания по изложенной методологии
(с использованием УР) поточных моделей, на рис. 3.11, 3.12 и 3.13
представлены поточные схемы:
— установки деэтанизации нестабильного конденсата (соответству­
ющая технологическая схема представлена на рис. 2.11);
— установки первичной переработки стабильного конденсата
(соответствующая технологическая схема представлена на
рис. 2.19);
— объединенной установки фракционирования ШФЛУ и про­
пан-бутановой фракции (соответствующие технологические
схемы представлены на рис. 2.20 и 2.21).
ГС
НК
Сепарация
ВК
Газ деэтанизации
Колонна
деэтанизации
Деэтанизированный
конденсат
Рис. 3.11. Поточная схема установки деэтанизации нестабильного конден­
сата (рис. 2.11)
Во всех представленных на рис. 3.11‑3.13 поточных схемах выде­
лены узлы разделения (обозначенные прямоугольниками с наиме­
нованиями), соответствующие технологическим элементам принци­
пиальных технологических схем, представленных на рис. 2.11, 2.19,
2.20 и 2.21. На этих технологических и поточных схемах в качестве
281
3. Моделирование технологии и поточных схем...
технологических элементов и соответствующие им узлов разделе­
ния выделены:
ГС
НК
Сепарация
ВК
Газ деэтанизации
Колонна
деэтанизации
Деэтанизированный
конденсат
Рис. 3.12. Поточная схема первичной переработки стабильного конденсата
(рис. 2.19)
— параллельно работающие сепараторы С-1 / 1 C-1 / 2 (рис.2.11) —
узел «Сепарация» (рис. 3.11);
— простая ректификационная колонна деэтанизации конденса­
та К-1 (рис. 2.11) — узел «Колонна деэтанизации» (рисунок
3.11);
— предварительный испаритель И-1 (рис. 2.19) — узел «Испари­
тель И-1» (рис. 3.12);
— кубовая секция колонны К-1 (рис. 2.19), включающая вход в
колонну СК, выход кубового продукта и поток паров из куба
колонны — узел «Кубовая часть колонны К-1» (рис. 3.12);
— секция колонны К-1 со стриппингом К-2 / 2 (рис. 2.19), вклю­
чающая вход в секцию паров из куба колонны, выход бокового
погона тяжелого газойля через стриппинг К-2 / 2 и поток паров
из секции колонны — узел «Низ К-1 со стриппингом К-2 / 2»
(рис. 3.12);
— секция колонны К-1 со стриппингом К-2 / 1 (рис. 2.19), вклю­
чающая вход в секцию паров из предыдущей секции колонны,
выход бокового погона среднего газойля через стриппинг К2 / 1 и поток паров с верха колонны — узел «Середина К-1 со
стриппингом К-2 / 1» (рис. 3.12);
Колонна К-10
Колонна К-11
Изопентан+
Пропан-бутановая фракция
Рефлюксная
емкость Е-11
Пентан-гексановая фракция
Изопентановая фракция
Бутановая фракция
Колонна К-51
Пропан-бутановая фракция
Пропановая фракция
Рефлюксная
емкость Е-50
Сбросные газы
Рис. 3.13. Объединенная поточная схема фракционирования ШФЛУ и пропан-бутановой фракции (рис. 2.20,
2.21)
ШФЛУ
Рефлюксная
емкость Е-10
Сбросной газ
282
Балансовые расчеты...
3. Моделирование технологии и поточных схем...
283
— рефлюксная емкость колонны К-1 (рис. 2.19) — узел «Рефлюк­
сная емкость» (рис. 3.12 слева);
— простая колонна вторичной ректификации К-3 (рис. 2.19) —
узел «Колонна К-3» (рис. 3.12);
— рефлюксная емкость колонны К-3 (рис. 2.19) — узел «Рефлюк­
сная емкость» (рис. 3.12 справа);
— простая колонна ректификации ШФЛУ К-10 (рис. 2.20) —
узел «Колонна К-10» (рис. 3.13);
— рефлюксная емкость Е-10 колонны К-10 (рис. 2.20) — узел
«Рефлюксная емкость Е-10» (рис. 3.13);
— простая колонна ректификации изопентан-гексановой
фракции (ИПГФ) К-11 (рис. 2.20) — узел «Колонна К-11»
(рис. 3.13);
— рефлюксная емкость Е-11 колонны К-11 (рис. 2.20) — узел
«Рефлюксная емкость Е-11» (рис. 3.13);
— простая колонна ректификации пропан-бутановой фракции
(ПБФ) К-51 (рис. 2.21) — узел «Колонна К-51» (рис. 3.13);
— рефлюксная емкость Е-50 колонны К-51 (рис. 2.21) — узел
«Рефлюксная емкость Е-50» (рис. 3.13).
Для каждого перечисленного технологического элемента по
результатам обследований и технологического моделирования
соответствующих установок могут быть рассчитаны материальнокомпонентные балансы, и исходя из них получены функции отбора
компонентов и узких фракции, которые затем можно использовать
в имитационных поточных моделях в качестве «паспортных харак­
теристик» соответствующих УР. Подобные поточные схемы можно,
как уже сказано выше, сформировать для любой технологической
схемы «физической» переработки УВС.
Для создания адекватной имитационной поточной модели с це­
лью выполнения достоверных балансовых расчетов необходимо
решить два вопроса:
1) количественно описать указанные функции отбора для конк­
ретных технологических элементов — узлов разделения, входящих
в моделируемую поточную схему;
2) найти закономерности изменения (перемещения) функции
отбора при изменениях режимов работы технологических аппаратов,
284
Балансовые расчеты...
которые могут происходить в результате изменений состава входяще­
го сырья и требований к качеству продуктов.
Определение функций отбора компонентов (узких фракций)
в продукты (выходящие потоки) технологических элементов про­
изводится в процессе адаптации технологических моделей. Методо­
логия адаптация технологических моделей подробно рассмотрена в
разделе 2.2, методология определения функций отбора, обобщенно
характеризующих эффективности технологических элементов —
в разделе 2.3.
3.4.2. Закономерности изменений функций отбора при
изменениях технологических параметров процессов
переработки УВС
Закономерности изменений функций отбора при изменениях режи­
мов работы технологических аппаратов установлены по результатам
специально выполненных расчетных исследований. Расчетные ис­
следования выполнялись с целью проверки корректности выдвину­
того на основании общего логического анализа предположения о том,
что изменение температурных режимов ректификации и сепарации
при сохранении постоянной интенсивности массообмена приводит
к изменению параметра Тк50 функции отбора (см. рис. 3.8), но ее
коэффициент наклона при этом не меняется. Такое изменение тех­
нологического режима выражается в эквидистантном («параллель­
ном») перемещении функций отбора вдоль оси температур кипения
на их характеристических графиках, примеры которых приведены
на рис. 3.7 и 3.8. Соответственно, если это предположение справед­
ливо с приемлемой точностью, появляется возможность имитации
изменения технологических режимов (при условии сохранения
постоянной интенсивности массообмена) с помощью эквидистант­
ного перемещения функций отбора вдоль оси температур кипения
(иначе — изменения параметра Тк50 при постоянном коэффициенте
наклона функции отбора).
В качестве примера подобного изменения технологического ре­
жима можно рассматривать повышение температуры стабилизации
конденсата (см. рис. 2.14, 3.10) при неизменной кратности орошения
(флегмового числа) с целью снижения давления насыщенных па­
ров СК, по Рейду. При этом повысится Тк50 функции отбора, но ее
коэффициент наклона не изменится. Однако если будет увеличена
3. Моделирование технологии и поточных схем...
285
кратность циркуляции (повышена интенсивность массообмена),
тогда увеличится и коэффициент наклона функции отбора.
Комплекс расчетных исследований для проверки справедливо­
сти предположения об эквидистантном перемещении функции от­
бора при постоянной интенсивности массообмена выполнен в среде
системы технологического моделирования GIBBS на базе техноло­
гических моделей различных процессов «физической» переработки
УВС:
— одноступенчатой сепарации газоконденсатного флюида с вы­
делением нестабильного конденсата (НК) и газа;
— промысловой подготовки добываемого газоконденсатного
флюида по схеме НТСР с получением НК и товарного газа
(см. рис. 2.7);
— деэтанизации НК в отпарной ректификационной колонне (см.
рис. 2.11);
— стабилизации деэтанизированного конденсата (ДК) по одно­
колонной схеме (см. рис. 2.14);
— фракционирования ШФЛУ с ее разделением на пропан-бута­
новую и изопентан-гексановую фракции (см. рис. 2.20, колон­
на К-10);
— первичной переработки стабильного конденсата (СК) в сокра­
щенном варианте — с выделением тяжелого остатка, дизель­
ного погона и широкой бензиновой фракции (рисунок 2.19,
колонна К-1 без стриппингов и верхнего бокового погона).
Таким образом, выполненный комплекс расчетных исследований
охватывал все направления «физической» переработки УВС, рас­
смотренные в главе 2.
По технологическим моделям для каждой из перечисленных
схем рассчитаны полные материально-компонентные балансы при
различных составах сырья в широком диапазоне параметров и ха­
рактеристик. В качестве переменных параметров и характеристик
использованы: давления и температуры для сепарационных схем;
число теоретических тарелок, флегмовое число, отборы продуктов
для ректификационных схем и дополнительно для схемы деэтани­
зации НК — соотношение расходов сырья установки на питание и
орошение колонны деэтанизации. Для каждой из исследованных
установок и рассчитанных вариантов определены функции отбора
компонентов и узких фракций в тяжелые (жидкие) продукты сепа­
286
Балансовые расчеты...
рации и ректификации. После этого полученные результаты были
систематизированы и проанализированы.
Систематизация результатов расчетов заключалась, прежде
всего, в обобщении функций отбора, полученных при постоянной
интенсивности массообмена ректификационных процессов. В ка­
честве критерия «интенсивности массообмена» должен использо­
ваться коэффициент массопередачи (масса вещества, переходящая
из одной фазы в другую через единицу поверхности раздела фаз за
единицу времени). Однако определить этот коэффициент в данном
случае не представляется возможным. Исходя из сущности ректи­
фикационных процессов можно в первом приближении принять,
что интенсивность массообмена в ректификационной колонне
зависит от числа теоретических тарелок (фактор поверхности
раздела фаз) и флегмового числа (фактор времени контакта фаз).
Соответственно, систематизация функций отбора, рассчитанных
для каждого из перечисленных выше ректификационных процес­
сов, проводилась относительно постоянных значений числа теоре­
тических тарелок и флегмового числа, но при различных отборах
продуктов переработки и при различных составах поступающего
сырья.
Для сепарационных процессов сформулировать упрощенный,
но относительно строгий критерий постоянства интенсивности
массообмена (как это сделано для ректификации) проблематично.
Поэтому сепарационные процессы систематизировались по давле­
ниям: в сепараторе для схемы одноступенчатой сепарации; в низко­
температурной ступени сепарации (НТСС) для схемы промысловой
подготовки добываемого газоконденсатного флюида. Систематиза­
ция по давлениям для сепарационных схем мотивирована наличием
аномальных фазовых переходов по мере изменения давления (см.
раздел 1.3), наиболее характерных и практически значимых именно
для промысловой сепарации и систем промысловой подготовки га­
зоконденсатных флюидов. Соответственно, проявления эквидистат­
ности функций отбора сепарационных процессов следует ожидать
при изменении температурного режима без изменения давления, а
при изменении давления должен меняться и коэффициент наклона
функций отбора. Следует сказать, что подобное влияние давление
должно оказывать и на процессы ректификации, однако они изуча­
лись априори при постоянных давлениях, соответственно, фактор
3. Моделирование технологии и поточных схем...
287
давления при интерпретации результатов расчетных исследований
ректификационных процессов можно было не учитывать.
Обоснованием справедливости вышеупомянутого предположе­
ния о возможности имитации изменения технологических режимов
(при условии сохранения постоянной интенсивности массообмена
и давления) с помощью эквидистантного перемещения функций
отбора вдоль оси температур кипения (иначе — изменения парамет­
ра Тк50 при постоянном коэффициенте наклона функции отбора)
может служить следующее обстоятельство. Если все функции от­
бора, полученные при различных технологических режимах, но при
постоянной интенсивности массообмена (при ректификации) или
при постоянном давлении (при сепарации), привести с помощью их
эквидистантного перемещения к единому значению температуры
кипения ключевого компонента (Тк50), то совпадение с приемлемой
точностью приведенных кривых подтвердит справедливость выше­
упомянутого предположения.
Для приведения систематизированных функций отбора к еди­
ному значению Тк50 путем их эквидистантного перемещения
вдоль оси температур кипения создана специальная прикладная
программа для работы в среде электронных таблиц Microsoft
Excel. Процедура приведения к единой Тк50 была выполнена для
всех функций отбора, полученных по термодинамическим моде­
лям ректификации при постоянной интенсивности массообмена
(постоянных числах теоретических тарелок и флегмовых числах)
и по термодинамическим моделям сепарации при постоянном
давлении. Примеры результатов сравнения исходных и приведен­
ных к единой Тк50 функций отбора сепарационных и ректифика­
ционных процессов приведены на рис. 3.14–3.19. На этих рисун­
ках в верхнем графике показаны функции отбора, полученные
по термодинамическим моделям при различных температурных
режимах сепарации и ректификации, но при постоянном давле­
нии и постоянной интенсивности массообмена (для ректифика­
ции). В качестве обобщающего критерия температурного режима
сепарации и ректификации использованы значения Тк50 имити­
рующих функций отбора, приведенные на графике. На нижнем
графике показаны те же кривые после приведения их к единому
значению Тк50 с помощью эквидистантного перемещения вдоль
оси температур.
Коэффициенты отбора, % масс.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Температуры кипения компонентов и узких фракций, °С
288
Балансовые расчеты...
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
Температуры кипения компонентов и узких фракций, °С
Рис. 3.14. Сравнение функций отбора углеводородов в НК при одноступенчатой сепарации газоконденсат­
ного флюида при давлении 40 кгс / см2, рассчитанных по термодинамической модели и приведенных к еди­
ной Тк50 (0 °С)
Коэффициенты отбора, % масс.
100
3. Моделирование технологии и поточных схем...
289
Коэффициенты отбора, % масс.
0
–170
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
–120
–70
–20
30
80
Температуры кипения компонентов и узких фракций, °С
130
290
Балансовые расчеты...
0
–170
10
20
30
40
50
60
70
80
90
–120
–70
–20
30
80
130
Температуры кипения компонентов и узких фракций, °С
Рис. 3.15. Сравнение функций отбора углеводородов в НК при промысловой подготовке газоконденсатного
флюида по схеме НТСР при давлении 55 кгс / см2, рассчитанных по термодинамической модели и приведенных
к единой Тк50 (–25 °С)
Коэффициенты отбора, % масс.
100
3. Моделирование технологии и поточных схем...
291
Коэффициенты отбора, % масс.
0
–170
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
–120
–70
–20
30
80
130
180
Температуры кипения компонентов и узких фракций, °С
230
292
Балансовые расчеты...
10
20
30
40
50
60
70
80
90
–120
–70
–20
30
80
130
180
230
Температуры кипения компонентов и узких фракций, °С
Рис. 3.16. Сравнение функций отбора углеводородов в ДК при ректификации НК в колонне с 7 теоретически­
ми тарелками при соотношении питание–орошение 1:1, рассчитанных по термодинамической модели и приве­
денных к единой Тк50 (–20 °С)
0
–170
Коэффициенты отбора, % масс.
100
3. Моделирование технологии и поточных схем...
293
Коэффициенты отбора, % масс.
0
–120
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
–70
–20
30
80
Температуры кипения компонентов и узких фракций, °С
130
294
Балансовые расчеты...
0
–120
10
20
30
40
50
60
70
80
90
–70
–20
30
80
Температуры кипения компонентов и узких фракций, °С
130
Рис. 3.17. Сравнение функций отбора углеводородов в СК при ректификации ДК в колонне с 10 теоретически­
ми тарелками при флегмовом числе 1.0, рассчитанных по термодинамической модели и приведенных к единой
Тк50 (40 °С)
Коэффициенты отбора, % масс.
100
3. Моделирование технологии и поточных схем...
295
Коэффициенты отбора, % масс.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
–70
–20
30
80
Температуры кипения компонентов и узких фракций, °С
Функции отбора компонентов и узких фракций в ИПГФ, рассчитанные по термодинамической модели при различных режимах ректификации ШФЛУ
130
296
Балансовые расчеты...
0
–70
10
20
30
40
50
60
70
80
90
–50
–30
–10
10
30
50
70
90
110
130
Температуры кипения компонентов и узких фракций, °С
Рис. 3.18. Сравнение функций отбора углеводородов в ИПГФ при ректификации ШФЛУ в колонне с 10 тео­
ретическими тарелками при флегмовом числе 3.0, рассчитанных по термодинамической модели и приведенных
к единой Тк50 (15 °С)
Коэффициенты отбора, % масс.
100
Функции отбора компонентов и узких фракций в ИПГФ, рассчитанные
при различных режимах ректификации ШФЛУ, приведенные к единой Тк50
3. Моделирование технологии и поточных схем...
297
Коэффициенты отбора, % масс.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
30
70
90
110
130
150
Температуры кипения компонентов и узких фракций, °С
50
170
190
Функции отбора компонентов и узких фракций в дизельный погон,
рассчитанные по термодинамической модели при различных режимах ректификации СК
100
298
Балансовые расчеты...
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
30
50
70
90
110
130
150
Температуры кипения компонентов и узких фракций, °С
170
190
Рис. 3.19. Сравнение функций отбора углеводородов в дизельный погон при ректификации СК в колонне с
10 теоретическими тарелками при флегмовом числе 3.0, рассчитанных по термодинамической модели и приве­
денных к единой Тк50 (140 °С)
Коэффициенты отбора, % масс.
Функции отбора компонентов и узких фракций в дизельный погон, рассчитанные
при различных режимах ректификации СК, приведенные к единой Тк50
100
3. Моделирование технологии и поточных схем...
299
300
Балансовые расчеты...
На основании анализа полученных графиков, примеры которых
представлены на рис. 3.14–3.19, можно сделать вывод о вполне
приемлемом (на данном этапе) совпадении всех кривых после их
приведения к единой температуре кипения ключевого компонента,
несмотря на очень большой (особенно для некоторых процессов)
разброс функций отбора, полученных при различных темпера­
турных режимах. Это свидетельствует о возможности имитации
(с приемлемой точностью) любого технологического режима рек­
тификации (при постоянной интенсивности массообмена) или
режима сепарации (при постоянном давлении) путем эквидистан­
тного перемещения функции отбора, полученной для одного из ре­
жимов (при той же интенсивности массообмена и том же давлении)
вне зависимости от состава сырья и отбора продуктов переработки.
При этом следует напомнить, что число теоретических тарелок в
колонне и флегмовое число характеризуют интенсивность мас­
сообмена лишь в первом приближении — в действительности она
зависит и от ряда других факторов, вероятно в результате влияния
которых можно отметить некоторое отклонение приведенных кри­
вых на рис. 3.16–3.19. Точно также, на функции отбора сепарацион­
ных процессов может кроме давления влиять интенсивность мас­
сообмена, которую мы, к сожалению, не можем идентифицировать
исходя из результатов расчетов по термодинамическим моделям.
Вероятно, эти факторы и вызывают некоторое отклонение приве­
денных кривых на рис. 3.14 и 3.15.
3.4.3. Систематизация функций отбора различных
технологических процессов переработки УВС
Далее, для более обобщенного анализа было проведено подобное
сопоставление функций отбора, полученных для нескольких иссле­
дованных процессов ректификации при постоянных числах тарелок
и постоянных флегмовых числах. Для этого проведено приведение
к единой величине Тк50 функций отбора различных ректифика­
ционных процессов. В качестве примера на рис. 3.20 представлен
результат приведения к единой величине Тк50 функций отбора трех
ректификационных процессов при постоянном числе тарелок и пос­
тоянном флегмовом числе. Результаты сопоставления полученных по
термодинамическим моделям и приведенных к единой Тк50 функций
отбора различных ректификационных процессов также однозначно
3. Моделирование технологии и поточных схем...
301
свидетельствует о их вполне приемлемом совпадении. Следовательно,
существует возможность имитации (с приемлемой на данном этапе
точностью) любого режима и любого процесса ректификации с помо­
щью эквидистантного перемещения функции отбора, полученной для
одного из процессов и одного из режимов при той же интенсивности
массообмена и том же давлении. То есть с помощью функции отбора,
полученной, например, для процесса стабилизации ДК при числе те­
оретических тарелок 10 и флегмовом числе 1.0, можно с приемлемой
точностью имитировать не только режим стабилизации ДК с другим
отбором и другим качеством СК, но также имитировать режимы (и,
соответственно, рассчитывать материально компонентные балансы)
процессов фракционирования ШФЛУ и переработки СК при том же
числе тарелок и том же флегмовом числе.
Безусловно, совпадение приведенных функций отбора на
рис. 3.14–3.20 не является идеальным, однако отмеченное не при­
нципиальное расхождение приведенных функций вероятно явля­
ется следствием не только ошибки методики. Прежде всего, еще
раз отметим, что интенсивность массообмена можно считать посто­
янной при постоянном числе теоретических тарелок и постоянном
флегмовом числе лишь в первом приближении. В действительно­
сти, интенсивность массообмена безусловно зависит (хотя и в го­
раздо меньшей степени) и от состава поступающего на переработку
сырья, и от отборов продуктов, поскольку при этих изменениях
меняются объемы потоков пара и жидкости в колонне, в результате
чего меняется и интенсивность массообмена. Точно также при се­
парации при постоянном давлении может меняться интенсивность
массообмена в зависимости от состава сырья и температуры. По­
этому изменение состава сырья и отбора продуктов вполне может
вызывать и некоторое (относительно малое) изменение кривизны
функций отбора, что и отмечается на рис. 3.14–3.20. Также нельзя
сбрасывать со счета и ошибки расчета материально-компонентных
балансов по технологическим моделям, поскольку эти расчеты
выполняются итерационными методами до достижения определен­
ной точности. Наконец, используемый для начального описания
функций отбора и приведения их к единой температуре кипения
ключевого компонента сплайновый метод также не идеален (под­
робнее об используемом методе описания и перемещения функций
отбора изложено ниже).
Коэффициенты отбора, % масс.
0
–70
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
–20
30
80
130
180
Температуры кипения компонентов и узких фракций, °С
Функции отбора компонентов и узких фракций в СК, ИПГФ,
дизельный погон, рассчитанные по термодинамическим
моделям при различных режимах ректификации ДК, ШФЛУ, СК
230
302
Балансовые расчеты...
0
–70
10
20
30
40
50
60
70
80
90
–20
30
80
130
180
Температуры кипения компонентов и узких фракций, °С
230
Рис. 3.20. Сравнение функций отбора углеводородов в СК, ИПГФ, дизельный погон при ректификации, соот­
ветственно, ДК, ШФЛУ, СК в колонне с 10 теоретическими тарелками при флегмовом числе 3.0, рассчитанных
по термодинамической модели и приведенных к единой Тк50 (70 °С)
Коэффициенты отбора, % масс.
100
Функции отбора компонентов и узких фракций в СК, ИПГФ, дизельный погон, рассчитанные
при различных режимах ректификации ДК, ШФЛУ, СК, приведенные к единой Тк50
3. Моделирование технологии и поточных схем...
303
304
Балансовые расчеты...
С другой стороны, необходимо отметить достаточно строгое
подобие формы всех полученных функций отбора, что свидетель­
ствует об обоснованности выработанного методического подхода.
Кроме того, разброс приведенных функций отбора соизмерим с
погрешностью «классических» расчетных методов, используемых в
системах технологического моделирования, и более, чем соизмерим
с ошибками исходных данных для выполнения расчетов материаль­
но-компонентных балансов, усредненных за дискретные временные
интервалы (месяц, год), т. е. тех расчетов, которые необходимы при
проектировании, планировании и анализе производственных пока­
зателей.
Таким образом, результаты выполненных расчетных исследо­
ваний подтвердили возможность практического применения раз­
работанной методологии для расчета материально-компонентных
балансов «физической» переработки УВС на основе использования
функций отбора и их эквидистантного перемещения вдоль оси тем­
ператур кипения компонентов (при условии постоянной интенсив­
ности массообмена). При этом цель эквидистантного перемещения
функций отбора заключается в подборе имитируемого режима, обес­
печивающего выработку продуктов требуемого качества.
Все вышеизложенное относится к имитации режимов ректи­
фикации и, соответственно, расчету материально-компонентных
балансов при постоянной интенсивности массообмена и постоянном
давлении. Это дает возможность выполнять расчеты для некото­
рых дискретных режимов сепарации и ректификации. Однако для
имитации технологических режимов ректификации и сепарации
с любой интенсивностью массообмена и в относительно широком
диапазоне давлений (что и имеет место на практике) необходимо
дополнительно создать механизм плавного изменения кривизны
функций отбора.
Для имитационного моделирования поточных схем при пере­
менной интенсивности массобмена было сделано предположение
о возможности получения функций отбора, соответствующих
любому возможному режиму, с помощью интерполяции двух гра­
ничных функций, соответствующих минимально и максимально
возможной интенсивности массообмена данного технологическо­
го объекта (на основе характеристики ректификационной колон­
ны, ограничений технологического регламента, экономических
3. Моделирование технологии и поточных схем...
305
показателей и т. п.). Для проверки этого предположения на базе
результатов вышеописанных расчетных исследований была про­
ведена работа по сравнению функций отбора, непосредственно
рассчитанных по технологическим моделям, с функциями, по­
лученными в результате интерполяции двух условно граничных
функций.
В качестве «граничных» были выбраны функции отбора, рассчи­
танные для процесса стабилизации ДК в колонне с числом теоре­
тических тарелок 3, флегмовым числом 0.3 (условно минимальная
интенсивность массообмена) и в колонне с числом теоретических
тарелок 25 флегмовым числом 10 (условно максимальная интен­
сивность массообмена). Выбранные в качестве граничных функции
отбора, приведенные к единой температуре кипения ключевого ком­
понента (Тк50) 40 °С, представлены на рис. 3.21.
Коэффициенты отбора, % масс.
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
–170
Минимальная интенсивность
массообмена
Максимальная интенсивность
массообмена
Интерполированная функция
отбора
–120
–70
–20
30
80
130
180
Температуры кипения компонентов и узких фракций, °С
230
Рис. 3.21. Граничные функции отбора компонентов и узких фракций, ха­
рактеризующие минимальную и максимальную интенсивность массообме­
на, приведенные к Тк50 (40 °С)
Интерполяция граничных функций выполнялась с помощью
специально созданной прикладной программы в среде электронных
таблиц Microsoft Excel. Подбор положения интерполированной
306
Балансовые расчеты...
линии осуществлялся с помощью коэффициента пропорции гра­
ничных функций. Для наглядного сравнения базовая (полученная
непосредственно по технологической модели) функция и функция,
полученная в результате интерполяции, приводились к одному зна­
чению температуры кипения ключевого компонента (Тк50) с помо­
щью вышеупомянутой процедуры эквидистантного перемещения.
В качестве примера на рис. 3.21 представлена одна из интерполиро­
ванных таким способом линий.
Проверка соответствия интерполированных функций отбора,
полученным в результате расчетов по технологическим моделям,
проводилась для всех рассмотренных выше ректификационных
процессов: деэтанизации НК; стабилизации ДК; фракциониро­
вания ШФЛУ и переработки СК. На рисунке 3.22 представлены
функции отбора углеводородов в жидкие продукты перечисленных
ректификационных процессов, рассчитанных по технологическим
моделям для их типичных режимов, и интерполированных по
граничным функциям отбора. Интерполированные функции для
наглядности приведены к тем же значениям Тк50, что и функции
отбора, рассчитанные по технологическим моделям. Очевидно, что
для всех исследованных ректификационных процессов достигнуто
очень хорошее совпадение «термодинамических» и интерполиро­
ванных функций.
Необходимо отметить, что получить адекватную интерполиро­
ванную функцию отбора для процесса деэтанизации НК на базе
граничных функций процесса стабилизации ДК не удалось. Это
объясняется особенностью ректификационного процесса деэтани­
зации конденсата, в котором в качестве орошения используется хо­
лодный сырьевой поток вместо «классического» контура орошения
(см. рис. 2.11). Однако при использовании в качестве граничных
«собственных» функций отбора процесса деэтанизации НК интер­
полированная функция достаточно хорошо совпала с рассчитанной
по технологической модели, как это следует из рис. 3.22. В качестве
граничных в данном случае выбраны функции отбора для колонны
деэтанизации НК с 3 теоретическими тарелками и долей подава­
емого на орошения сырья 0.25 (минимальная интенсивность мас­
сообмена) и для колонны с 25 теоретическими тарелками и долей
подаваемого на орошения сырья 0.6 (максимальная интенсивность
массообмена).
3. Моделирование технологии и поточных схем...
307
Точно таким же способом была выполнена проверка возможности
получения адекватных функций отбора сепарационных процессов с
помощью интерполяции граничных функций. Для процесса одно­
кратной сепарации газоконденсатного флюида в качестве граничных
были выбраны функции отбора при давлениях 1 и 70 кгс / см2, а для
процесса промысловой подготовки газоконденсатного флюида —
функции отбора по схеме НТС при давлении 35 кгс / см2 и по схеме
НТСР при давлении 75 кгс / см2. Интерполированные на их основе
функции отбора достаточно хорошо совпали с соответствующими
функциями, полученными по термодинамическим моделям для ти­
пичных режимов, как показано на рис. 3.22.
Коэффициенты отбора, % масс.
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
–170
–120
–70
–20
30
80
130
180
Температуры кипения компонентов и фракций, °С
Деэтанизация НК (Gibbs)
Деэтанизация НК (интерпол)
Стабилизация ДК (Gibbs)
Стабилизация ДК (интерпол)
Фракц. ШФЛУ (Gibbs)
Фракц. ШФЛУ (интерпол)
230
Переработка СК (Gibbs)
Переработка СК (интерпол)
Сепарация УВС (Gibbs)
Сепарация УВС (интерпол)
Подготовка УВС (Gibbs)
Подготовка УВС (интерпол)
Рис. 3.22. Сравнение функций отбора компонентов и узких фракций
в жидкие продукты ректификации углеводородного сырья по технологи­
ческим моделям и по интерполяции граничных функций
308
Балансовые расчеты...
Таким образом, результаты выполненных расчетных исследова­
ний убедительно показали, что с помощью интерполяции двух фун­
кций отбора, полученных для граничных режимов ректификации
(с минимальной и максимальной интенсивностью массообмена) и
сепарации (при минимальном и максимальном давлениях) можно
получить любую промежуточную функцию отбора, вполне адекват­
но соответствующую любому возможному режиму данной техноло­
гии. Соответственно, такая процедура позволяет вполне адекватно
рассчитывать материально-компонентные балансы для любого воз­
можного режима данной технологии.
На базе результатов расчетных исследований получены обоб­
щенные функции отбора для перечисленных выше технологических
процессов ректификации и сепарации при различных давлениях и
различной интенсивности массообмена, характеризующейся числом
теоретических тарелок в ректификационных колоннах и флегмо­
вым числом. Рассчитанные значения коэффициентов отбора ком­
понентов для перечисленных процессов и параметров сепарации и
ректификации приведены в таблицах 3.3–3.7. Эти функции можно
использовать для оценочных расчетов материально-компонентных
балансов различных технологических схем. Однако для более точ­
ных расчетов целесообразно предварительно получать типовые (гра­
ничные) функции отбора для каждой конкретной технологической
схемы по ее технологической модели.
Для более наглядного восприятия наиболее характерные фун­
кции отбора из перечисленных таблиц 3.3–3.7 представлены на
рисунках 3.23 и 3.24. На рисунке 3.23 приведены функции отбора
для процессов сепарации (при различных давлениях) и ректифика­
ции в колонне с унифицированным числом теоретических тарелок
и различными флегмовыми числами. На рисунке 3.24 приведены
функции отбора ректификационных процессов при унифициро­
ванном флегмовом числе и переменном числе тарелок. Сравнивая
положение перечисленных функций (степень их крутизны), можно
анализировать влияние на селективность разделения углеводородов
в зависимости от параметров технологического процесса и числе
теоретических тарелок в колонне.
2,3609
13,1118
36,6826
49,4050
79,6655
85,6453
93,3218
96,4596
97,9156
98,4732
99,1035
99,4823
99,6764
99,7936
99,8665
Пропан
Изобутан
Н.бутан
Изопентан
Н.пентан
45–60
60–70
70–80
80–90
90–100
100–110
110–120
120–130
130–140
0,2091
Метан
Этан
1
Давление, кгс/см2
Тип процесса
10
20
40
70
35
55
Установка НТС
75
99,8404
99,7265
99,5369
99,2252
98,7201
97,9142
96,6521
94,7188
90,9249
82,6238
76,6965
49,4700
38,1125
16,0263
3,6708
0,4304
99,7411
99,5737
99,3061
98,8843
98,2288
97,2260
95,7160
93,5009
89,3298
80,8830
75,0402
49,5174
39,2634
18,0489
4,7190
0,5750
99,5582
99,3044
98,9172
98,3340
97,4657
96,2005
94,3684
91,8262
87,3478
78,5070
72,9542
49,5740
40,0006
19,9620
6,1230
0,8181
99,1375
98,7183
98,1150
97,2594
96,0543
94,3974
92,1911
89,2715
84,3190
75,6828
70,3928
49,6269
41,2333
22,9649
8,3222
1,2346
98,0759
97,3440
96,3535
95,0512
93,3469
91,2165
88,5674
85,1903
80,1227
71,9428
67,2342
49,6783
42,6996
26,7701
11,8124
2,1475
99,9262
99,8760
99,7903
99,6460
99,4051
99,0070
98,3696
97,4012
95,4651
90,9502
87,6623
70,6447
61,4334
35,7912
11,1912
0,2427
1,3655
9,3084
0,1627
35
9,5768
0,1053
55
75
10,2966
0,3536
Установка НТСР
99,8079 99,4798 99,9304 99,8430 99,6373
99,6860 99,2042 99,8820 99,7390 99,4422
99,4925 98,7931 99,8015 99,5782 99,1509
99,1864 98,1959 99,6658 99,3203 98,7212
98,7141 97,3458 99,4377 98,9197 98,0997
97,9970 96,1650 99,0622 98,3074 97,2191
96,9620 94,5689 98,4580 97,4025 95,9966
95,5244 92,5114 97,5322 96,1371 94,3416
92,8444 89,1360 95,6876 93,8051 91,6016
87,5492 83,1597 91,3335 88,9293 86,4069
84,1209 79,5649 88,1029 85,6711 82,9966
67,7987 64,6528 71,2318 69,6158 68,0094
59,8321 57,9936 61,8447 61,0123 60,1694
37,3503 39,8330 34,9664 35,1211 36,8116
14,1855 17,8593
0,2649
Усредненные коэффициенты отбора по результатам расчетных исследований, %
5
Одноступенчатая сепарация
Таблица 3.3. Усредненные функции отбора компонентов и фракций добываемого газоконденсатного флюида
в нестабильный конденсат при одноступенчатой сепарации и промысловой подготовке по схеме НТС и НТСР
(см. рис. 2.3, 2.7)
3. Моделирование технологии и поточных схем...
309
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
270–280
280–290
290–300
300–310
310–320
99,9999
220–230
260–270
99,9997
210–220
250–260
99,9995
200–210
99,9999
99,9989
190–200
100,0000
99,9929
180–190
240–250
99,9794
170–180
230–240
99,9632
160–170
Давление, кгс/см2
1
140–150
99,8989
150–160
99,9339
Тип процесса
99,9078
99,9404
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
99,9999
99,9998
99,9997
99,9993
99,9987
99,9975
99,9953
99,9912
99,9840
100,0000
100,0000
100,0000
99,9999
99,9999
99,9999
99,9998
99,9995
99,9991
99,9984
99,9970
99,9945
99,9896
99,9812
99,9689
99,9459
99,8446
99,9080
99,9656
10
99,9999
99,9999
99,9999
99,9998
99,9998
99,9996
99,9992
99,9986
99,9976
99,9957
99,9924
99,9867
99,9772
99,9613
99,9356
99,8941
99,8276
99,7225
20
99,9999
99,9999
99,9997
99,9995
99,9991
99,9984
99,9971
99,9949
99,9913
99,9853
99,9756
99,9601
99,9361
99,8986
99,8411
99,7535
99,6218
99,4258
40
Одноступенчатая сепарация
5
Продолжение таблицы 3.3
99,9993
99,9986
99,9975
99,9958
99,9929
99,9884
99,9817
99,9713
99,9555
99,9322
99,8970
99,8463
99,7730
99,6680
99,5191
99,3101
99,0196
98,6199
70
75
35
55
75
99,9978 99,9732 99,9984 99,9994 99,9843
99,9888 99,9528 99,9956 99,9927 99,9668
99,9755 99,9218 99,9923 99,9816 99,9468
99,9573 99,8734 99,9863 99,9663 99,9123
99,9320 99,7916 99,9752 99,9446 99,8562
99,8851 99,6661 99,9599 99,9077 99,7712
55
Установка НТСР
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
99,9995
100,0000
100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000
100,0000
100,0000 100,0000
100,0000 100,0000
100,0000 100,0000
100,0000 100,0000
100,0000 100,0000
100,0000 100,0000
100,0000 100,0000
100,0000 100,0000
100,0000 100,0000
100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 99,9958 100,0000 100,0000 99,9986
100,0000 99,9999 99,9853 100,0000 100,0000 99,9946
99,9981
99,9952
99,9921
99,9855
99,9746
99,9576
35
Установка НТС
310
Балансовые расчеты...
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
320–330
330–340
340–350
350–360
360–370
370–380
380–390
390–400
400–410
410–420
420–430
430–440
440–450
450–КК
1
Давление, кгс/см2
Тип процесса
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
5
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
10
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
99,9999
99,9999
99,9999
99,9999
99,9999
20
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
99,9999
99,9999
99,9999
40
Одноступенчатая сепарация
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
99,9999
99,9998
99,9997
70
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
35
75
35
100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000
75
100,0000 100,0000
100,0000 100,0000
100,0000 100,0000
100,0000 100,0000
100,0000 100,0000
100,0000 100,0000
100,0000 100,0000
100,0000 100,0000
100,0000 100,0000
100,0000 100,0000
100,0000 100,0000
100,0000 100,0000
100,0000 100,0000
100,0000 100,0000
55
Установка НТСР
100,0000 100,0000 100,0000
55
Установка НТС
3. Моделирование технологии и поточных схем...
311
34,2322
96,4046
97,2526
33,7676
56,6173
65,3162
82,7573
86,2921
91,5417
94,1627
95,6510
96,7632
97,5978
98,2109
Пропан
Изобутан
Н.бутан
Изопентан
Н.пентан
45–60
60–70
70–80
80–90
90–100
100–110
97,9013
95,2716
93,7708
91,2370
85,9729
82,7428
66,0951
56,8813
12,1896
12,8009
Этан
1,9352
0,40
1,8575
0,25
3
Метан
Число теор.
тарелок
Доля НК на
орошение
0,25
0,40
0,60
0,25
0,40
15
0,60
98,4648
97,9388
97,2394
96,2778
95,0072
92,7080
88,0296
84,7291
67,3683
57,6177
32,1115
9,9552
0,9744
99,0728
98,7486
98,3255
97,7438
96,9883
95,6227
92,6995
90,4501
73,8952
60,9731
24,1240
4,0966
0,0970
99,1979
98,9411
98,6036
98,1630
97,5775
96,5315
94,2949
92,4435
76,8276
62,8309
19,8540
1,8872
0,0604
99,1960
98,9202
98,5558
98,0717
97,4335
96,3159
93,9750
92,1573
77,1630
63,1490
19,2378
1,7449
0,0322
99,1898
98,9096
98,5427
98,0552
97,4178
96,3160
94,0279
92,2529
79,1339
65,3177
15,9077
2,3368
0,0009
99,2568
99,0015
98,6644
98,2197
97,6357
96,6353
94,6399
93,1793
81,8812
67,5688
12,0457
0,7563
0,0004
99,2821
99,0432
98,7288
98,3226
97,7891
96,8745
95,0695
93,7197
83,9079
68,9187
11,6533
0,5626
0,0002
Усредненные коэффициенты отбора по результатам расчетных исследований, %
0,60
7
99,2120
98,9391
98,5827
98,1095
97,4911
96,4307
94,2588
92,5713
80,6918
67,3736
12,9955
1,8889
0,0000
0,25
99,2935
99,0590
98,7509
98,3516
97,8259
96,9142
95,1280
93,7490
83,9474
69,9785
8,8597
0,0674
0,0000
0,40
25
99,2625
99,0086
98,6728
98,2246
97,6346
96,6408
94,6657
93,2476
82,3305
68,9308
8,6127
0,5087
0,0000
0,60
Таблица 3.4. Усредненные функции отбора компонентов и фракций в ДК при деэтанизации НК
в ектификационной колонне с использованием в качестве орошения части холодного сырья (см. рис. 2.11)
312
Балансовые расчеты...
98,6640
99,0022
99,2549
99,4440
99,5857
99,6918
99,7714
99,8309
99,8753
99,9085
99,9331
99,9513
99,9647
99,9745
99,9817
99,9869
99,9907
99,9934
120–130
130–140
140–150
150–160
160–170
170–180
180–190
190–200
200–210
210–220
220–230
230–240
240–250
250–260
260–270
270–280
280–290
0,25
110–120
Число теор.
тарелок
Доля НК на
орошение
99,9770
99,9701
99,9613
99,9500
99,9356
99,9173
99,8940
99,8645
99,8270
99,7792
99,7185
99,6408
99,5414
99,4135
99,2483
99,0338
98,7537
98,3864
0,40
3
99,9923
99,9896
99,9860
99,9811
99,9746
99,9658
99,9539
99,9381
99,9168
99,8884
99,8503
99,7994
99,7315
99,6407
99,5196
99,3577
99,1415
98,8522
0,60
99,9985
99,9977
99,9965
99,9947
99,9921
99,9883
99,9829
99,9752
99,9643
99,9490
99,9277
99,8983
99,8579
99,8027
99,7280
99,6274
99,4925
99,3123
0,25
99,9981
99,9972
99,9958
99,9938
99,9910
99,9870
99,9813
99,9734
99,9625
99,9475
99,9271
99,8994
99,8622
99,8125
99,7466
99,6594
99,5447
99,3944
0,40
7
99,9987
99,9980
99,9969
99,9954
99,9931
99,9899
99,9852
99,9785
99,9691
99,9558
99,9374
99,9118
99,8768
99,8289
99,7640
99,6765
99,5593
99,4031
0,60
99,9987
99,9980
99,9970
99,9955
99,9933
99,9901
99,9855
99,9789
99,9695
99,9563
99,9378
99,9122
99,8769
99,8287
99,7632
99,6749
99,5566
99,3988
0,25
99,9988
99,9982
99,9973
99,9959
99,9939
99,9909
99,9867
99,9806
99,9720
99,9599
99,9430
99,9196
99,8873
99,8432
99,7833
99,7023
99,5938
99,4489
0,40
15
99,9986
99,9979
99,9969
99,9954
99,9932
99,9900
99,9855
99,9792
99,9703
99,9579
99,9407
99,9172
99,8851
99,8417
99,7832
99,7050
99,6010
99,4634
0,60
99,9988
99,9981
99,9971
99,9957
99,9936
99,9905
99,9860
99,9796
99,9705
99,9576
99,9397
99,9148
99,8806
99,8337
99,7701
99,6842
99,5690
99,4154
0,25
99,9988
99,9981
99,9971
99,9957
99,9936
99,9906
99,9863
99,9801
99,9715
99,9594
99,9426
99,9195
99,8880
99,8453
99,7877
99,7106
99,6081
99,4723
0,40
25
99,9988
99,9982
99,9973
99,9960
99,9940
99,9911
99,9869
99,9810
99,9725
99,9606
99,9440
99,9209
99,8890
99,8454
99,7860
99,7058
99,5979
99,4539
0,60
3. Моделирование технологии и поточных схем...
313
99,9977
99,9984
99,9989
99,9990
99,9993
99,9996
99,9997
99,9998
99,9999
99,9999
99,9999
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000 100,0000
310–320
320–330
330–340
340–350
350–360
360–370
370–380
380–390
390–400
400–410
410–420
420–430
430–440
440–450
450–КК
99,9999
99,9999
99,9998
99,9997
99,9995
99,9993
99,9991
99,9986
99,9977
99,9970
99,9960
99,9947
99,9930
99,9908
99,9876
99,9967
99,9836
99,9953
0,40
300–310
0,25
3
290–300
Число теор.
тарелок
Доля НК на
орошение
Окончание таблицы 3.4
100,0000
99,9999
99,9999
99,9998
99,9998
99,9997
99,9997
99,9996
99,9995
99,9993
99,9991
99,9987
99,9983
99,9977
99,9969
99,9958
99,9943
0,60
99,9999
99,9999
99,9999
99,9998
99,9996
99,9993
99,9989
0,40
99,9999
99,9999
99,9998
99,9997
99,9995
99,9992
0,25
99,9999 100,0000
99,9999
99,9999
99,9998
99,9996
99,9994
99,9991
0,60
100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9999
99,9999
99,9998
99,9998
99,9996
99,9994
99,9990
0,25
7
99,9999
99,9999
99,9998
99,9997
99,9995
99,9991
0,60
99,9999
99,9999
99,9998
99,9997
99,9995
99,9992
0,25
99,9999
99,9999
99,9998
99,9997
99,9995
99,9992
0,40
25
99,9999
99,9999
99,9998
99,9997
99,9995
99,9992
0,60
100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9999
99,9999
99,9998
99,9997
99,9995
99,9992
0,40
15
314
Балансовые расчеты...
1,4879
13,8439
19,4264
77,7144
83,2722
1,6402
6,3219
14,3858
19,9981
39,4782
46,5827
60,5713
70,3260
77,1025
82,5709
86,8573
90,1900
92,8119
94,7467
Этан
Изобутан
Н.бутан
Изопентан
Н.пентан
45–60
60–70
70–80
80–90
90–100
100–110
110–120
120–130
95,2342
93,3889
90,8442
87,5557
70,8555
60,8797
46,4947
39,1628
5,8707
3
0,3
1
5
3
0,3
1
10
3
95,9832
94,2807
91,8576
88,6487
84,3980
78,7621
71,7208
61,3707
46,3409
38,7132
18,6528
13,0562
5,3017
1,3051
0,0631
98,6788
97,8303
96,4314
94,2692
91,0082
85,8474
78,3773
65,7543
44,8521
34,2295
11,5232
6,6471
1,7428
0,2761
0,0043
99,4011
98,9328
98,0697
96,5514
94,0081
89,3848
81,8891
68,2012
44,0733
31,9939
9,1578
4,9970
1,1366
0,1691
0,0026
99,6789
99,3918
98,8197
97,7179
95,7132
91,6143
84,3858
70,2061
43,3924
29,9966
7,1378
3,6052
0,6732
0,0866
0,0014
99,8011
99,5163
98,8973
97,7571
95,8528
92,3751
86,4433
73,4132
41,6646
24,9411
3,1851
1,1399
0,0624
0,0037
0,0000
99,9864
99,9596
99,8799
99,6598
99,1381
97,5056
93,1814
79,9421
39,7981
20,9201
1,7045
0,6214
0,0270
0,0017
0,0000
99,9970
99,9899
99,9689
99,9024
99,7191
98,9444
96,0199
84,2511
38,3849
18,0567
0,7567
0,2537
0,0084
0,0005
0,0000
Усредненные коэффициенты отбора по результатам расчетных исследований, %
Пропан
1
0,0743
0,3
3
0,0787
Метан
Число теор.
тарелок
Флегмовое
число
99,9991
99,9832
99,6664
98,0893
90,1042
34,8905
12,7536
0,0719
0,0175
0,0000
0,0000
0,0000
1
99,9976 100,0000
99,9643 100,0000
99,6889 100,0000
98,9091
97,3027
94,2542
89,3952
78,7490
37,7479
15,3088
0,4860
0,1287
0,0001
0,0000
0,0000
0,3
25
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
99,9993
99,9720
99,5313
94,4526
32,2550
11,0869
0,0147
0,0020
0,0000
0,0000
0,0000
3
Таблица 3.5. Усредненные функции отбора компонентов и фракций в СК при стабилизации ДК в простой
ректификационной колонне (см. рис. 2.14)
3. Моделирование технологии и поточных схем...
315
96,5563
96,1496
97,1839
97,9447
98,5026
98,9111
99,2099
99,4283
99,5877
99,7039
99,7884
99,8496
99,8938
99,9255
99,9481
99,9641
99,9754
99,9833
140–150
150–160
160–170
170–180
180–190
190–200
200–210
210–220
220–230
230–240
240–250
250–260
260–270
270–280
280–290
290–300
99,9867
99,9804
99,9713
99,9583
99,9399
99,9140
99,8777
99,8270
99,7565
99,6585
99,5228
99,3346
99,0738
98,7122
98,2109
97,5162
1
0,3
3
Число теор.
тарелок
Флегмовое
число
130–140
Продолжение таблицы 3.5
1
99,9999 100,0000
0,3
99,9998 100,0000 100,0000
99,9992
3
99,9999 100,0000 100,0000 100,0000
99,9997 100,0000 100,0000 100,0000
99,9988
99,9958
1
99,9998 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9993 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9975
99,9914
99,9735
99,9247
0,3
99,9999 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9999 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9997 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9992 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9982 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9961 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9925
99,9860
99,9737
99,9510
99,9086
99,8292
3
99,9999 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9998
99,9995
99,9989
99,9977
99,9954
99,9912
99,9833
99,9690
99,9431
99,8964
99,8129
99,6645
1
25
99,9999 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9999 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9997
99,9992
99,9982
99,9963
99,9927
99,9861
99,9737
99,9515
99,9119
99,8432
99,7258
99,5291
99,2049
0,3
10
99,9914 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9872 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9812
99,9725
99,9601
99,9424
99,9174
99,8818
99,8315
99,7603
99,6594
99,5162
99,3124
99,0219
98,6074
98,0161
97,1745
3
5
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
3
316
Балансовые расчеты...
99,9986
99,9991
99,9995
99,9997
99,9998
99,9999
99,9999
100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
370–380
380–390
390–400
400–410
410–420
420–430
430–440
440–450
450–КК
99,9999 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9999 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9998 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9997 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9996 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9993 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9999 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9999
99,9998
99,9997
99,9996
99,9993
99,9989
99,9990 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9984 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9975 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9962 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
360–370
99,9983
99,9974
99,9961
99,9940
350–360
1
99,9979
0,3
340–350
3
99,9967
1
330–340
0,3
99,9950
3
99,9925
1
320–330
0,3
25
99,9942 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
3
10
310–320
99,9911
1
5
99,9887
0,3
3
300–310
Число теор.
тарелок
Флегмовое
число
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
100,0000
3
3. Моделирование технологии и поточных схем...
317
1,9667
9,7443
94,1667
95,9381
0,1923
2,1582
10,3251
26,6861
35,6890
62,0007
69,0608
80,5719
87,0038
90,6920
93,3168
95,2334
96,8154
97,7332
98,4852
99,1403
Метан
Этан
Пропан
Изобутан
Н.бутан
Изопентан
Н.пентан
45–60
60–70
70–80
80–90
90–100
100–110
110–120
120–130
130–140
5
10
99,3347
98,8023
98,2500
97,4048
91,6517
88,0438
81,5905
69,8035
62,4659
35,1795
26,0009
0,1589
99,5455
99,1462
98,7050
97,9447
96,6991
95,0684
92,6576
89,1186
82,6173
70,5208
62,9069
34,7280
25,4136
9,2904
1,8318
0,1441
99,9229
99,8212
99,6662
99,4025
98,9797
98,1753
96,9046
94,7235
89,7540
77,5806
68,1408
28,6965
17,4940
3,5937
0,3363
0,0115
99,9659
99,9264
99,8554
99,7164
99,4758
99,0424
98,2284
96,6556
92,5553
80,7029
70,5678
26,4801
14,9730
2,5413
0,2035
0,0055
99,9833
99,9615
99,9213
99,8469
99,7067
99,4063
98,8197
97,5657
93,9992
82,5057
72,0385
25,1852
13,5832
1,9831
0,1314
0,0035
99,9985
99,9948
99,9823
99,9504
99,8595
99,6418
99,1205
98,0093
94,9338
85,5362
75,4837
19,5171
7,6650
0,4138
0,0052
0,0000
99,9999
99,9995
99,9981
99,9943
99,9793
99,9472
99,8578
99,6108
98,5505
92,3912
81,8308
14,7081
4,7822
0,1773
0,0021
0,0000
99,9998
99,9984
98,5651
91,8205
5,0498
0,6252
0,0003
0,0000
0,0000
3
99,9997 100,0000
99,9974
99,9696
98,1308
90,5522
7,2305
1,3639
0,0015
0,0000
0,0000
1
99,9996 100,0000 100,0000
99,9949 100,0000 100,0000
99,9303
99,4770
96,9439
88,5086
79,6813
12,2846
2,9945
0,0068
0,0000
0,0000
0,3
25
99,9999 100,0000 100,0000 100,0000
99,9998 100,0000 100,0000 100,0000
99,9994 100,0000 100,0000 100,0000
99,9984 100,0000 100,0000 100,0000
99,9926
99,9841
99,9587
99,8734
99,4326
94,8810
84,4904
12,2159
3,3941
0,0764
0,0007
0,0000
1
3
0,3
1
3
0,3
1
3
Усредненные коэффициенты отбора по результатам расчетных исследований, %
0,3
3
Число теор.
тарелок
Флегмовое
число
Таблица 3.6. Усредненные функции отбора компонентов и фракций в ИПГФ при фракционировании ШФЛУ
в простой ректификационной колонне (см. рис. 2.20, колонна К-10)
318
Балансовые расчеты...
99,8924
99,9281
99,9665
99,9881
99,9915
99,9942
99,9967
99,9979
99,9986
99,9996
100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
190–200
200–210
210–220
220–230
230–240
240–250
250–260
260–270
270–280
280–290
290–300
300–310
99,9999
99,9995
99,9998
99,9998
99,9994
99,9962
99,9999 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9999 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9997 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9982 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9997 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9991 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9987 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9978 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9962 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9946 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9925 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9714
99,9556
99,9989
99,9910
99,9970 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9996 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9989
99,9984
99,9975
99,9956
99,9935
99,9908
99,9866
99,9634
99,9385
99,9305
99,8820
3
180–190
99,8954
99,8377
99,9950
1
99,8266
99,9793
0,3
99,9998 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
3
99,7298
99,8307
99,9936
1
170–180
99,7246
99,9890
0,3
99,5915
99,9691
3
160–170
99,7211
1
150–160
99,5655
0,3
25
99,3981
3
10
140–150
1
5
0,3
3
Число теор.
тарелок
Флегмовое
число
3. Моделирование технологии и поточных схем...
319
100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
380–390
390–400
400–410
410–420
420–430
430–440
440–450
450–КК
3
370–380
1
100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
0,3
360–370
3
350–360
1
100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
0,3
340–350
3
100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
1
100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
0,3
25
330–340
3
10
100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
1
5
320–330
0,3
3
310–320
Число теор.
тарелок
Флегмовое
число
Окончание таблицы 3.6
320
Балансовые расчеты...
9,4258
12,5109
1,2400
2,4109
3,3087
5,4638
7,4719
9,9450
13,0481
17,0796
23,1961
30,8617
38,7827
Изопентан
Н.пентан
45–60
60–70
70–80
80–90
90–100
100–110
110–120
120–130
38,4385
30,3753
22,6274
16,5061
6,9807
5,0552
3,0312
2,1966
1,1234
0,8563
Н.бутан
0,3261
0,3590
0,9456
Пропан
Изобутан
0,0000
0,0000
Этан
0,0000
0,0000
Метан
33,6931
24,5489
17,3167
11,9617
8,1138
5,3097
3,4707
2,0789
1,0563
0,7408
0,2501
0,1656
0,0462
0,0046
0,0000
33,2981
23,4483
14,7686
8,8037
5,7396
3,7177
2,2687
1,4377
0,7318
0,4682
0,2014
0,1482
0,0485
0,0000
0,0000
30,9899
20,7734
12,1697
6,7761
4,2651
2,6525
1,5218
0,9303
0,4623
0,2911
0,1230
0,0903
0,0294
0,0000
0,0000
22,0013
10,9917
5,2216
2,4691
1,1688
0,5201
0,2430
0,1061
0,0343
0,0196
0,0031
0,0016
0,0002
0,0000
0,0000
23,9433
13,2709
5,3631
1,9235
0,9173
0,4361
0,1344
0,0487
0,0192
0,0094
0,0026
0,0019
0,0005
0,0000
0,0000
19,8892
10,0151
3,2316
1,0114
0,4968
0,2314
0,0650
0,0210
0,0083
0,0041
0,0012
0,0009
0,0003
0,0000
0,0000
7,5121
1,6584
0,3888
0,1029
0,0291
0,0063
0,0017
0,0005
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
Усредненные коэффициенты отбора по результатам расчетных исследований, %
14,7903
6,6507
1,4906
0,2606
0,1030
0,0436
0,0077
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
12,1610
5,0575
0,7310
0,0359
0,0138
0,0058
0,0010
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
1,1330
0,1544
0,0189
0,0022
0,0002
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
Таблица 3.7. Усредненные функции отбора компонентов и фракций в дизельный погон при переработке СК
в ректификационной колонне с боковым отбором (см. рис. 2.19, усеченная К-1 без стриппингов и верхнего
бокового погона)
Число теор.
3
5
10
25
тарелок
Флегмовое число 0,3
1
3
0,3
1
3
0,3
1
3
0,3
1
3
3. Моделирование технологии и поточных схем...
321
0,3
46,1058
54,0262
62,0582
69,8675
76,7188
82,2663
86,6198
90,0043
92,6703
94,6434
96,0740
97,1282
97,9039
98,4727
98,8892
99,1939
99,4166
Число теор.
тарелок
Флегмовое число
130–140
140–150
150–160
160–170
170–180
180–190
190–200
200–210
210–220
220–230
230–240
240–250
250–260
260–270
270–280
280–290
290–300
1
3
99,5125
99,3203
99,0540
98,6848
98,1728
97,4636
96,4837
95,1336
93,2490
90,6574
87,3133
82,9566
77,3146
70,3761
62,3901
54,1429
45,9895
Продолжение таблицы 3.7
99,8703
99,8027
99,7014
99,5500
99,3236
98,9844
98,4749
97,7078
96,5512
94,8112
92,2153
88,4100
83,0013
75,6745
66,4009
55,6421
44,3567
3
99,9727
99,9496
99,9086
99,8374
99,7160
99,5128
99,1783
98,6357
97,7599
96,3188
94,0974
90,7423
85,4433
77,8111
67,7704
56,1465
44,1076
0,3
99,9908
99,9826
99,9678
99,9408
99,8923
99,8056
99,6515
99,3780
98,8910
97,9942
96,4218
93,7818
88,9931
81,2844
70,4214
57,1639
43,1953
1
5
99,9998
99,9993
99,9974
99,9898
99,9614
99,8557
99,4613
97,9395
91,7794
69,5281
30,0074
3
99,9996
99,9854
99,4627
82,4715
17,1830
3
99,9990 100,0000
99,9812 100,0000
99,6412
97,9735
92,1414
69,0266
33,7201
1
99,9999 100,0000 100,0000
99,9975 100,0000 100,0000
99,9625 100,0000 100,0000
99,6778 100,0000 100,0000
98,8808
97,2460
94,1540
89,2304
81,3274
63,1538
37,1197
0,3
99,9999 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9996 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9987 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9955
99,9854
99,9567
99,8717
99,6387
99,0818
97,3401
92,7587
82,5154
62,8045
38,3853
1
99,9998 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9992 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9973
99,9908
99,9718
99,9204
99,7907
99,4927
98,8493
97,6727
95,7057
92,1148
85,9952
75,8708
59,8050
40,6189
0,3
25
99,9994 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9986
99,9969
99,9933
99,9857
99,9697
99,9367
99,8687
99,7288
99,4388
98,8311
97,5409
94,7888
89,0493
78,0295
60,4298
39,5423
3
10
322
Балансовые расчеты...
99,8914
99,9238
99,9469
99,9633
99,9748
99,9829
99,9885
99,9923
99,9949
99,9967
99,9978
100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
350–360
360–370
370–380
380–390
390–400
400–410
410–420
420–430
430–440
440–450
450–КК
99,9983
99,9974
99,9960
99,9939
99,9908
99,9863
99,9799
99,9706
99,9573
99,9385
99,9120
99,9999 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9998 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9995 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9999 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9999 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9996
99,9991
99,9981
99,9999 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9999 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9999 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9999 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9998 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9996 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9993 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9988 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9980 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
99,9967
99,9945
99,9911
99,9858
99,9775
99,9989
99,9976
3
340–350
99,8749
99,9961
99,9924
1
99,8464
99,9647
99,9451
0,3
330–340
99,8231
99,7511
3
99,9997 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000 100,0000
1
99,7839
99,9952
0,3
99,6977
99,9855
3
320–330
99,9153
1
310–320
99,6511
0,3
25
99,5792
3
10
300–310
1
5
0,3
3
Число теор.
тарелок
Флегмовое число
3. Моделирование технологии и поточных схем...
323
0
–170
10
20
30
40
50
60
70
80
90
–120
–70
–20
30
80
130
Температуры кипения компонентов и фракций, °С
180
230
Сеп. ГКфлюида, Дав. 70
Деэт. НК, доля ор. 0.4
Перераб. СК, фл. 0.3
Стаб. ДК, фл. 0.3
НТС ГКфлюида, Дав. 35
Деэт. НК, доля ор. 0.6
Перераб. СК, фл. 1.0
Стаб. ДК, фл. 1.0
НТС ГКфлюида, Дав. 55
Перераб. СК, фл. 3.0
Стаб. ДК, фл. 3.0
Сеп. ГКфлюида, Дав. 20
НТС ГКфлюида, Дав. 75
Фрак. ШФЛУ, фл. 0.3
Деэт. НК, доля ор. 0.25
Сеп. ГКфлюида, Дав. 40
Фрак. ШФЛУ, фл. 1.0
Фрак. ШФЛУ, фл. 3.0
Рис. 3.23. Усредненные функции отбора компонентов и 10‑градусных фракций в жидкие продукты сепарации
и ректификации в колонне с 10 теоретическими тарелками (в деэтанизаторе — 7)
Коэффициенты отбора, % масс.
100
324
Балансовые расчеты...
0
–170
10
20
30
40
50
60
70
80
90
230
Деэт. НК, 3 теор. тар.
Деэт. НК, 7 теор. тар.
Деэт. НК, 15 теор. тар.
180
Рис. 3.24. Усредненные функции отбора компонентов и 10‑градусных фракций в жидкие продукты
ректификации при флегмовом числе 1.0 (доля сырья на орошение деэтанизатора — 0.4)
–70
–20
30
80
130
Температуры кипения компонентов и фракций, °С
Фрак. ШФЛУ, 3 теор. тар.
Перераб. СК, 5 теор. тар.
Фрак. ШФЛУ,10 теор. тар.
Перераб. СК, 10 теор. тар.
Фрак. ШФЛУ,25 теор. тар.
Перераб. СК, 25 теор. тар.
–120
Стаб. ДК, 5 теор. тар.
Стаб. ДК, 10 теор. тар.
Стаб. ДК,25 теор. тар.
Коэффициенты отбора, % масс.
100
3. Моделирование технологии и поточных схем...
325
326
Балансовые расчеты...
На представленных графиках можно отметить высокую степень
подобия функций отбора всех исследованных процессов. Для еще
более наглядного сравнения на рис. 3.25 представлены наиболее ти­
пичные функции отбора процессов ректификации (обобщенная фун­
кция стабилизации ДК, фракционирования ШФЛУ и переработки
СК), деэтанизации НК, промысловой подготовки и одноступенчатой
сепарации газоконденсатного флюида. Все эти функции приведены
к единому значению Тк50 с помощью вышеупомянутой процедуры
эквидистантного перемещения. На этом графике еще более нагляд­
но прослеживается высокая степень подобия функций отбора всех
изученных процессов сепарации и ректификации, что дает надежную
основу не только для использования функции отбора для анализа эф­
фективности технологии «физической» переработки УВС, но и для ее
использования при моделировании поточных схем.
Коэффициенты отбора, % масс.
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
–170
Ректификация
(10 теор. тар., фл. 1.0)
Деэтанизация
(7 теор. тар., доля орош. 0.6)
Одноступ. сепарация
(40 кгс/см2)
Промысл. подготовка
(НТС, 55 кгс/см2)
–70
30
130
Температуры кипения компонентов и фракций, °С
230
Рис. 3.25. Функции отбора компонентов и узких фракций процессов сепа­
рации и ректификации, приведенные к единой Тк5
На базе рассчитанных и представленных в табл. 3.3–3.7 значений
коэффициентов отбора компонентов для перечисленных процессов и
параметров сепарации и ректификации в ООО «ТюменНИИгипро­
газ» и ООО «Газпромразвитие» создан «Генератор функций отбора»
3. Моделирование технологии и поточных схем...
327
в среде электронных таблиц Microsoft Excel с использованием спе­
циальной прикладной программы. Генератор может использоваться
для оценочного расчета (при отсутствии более точной информации)
«паспортных» функций отбора для узлов разделения (технологи­
ческих элементов) поточных схем «физической» переработки УВС.
Для этого необходимо выбрать конкретный процесс, задать его па­
раметры (число фактических тарелок и их КПД для ректификации,
давление для сепарации), задать температуру кипения ключевого
компонента и произвести расчет. Сгенерированные таким образом
функции можно использовать для расчетов материально-компонен­
тных балансов конкретных схем «физической» переработки УВС.
3.4.4. Математический аппарат имитационного поточного
моделирования на базе функций отбора технологических
процессов переработки УВС
Для создания имитационных поточных моделей кроме исследова­
ния функций отбора компонентов и узких фракций сырья в выра­
батываемые продукты в ООО «ТюменНИИгипрогаз» и ООО «Газ­
промразвитие» создан математический аппарат для выполнения
расчетов материально-компонентных балансов в узлах разделения
по заданному условию. Поскольку, как уже было сказано, основным
расчетным элементом имитационных поточных моделей является
узел разделения, математический аппарат необходим именно для
его расчета, а именно, для описания функций отбора и их изменения
в соответствии с установленными закономерностями с целью дости­
жения заданного для расчета условия. Изменение функции отбора
имитирует изменение технологических параметров процесса с це­
лью обеспечения требуемого качества продуктов переработки.
Как было показано в разделе 3.3, для описания функций отбора
можно в принципе использовать уравнении сигмоиды. Однако у этой
функции всего два регулирующих параметра, и это не позволяет бо­
лее тонко подстраивать ее под реальный технологический процесс.
Проблему можно решить с помощью корректирующей функ­ции
либо модификации сигмоиды, однако пока приемлемых решений не
найдено. Поэтому уравнение сигмоиды следует использовать пока
только для количественной идентификации функций отбора, полу­
ченных на базе обследования и термодинамического моделирования
технологии «физической» переработки УВС. Рассчитанное на ос­
328
Балансовые расчеты...
нове подобранного коэффициента наклона сигмоиды удельное при­
ращение функции отбора (dK / dT, % / °С) рекомендуется в качестве
достаточно наглядного количественного критерия эффективности
технологии по разделению углеводородов. Однако для имитацион­
ного поточного моделирования используются сплайновые методы
описания и изменения функций отбора.
Выполнение расчета материально-компонентного баланса ими­
тационной поточной модели проводится последовательно по выде­
ленным в модели узлам разделения. Для каждого узла разделения
рассчитывается локальный материально-компонентный баланс.
Расчет базируется на использовании следующего принципа.
Исходя из определения, каждый «бинарный» узел разделения
(УР) имеет одну степень свободы. То есть если задать одну требу­
емую характеристику одного из выходящих из УР потоков, то ему
(при наличии заданной «паспортной» функции отбора данного УР,
которая может перемещаться эквидистантно оси температур) будет
соответствовать один единственный состав этого потока. Соответ­
ственно, получение такого состава (при наличии рассчитанного или
заданного состава входящего в УР потока) обеспечит строго опре­
деленная функция отбора, которую и требуется найти при расчете
УР. При этом все остальные свойства этого потока, а также состав
и свойства смежного выходного потока также будут однозначно
определены. Таким образом, задав любое рассчитываемое исходя
из компонентно-фракционного состава свойство любого из двух
выходящих потоков, мы строго определяем задачу расчета матери­
ально-компонентного баланса данного УР и получаем единственное
соответствующее этому условию решение.
Используя этот принцип, созданы алгоритмы подбора (методом
последовательных приближений) функций отбора исходя из зада­
ния значений: молекулярной массы, плотности, вязкости, темпера­
тур застывания и помутнения, температур начала кипения и начала
конденсации (точки росы), упругости паров, давления насыщен­
ных паров, по Рейду, газового фактора, конденсатного фактора,
содержания различных углеводородов и суммарного содержания
групп углеводородов. Методики расчетов перечисленных харак­
теристик изложены в разделе 1.8. Кроме расчетов по свойствам,
созданы алгоритмы подбора функций исходя из условия заданного
выхода или заданного массового расхода одного из продуктов УР.
3. Моделирование технологии и поточных схем...
329
Также создан весьма полезный алгоритм подбора функции рас­
пределения по заданному значению Тк50 (температуры кипения
ключевого компонента). т. е. температуры кипения компонента
(узкой фракции), для которого коэффициент отбора равен 50 %.
Этот параметр, как уже сказано ранее, фактически устанавливает
верхнюю или нижнюю границу фракционного состава продуктов
узла разделения.
При расчете узла разделения заданные для него «паспортные»
функции отбора компонентов и фракций описываются сплайнами,
которые с помощью специальной программной процедуры могут
«эквидистантно» перемещаться вдоль оси температур кипения
для итерационного подбора значений коэффициентов отбора, при
которых расчетная величина выбранного показателя соответству­
ет заданному значению с установленной точностью. Кроме экви­
дистантного перемещения (имитирующего изменение режима при
неизменной интенсивности массообмена), используется и механизм
интерполяции функций отбора для имитации изменения интенсив­
ности массообменных процессов.
На базе изложенных в предыдущем разделе выкладок в создан­
ном программном обеспечении предусмотрено задание двух фун­
кций отбора, имитирующих два различных (граничных) режима
работы технологии. Подбор функций по заданному условию может
производиться либо путем эквидистантного перемещения функ­
ции № 1 (типовой или граничный режим № 1) или функции № 2
(типовой или граничный режим № 2), либо путем интерполяции
двух заданных функций (№ 1 и 2). Также реализован комплексный
расчетный метод — вначале определяется промежуточная функция
отбора компонентов путем интерполяции между двумя начальными
функциями по заданной пропорции и затем производится ее «эк­
видистантное» перемещение с помощью сплайна, описывающего
промежуточную функцию. Этот метод позволяет совместить два
методических подхода — имитацию регулирования интенсивности
массообмена и последующего изменения режима с постоянной ин­
тенсивностью массообмена.
Созданный на этих принципах расчетный алгоритм позволяет
задать две функции отбора, описывающие типовые или граничные
режимы эксплуатации технологии (например, с максимально воз­
можной интенсивностью массообмена, и с минимально допустимой
330
Балансовые расчеты...
интенсивностью), и на их основе с помощью интерполяции и экви­
дистантного перемещения имитировать любой доступный техноло­
гический режим, обеспечивающий получение заданного качества
продуктов переработки. В результате выполнения такого расчета по­
лучаем полностью увязанный материально-компонентный баланс,
а также компонентно-фракционные составы и физико-химические
характеристики сырья и всех потоков и продуктов моделируемой
системы.
В заключение главы следует остановиться на особенностях и не­
достатках сплайнового метода, которые обнаружились при разра­
ботке математического аппарата имитационного поточного моде­
лирования, и на решении, с помощью которого удалось преодолеть
возникшие проблемы.
При разработке математического аппарата были проведены по­
пытки так называемой глобальной интерполяции, т. е. поиск одной
аналитической функции (полиномы разной степени, суперпозиция
разных функций на участках с одинаковой тенденцией). Однако
данные механизмы были отвергнуты по причине неудовлетвори­
тельной точности вычислений, и далее за основу был принят метод
кусочной интерполяции свободным кубическим сплайном. Однако
в процессе реализации сплайнового метода было замечено, что тра­
диционные сплайны на ряде участков приводят к ярко выраженным
осцилляциям (пикам экстремумов). Причина этого явления заклю­
чается в значительном интервале между температурами кипения
компонентов (особенно между метаном, этаном и пропаном) — если
разница между температурами кипения фракций составляет 10 °, то
между температурами кипения метана и этана — около 80. Понятно,
что количество точек для адекватного описания функции отбора
компонентов в этом случае оказывалось явно недостаточно.
Такие вылеты не позволяли устойчиво реализовать вышеописан­
ный вычислительный аппарат. Только детальное изучение функций
отбора и дополнение их псевдофракциями в разряженных участках
предотвращало данные явления. Однако это создавало серьезные
сложности с подготовкой функций отбора и ограничения в решении
задач имитационного поточного моделирования. Поэтому возникла
необходимость модернизации используемого сплайнового метода.
Прежде всего была предпринята попытка «сжатия» области
определения данных логарифмированием аргументов с последу­
3. Моделирование технологии и поточных схем...
331
ющим потенцированием результата интерполяции. Однако данный
механизм очень нечетко вел себя на границах s-образной кривой
(вблизи к значениям коэффициентов отбора 0 и 100 %). После по­
исков собственных решений, изучения опыта подобной обработки
в инженерных приложениях был найден оригинальный подход
модернизации кубических сплайнов, приемлемый для разрешения
проблемы. Инженеры из небольшой инженерно-химической компа­
нии Korf Software, UK (http: / / www. korf. co. uk) решали подобную
проблему, и весьма успешно с ней справились. В статье Kruger CJC
“Constrained Cubic Spline Interpolation for Chemical Engineering
Application”, 2005, http: / / www. korf. co. uk / util_2. html приводится
исследование и убедительное сравнение использования собственно­
го «модифицированного ограничивающего сплайна» при обработке
экспериментальных данных с обычными традиционными разновид­
ностями сплайнов. Предложенное решение разумно сочетает при­
емлемую гладкость аппроксимации и четкий механизм ограничения
осцилляций и «вылетов» данных.
Главная цель предлагаемого модифицированного ограничива­
ющего кубического сплайна — предотвращение вылетов путем
уменьшения гладкости. Достигается это при помощи устранения
требования для равных производных второго порядка в каждой точ­
ке и замене на определенную производную первого порядка.
Для оценки целесообразности использования вышеописанного
модифицированного сплайна для создания математического аппара­
та имитационного поточного моделирования нами проведены срав­
нительные исследования вычислений функций распределения на
основе традиционного и модифицированного сплайна. Сравнения
показали, что при практически одинаковой точности решения задач
аппроксимации и интерполяции модифицированный сплайн увере­
но и четко преодолевает вышеизложенные проблемы. На основании
этого модифицированный сплайн был включен в математический
аппарат разработанной в ООО «ТюменНИИгипрогаз» и ООО «Газ­
промразвитие» системы имитационного поточного моделирования.
Использование вышеизложенной системы имитационного по­
точного моделирования при выполнении комплексных балансовых
расчетах значительно упрощает и сокращает время выполнения
расчетов по сравнению с «классическими» технологическими моде­
лями. Предложенный метод может быть достаточно просто реали­
332
Балансовые расчеты...
зован в среде общедоступных электронных таблиц Microsoft Excel,
что существенно расширяет возможности и область применения
имитационного поточного моделирования по сравнению с система­
ми технологического моделирования. Безусловно, имитационные
поточные модели имеют свою область применения и не везде могут
использоваться. Например, детальные проектные расчеты на основе
имитационных поточных моделей выполнить невозможно, однако
для прогнозных балансовых расчетов в динамике эксплуатации про­
ектируемого объекта имитационные поточные модели могут исполь­
зоваться очень успешно, эффективно и без потери точности.
В заключение отметим, что подробно рассмотренные и проана­
лизированные в настоящей главе функции отбора углеводородов
фактически являются частным проявлением широко используемых
статистических законов распределения. Поэтому при соответству­
ющей математической доработке представляется возможным созда­
ние нового метода технологического моделирования, существенно
дополняющего традиционные термодинамические методы, основан­
ные на использовании уравнений состояния.
4. Решение проектных, плановых
и учетных задач на основе расчетов
материально-компонентных балансов
добычи и переработки углеводородного сырья
В первых трех главах подробно изложена комплексная методология
прогнозных и ретроспективных расчетов материально-компонент­
ных балансов «физической» переработки углеводородного сырья
газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, вклю­
чающая:
— методику определения компонентно-фракционных составов
и физико-химических свойств добываемого углеводородного
сырья и моделирования их изменения в динамике разработки
месторождений на основе результатов экспериментальных
исследований, показателей разработки месторождений, тех­
нологической схемы и параметров промысловой подготовки
добываемых флюидов;
— принципиальную комплексную поточную схему «физиче­
ской» переработки углеводородного сырья газоконденсатных
и нефтегазоконденсатных месторождений и типовые схемы
основных технологических процессов промысловой подготов­
ки и переработки УВС;
— основные принципы обследования и адекватного моделиро­
вания технологических объектов промысловой подготовки
и переработки УВС;
— методику обобщенной оценки эффективности сепарационных
и ректификационных процессов (селективности разделения
компонентов и фракций по продуктам переработки);
— методику имитационного поточного моделирования техно­
логических объектов и комплексных поточных схем добычи
и переработки УВС.
В настоящей главе рассмотрим основные возможности и при­
меры практического применения вышеизложенной комплексной
методологии балансовых расчетов для постановки и решения новых
проектных, плановых и учетных задач.
334
Балансовые расчеты...
4.1. Технико-экономическая оценка сырьевого
потенциала конденсата и нефти при проектировании
разработки и обустройства месторождений,
планировании добычи и подготовки УВС
До настоящего времени при проектировании разработки и обуст­
ройства газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторожде­
ний и планировании добычи и промысловой подготовки газоконден­
сатных и нефтяных флюидов компонентно-фракционные составы
добываемого (КФС) сырья обычно не определяются. Исключение
составляют проекты разработки газоконденсатных месторождений
ООО «ТюменНИИгипрогаз», выпущенные начиная с 2003 года.
Из-за отсутствия достоверных исходных данных по компонент­
но-фракционным составам проектные и плановые материальные
балансы добычи и промысловой подготовки могут быть увязаны со
схемой и технологическими параметрами эксплуатации промысло­
вого оборудования лишь опосредовано, с помощью эмпирических
коэффициентов или зависимостей. При этом составы и свойства
промысловых продуктов — товарного газа и нестабильного конден­
сата достоверно определить невозможно, соответственно, невозмож­
но и оценить качество вырабатываемого на промысле нестабильного
конденсата, как сырья для его последующей переработки, а также
увязать это качество с технологической схемой и режимом про­
мысловой подготовки добываемого УВС. Из-за отсутствия такой
оценки вопросы ценообразования решаются обобщенно, без учета
потенциального ассортимента и объемов производства продуктов
переработки конденсата и нефти конкретного месторождения. Соот­
ветственно, технико-экономические показатели добычи и промыс­
ловой подготовки УВС в проектах разработки и при планировании
могут быть далеко не адекватными реальному вкладу конкретного
промысла в общие технико-экономические показатели технологи­
ческого увязанного производственного комплекса по добыче и пере­
работке углеводородного сырья.
Изложенная в главах 1–3 комплексная методология позволяет
значительно уточнить балансовые и технико-экономические показа­
тели добычи и промысловой подготовки УВС при проектировании
и планировании. На базе определения и прогноза компонентнофракционных составов добываемого сырья в динамике разработки
4. Решение проектных, плановых и учетных задач...
335
месторождений с помощью моделей его промысловой подготовки
можно выполнять многовариантные расчеты компонентно-фракци­
онных составов и физико-химических характеристик промысловых
продуктов — товарного газа и нестабильного конденсата.
Качество товарного газа однозначно регламентируется требова­
ниями ОСТ 51.40, соответствие которым может строго контроли­
роваться в процессе балансовых расчетов промысловой подготовки.
В отличие от товарного газа, строго определенных требований к
качеству нестабильного конденсата (НК) пока не выработано. Су­
ществующие практически на каждом месторождении собственные
нормативные документы по качеству НК содержат, как правило,
очень размытые и конкретно не обоснованные требования. В лучшем
случае, они могут быть «привязаны» к обеспечению функциониро­
вания схемы учета НК, т. е. должны обеспечить однофазное жидкое
состояние потока НК на узле замера.
Выполнение требований относительно функционирования схе­
мы учета НК, безусловно, необходимо, и наилучшим показателем
для этой цели является упругость паров нестабильного конденсата
при температуре узла замера. Однако наличие рассчитанного по
модели компонентно-фракционного состава НК, строго увязанного
с компонентно-фракционным составом добываемого сырья, схемой
и технологическим режимом промысловой подготовки, позволяет
выработать и более строгие критерии к качеству НК. В частности,
на базе рассчитываемых в процессе проектирования и планирования
КФС НК можно выполнять достаточно адекватную оценку его ка­
чества как сырья для дальнейшей переработки.
Для решения этой задачи, кроме модели промысловой подго­
товки добываемого сырья в проектную или плановую расчетную
систему необходимо включить модель переработки выделенного
на промысле конденсата. Эта модель должна соответствовать схеме
конкретного перерабатывающего завода, на который направляется
(будет направляться) НК. Если это невозможно (из‑за неопределен­
ности схемы поставки НК или разветвленной схемы его поставки на
различные заводы и т. п.), вполне допустимо собрать обобщенную
или типовую модель переработки.
Цель включения подобной модели в проектную или плановую
расчетную схему заключается в определении потенциального балан­
са переработки НК — объемов и качества товарной продукции при
336
Балансовые расчеты...
Таблица 4.1. Типовая форма потенциального комплексного баланса
переработки выделенного на промысле конденсата
Потоки
Промысловая
подготовка
Флюид Газ
НК
на
сепаУКПГ рации
Расходы потоков:
тыс.ст.м3/сут
тонн/сут
Выходы,% масс.
—
120
—
—
Максимум выработки СК
СК
ШФЛУ Сбр.газ
4 830 3 286 1 544
114
1 430 1 110
309
100,00 68,04 31,96
2,35
29,61 22,98 6,40
Расчетные физико-химические характеристики потоков
11
0,22
17,6
0,732
—
—
—
—
—
—
3,99
58,5
—
—
ДК
—
6
23,2
0,966
—
—
—
—
—
—
222,1
339,6
—
4487
Газ деэтанизации
Стабилизация ДК
—
—
Молекулярная масса
Станд.плотность, кг/м3
Станд.вязкость, сСт
Тем.застывания, °С
Тем.помутнения, °С
Упругость паров,ата
ДНП по Рейду,мм рт.ст.
ОЧ по мотор.методу
Содержание С5+, г/м3
Содержание С3+, г/м3
—
5000
Деэтанизация НК
72,3
633,9
0,4
–57,9
–36,1
32,9
—
—
—
—
22,7
0,945
—
—
—
—
—
—
18,40
137,6
87,4
684,0
—
—
—
2,84
—
—
—
—
—
—
110,0
742,5
—
—
—
—
550
—
—
—
51,4
538,8
—
—
—
6,62
—
—
—
—
44,4
1,848
—
—
—
—
—
—
43,96
1630
Содержание целевых фракций для выработки товарных продуктов, % масс.
C1C2
64,8408 92,0169 6,9883 85,4300 0,7514 0,0143 3,0001 16,2694
C3
6,7835 5,2730 9,9990
7,0528 10,2333 0,6338 41,0923 59,8618
C4
5,3805 2,1653 12,2250 5,5699 12,7542 4,2738 40,3776 21,5832
C3C4
12,1639 7,4382 22,2240 12,6227 22,9874 4,9077 81,4699 81,4449
C5+высшие
22,9953 0,5448 70,7877 1,9473 76,2611 95,0780 15,5300 2,2857
iC5
1,3505 0,2197 3,7577
0,6505 4,0048 3,0490 7,1551 1,4147
nC5–70
3,5172 0,2495 10,4735 0,8704 11,2371 12,6065 6,8692 0,8334
nC5–85
4,6052 0,2746 13,8243 0,9839 14,8453 17,1565 7,4363 0,8577
nC5–100
6,8931 0,3013 20,9256 1,1272 22,4998 27,0118 7,9776 0,8710
70–100
3,3759 0,0518 10,4521 0,2568 11,2627 14,4053 1,1084 0,0375
85–100
2,2879 0,0267 7,1013
0,1433 7,6545 9,8552 0,5413 0,0132
70–140
8,7049 0,0739 27,0785 0,4073 29,1991 37,7703 1,4890 0,0375
100–180
8,5521 0,0238 26,7072 0,1673 28,8173 37,6049 0,3965 0,0000
140–240
6,4325 0,0017 20,1224
0,0191
21,7208 28,4307 0,0167
0,0000
337
4. Решение проектных, плановых и учетных задач...
и промысловой подготовки добываемого газоконденсатного флюида
по вариантам:
Первичная переработка СК
СК для переработки
СК
ШФЛУ Сбр.газ Мазут ДТ ГШЗ
БФ
Фракционирование ШФЛУ
Сдувки ИПГФ
—
—
1 063
22,02
—
113,3
749,9
—
—
—
—
425
—
—
—
—
—
176
3,65
—
56,7
566,4
—
—
—
4,54
—
—
—
—
—
93
190
3,94
—
49,2
2,047
—
—
—
—
—
—
178
1952
—
—
97
2,01
—
219,4
838,9
5,6
1,3
6,6
—
—
—
—
—
—
—
424
8,78
—
146,4
796,2
1,46
–43,5
–36,0
—
—
—
—
—
—
—
542
11,22
—
89,7
704,4
—
—
—
—
671
67
—
—
—
0
0
0,00
—
40,5
1,685
—
—
—
—
—
—
—
1378
—
—
26
0,55
—
83,0
675,4
—
—
—
—
499
67
—
—
Пропан
—
—
17
0,35
—
43,9
503,5
—
—
—
8,7
—
102
—
—
0,0110
0,2162
1,5025
1,7187
98,2703
1,3947
9,7023
14,0973
24,3670
14,6647
10,2697
40,2995
41,6362
31,9818
1,0001
23,6599
37,2945
60,9544
38,0455
11,4607
18,5013
21,1279
24,0618
5,5605
2,9339
7,9449
2,5126
0,1385
5,3708
49,2609
34,5302
83,7910
10,8382
4,9430
5,0714
5,4443
5,7440
0,6726
0,2997
0,8214
0,1511
0,0024
0,0000
0,0000
0,0001
0,0001
99,9999
0,0007
0,0494
0,0988
0,2883
0,2390
0,1895
1,5985
4,4896
17,1750
0,0000
0,0000
0,0003
0,0003
100,000
0,0018
0,1632
0,4222
1,9360
1,7727
1,5138
19,2407
49,4507
65,1378
0,0239
0,4680
3,2517
3,7197
96,2565
3,0170
20,8348
30,0913
50,8437
30,0089
20,7523
68,6426
42,2750
3,7619
19,5488
80,4512
0,0000
80,4512
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0011
0,3676
0,3687
99,6313
11,2301
57,2444
67,3677
78,6765
21,4321
11,3088
30,6229
9,6849
0,5338
0,7958
99,1391
0,0651
99,2042
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
ПБФ Сдувки
—
—
128
2,66
—
56,2
562,6
—
—
—
3,8
—
93
—
—
—
3
5
0,10
—
38,3
1,594
—
—
—
—
—
0
0,00
1074
0,0009
21,8023
58,8858
80,6881
19,3110
13,5321
5,7787
5,7789
5,7789
0,0003
0,0000
0,0003
0,0000
0,0000
31,9450
68,0550
0,0000
68,0550
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
338
Балансовые расчеты...
Окончание таблицы 4.1
Потоки
180–240
240–340
180–340
Свыше 340
Промысловая
подготовка
Флюид Газ
НК
на
сепаУКПГ рации
3,2094
2,5963
5,8057
0,3938
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
10,0417
8,1233
18,1650
1,2322
Деэтанизация НК
Газ деэтанизации
ДК
0,0023
0,0000
0,0023
0,0000
10,8399
8,7692
19,6091
1,3302
Стабилизация ДК
Максимум выработки СК
СК
ШФЛУ Сбр.газ
14,1908
11,4802
25,6710
1,7414
0,0008
0,0000
0,0008
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
переработке по принятой схеме. Такой баланс фактически является
критерием ценности выделенного на промысле конденсата как сырья
для его переработки по топливной схеме в целом или на конкретном
предприятии. Типовая форма потенциального комплексного баланса
промысловой подготовки УВС газоконденсатных месторождений и
переработки выделенного на промысле НК представлена в табл. 4.1.
Эта форма составлена в соответствии с общей поточной схемой
переработки УВС газоконденсатных и нефтегазоконденсатных
месторождений (см. рис. 3.1). В ней выделены блоки: промысловой
подготовки добываемого УВС; деэтанизации НК; стабилизации
ДК по вариантам выработки СК товарного и СК для дальнейшей
переработки; первичной переработки СК по сокращенной схеме с
выработкой газоконденсатного широкофракционного дизельного
топлива (ГШЗ), прямогонной бензиновой фракции (БФ) и оста­
точной фракции — мазута; фракционирования ШФЛУ также по
сокращенной схеме с выработкой изопентан-гексановой фракции
(ИПГФ), пропана и пропан-бутановой фракции (ПБФ). Расчет
сделан для одного из типовых составов добываемого газоконден­
сатного флюида, типовой схемы его промысловой подготовки и
переработки. Такая форма может использоваться для детального
представления расчетных вариантов как при проектировании раз­
работки месторождений, так и при планировании добычи и про­
мысловой подготовки УВС.
При проектировании разработки представляет интерес не толь­
ко (и не столько) представление отдельных балансовых расчетов на
конкретный год и конкретный вариант, но в большей степени дина­
мика балансовых показателей. В этом случае комплексный баланс
339
4. Решение проектных, плановых и учетных задач...
по вариантам:
Первичная переработка СК
СК для переработки
СК
ШФЛУ Сбр.газ Мазут ДТ ГШЗ
15,9804
12,9305
28,9109
1,9614
0,0103
0,0000
0,0103
0,0000
0,0001
0,0000
0,0001
0,0000
14,0449
62,3942
76,4391
18,7821
33,1550
15,2692
48,4242
0,1870
БФ
0,1205
0,0003
0,1209
0,0000
Фракционирование ШФЛУ
Сдувки ИПГФ
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0398
0,0000
0,0398
0,0398
Пропан
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
ПБФ Сдувки
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
промысловой подготовки и переработки УВС можно представить
в виде, показанном в табл. 4.2. Этот баланс является удельным — он
рассчитан на 1 млн ст. м3 / год добываемого флюида. В отличие от
баланса, представленного в табл. 4.1, в нем не присутствуют по­
казатели состава и качества потоков, но балансовые показатели
приведены в динамике по годам, а также выведен комплексный
товарный баланс промысловой подготовки и переработки УВС.
В числе товарных продуктов присутствует автомобильный бензин
Нормаль-80, который вырабатывается на базе изопентан-гексаной
фракции (ИПГФ) с добавкой высокооктановой присадки.
Представленные формы дают достаточно наглядное представле­
ние об ожидаемых (проектных или плановых) балансах добычи и
промысловой подготовки УВС в комплексе с балансом переработки
выделенного на промысле конденсата. Однако необходимо отметить,
что приведенные примеры расчетов являются модельными. Конк­
ретный баланс переработки сырьевого потока на конкретном заводе
может рассчитываться только в составе общего баланса переработки
смесевого сырья при учете всех особенностей технологии завода
и условий реализации продукции (подробно методология расчета
балансов сырьевых потоков в составе общего баланса изложена в
разделе 4.4). При проектировании разработки месторождений и пла­
нировании добычи и промысловой подготовки УВС такой расчет,
как правило, не возможен.
Тем не менее комплексный материальный баланс позволяет на­
глядно проанализировать возможности переработки выделенного
на промысле конденсата и соотнести их с динамикой изменения
состава добываемого флюида, схемой и режимом его промысловой
340
Балансовые расчеты...
Таблица 4.2. Типовая форма комплексного баланса промысловой
подготовки УВС и переработки выделенного на промысле НК в динамике
разработки месторождения
Год разработки
Показатели
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11
1. Объем добываемого флюида
млн ст .м3/год
1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000
тыс. тонн/год
997 999 993 996 988 981 974 973 972 969 967
2. Промысловая подготовка
Газ товарный, тыс. т
651 651 652 651 653 655 656 656 655 655 655
млн ст. м3
894 893 895 894 896 898 900 900 900 900 900
Нестаб. конд., тыс. т
346 348 341 345 335 326 318 317 316 314 312
3. Деэтанизация конденсата
Газ деэтаниз., тыс. т
32
32
32
32
32 31 31 32 32 32 33
млн ст. м3
32
32
31
32
31 30 30 30 31 31 32
Деэтан. конд., тыс. т
314 316 309 313 303 294 287 286 284 282 280
4. Стабилизация конденсата в режиме получения СК товарного
Доля ДК на загр., %
50,00 50,00 50,00 50,00 50,00 50,00 50,00 50,00 50,00 50,00 50,00
ДК на стаб., тыс. т
157 158 155 156 152 147 143 143 142 141 140
Стаб. конд., тыс. т
123 124 121 123 118 114 110 109 108 107 106
ШФЛУ, тыс. т
31
31
31
31
31 32 32 33 33 33 33
Газ стабилиз., тыс. т
3
3
3
3
2
2
1
1
1
1
1
млн ст. м3
2
2
1
2
1
1
1
1
1
1
0
5. Стабилизация конденсата в режиме получения СК для переработки
ДК на стаб., тыс. т
157 158 155 156 152 147 143 143 142 141 140
Стаб. конд., тыс. т
114 116 112 114 109 105 101 101 100 99 98
ШФЛУ, тыс. т
42
42
42
42
42 42 42 42 42 42 42
Газ стабилиз., тыс. т
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
млн ст. м3
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
6. Первичная переработка СК
Бензин. фрак., тыс. т
45
45
45
45
50 50 50 50 50 49 49
в т. ч. в СК тов.
13
14
12
13
11 10
8
8
8
8
7
Дизтопливо, тыс. т
48
49
47
48
46 44 43 42 42 42 41
Тяж.остаток, тыс. т
13
14
12
13
11 10
8
8
8
8
7
Газ на факел, тыс. т
8
8
8
8
2
1
0
0
0
0
0
млн ст. м3
2
2
2
2
1
0
0
0
0
0
0
7. Фракционирование ШФЛУ
ИПГФ, тыс. т
4,67 4,65 4,71 4,68 4,78 4,87 4,96 4,98 5,01 5,05 5,09
341
4. Решение проектных, плановых и учетных задач...
Год разработки
1
2
3
4
5
6
7
ПБФ, тыс. т
36
36
36
36
36 36 36
Пропан, тыс. т
0
0
0
0
0
0
0
Сбросной газ, тыс. т
1
1
1
1
1
1
1
млн ст. м3
1
1
1
1
1
1
1
ИТОГОВЫЙ БАЛАНС ДОБЫЧИ, ПРОМЫСЛОВОЙ ОБРАБОТКИ И ПЕРЕРАБОТКИ УВС
Газ товарный, тыс. т
651 651 652 651 653 655 656
млн ст. м3
894 893 895 894 896 898 900
СК товарный
150 152 146 149 140 133 126
ШФЛУ товарная
31
31
31
31
31 32 32
Дизтопливо ГШЗ
48
49
47
48
46 44 43
БФ (ДГКЛ)
32
31
32
32
39 41 41
АБ Нормаль-80
4,92 4,89 4,96 4,93 5,03 5,13 5,22
в т. ч. присадка
0,25 0,24 0,25 0,25 0,25 0,26 0,26
доля присадки, %
5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00
Пропановая фракция
0
0
0
0
0
0
0
ПБФ (СПБТ)
36
36
36
36
36 36 36
Газ деэтанизации
32
32
32
32
32 31 31
млн ст. м3
32
32
31
32
31 30 30
Сбросные газы
4
4
4
4
4
3
3
млн ст. м3
3
3
2
2
2
2
2
Факельные сбросы
8
8
8
8
2
1
0
млн ст. м3
2
2
2
2
1
0
0
Показатели
8
36
0
1
1
9
36
0
1
1
10
36
0
1
1
11
36
0
1
1
656
900
126
33
42
41
5,24
0,26
5,00
0
36
32
30
2
2
0
0
655
900
124
33
42
42
5,27
0,26
5,00
0
36
32
31
2
2
0
0
655
900
122
33
42
42
5,31
0,27
5,00
0
36
32
31
2
1
0
0
655
900
120
33
41
42
5,35
0,27
5,00
0
36
33
32
2
1
0
0
подготовки. Кроме того, если имеется информация по удельным
технико-экономическим показателям промысловой подготовки
добываемого флюида и переработки НК, появляется возможность
провести оценку технико-экономических показателей (ТЭП) пере­
работки НК, причем в комплексе с ТЭП его добычи и промысловой
подготовки. Типовая форма комплексных ТЭП промысловой под­
готовки добываемого УВС и переработки выделенного на промысле
конденсата представлена в табл. 4.3.
Расчет ТЭП в данном примере выполнен на базе комплексного
баланса, представленного в табл. 4.2 (блок 1 табл. 4.3). Исходные
экономические показатели для расчета (цены на продукты — блок
2, и себестоимость процессинга — блок 5) взяты условные. Выручка
от реализации (блок 3) рассчитывается исходя из объемов продук­
342
Балансовые расчеты...
Таблица 4.3. Типовая форма технико-экономических показателей промысНК в динамике разработки месторождения
Год разработки
Показатели
1
2
3
4
1. Выработка товарной продукции, тыс. т/год
985,058 987,012 981,788 984,394
1.1. Добыча и промысловая обработка УВС
997,041 999,205 993,431 996,299
Газ товарный
651,170 650,728 651,982 651,247
млн мт. м3/год
893,578 892,966 894,678 893,713
Нестабильный конденсат
345,870 348,477 341,449 345,051
1.2. Переработка НК
333,89 336,28
329,81
333,15
Стабильный конденсат
149,672 151,940 145,936 148,899
ШФЛУ
30,718
30,557
30,963
30,792
Дизельное топливо
48,111
48,551
47,357
47,957
Бензиновая фракция (ДГКЛ)
31,757
31,483
32,192
31,848
Автобензин Нормаль-80
4,917
4,891
4,960
4,928
Пропановая фракция
0,071
0,071
0,070
0,071
Пропан-бутановая фракция
36,352
36,394
36,268
36,348
Газ деэтанизации
32,289
32,397
32,060
32,303
2. Цены на продукты, руб/т
Товарный газ
686,13
686,13
686,12
686,15
3
руб/тыс. ст. м
500,00
500,00
500,00
500,00
Нестабильный конденсат
1000,00 1000,00 1000,00 1000,00
в т. ч. на промысле
880,00
880,00
880,00
880,00
транспорт до завода
120,00
120,00
120,00
120,00
Стабильный конденсат
3000,00 3000,00 3000,00 3000,00
ШФЛУ
1000,00 1000,00 1000,00 1000,00
Дизельное топливо
5500,00 5500,00 5500,00 5500,00
Бензиновая фракция (ДГКЛ)
3000,00 3000,00 3000,00 3000,00
Автобензин Нормаль-80
4500,00 4500,00 4500,00 4500,00
Пропановая фракция
2000,00 2000,00 2000,00 2000,00
Пропан-бутановая фракция
1300,00 1300,00 1300,00 1300,00
Газ деэтанизации
200,00
200,00
200,00
200,00
3. Выручка от реализации продукции, млн р.
1362,393 1370,284 1349,168 1359,687
3.1. Добыча и промысловая обработка УВС
792,660 794,960 788,788 791,908
Товарный газ
446,789 446,483 447,339 446,857
Нестабильный конденсат
345,870 348,477 341,449 345,051
4. Решение проектных, плановых и учетных задач...
ловой подготовки УВС и переработки выделенного на промысле
5
982,982
988,069
652,982
896,105
335,088
330,00
140,461
31,358
46,178
38,861
5,030
0,070
36,177
31,866
6
977,122
980,546
654,651
898,390
325,895
322,47
132,983
31,841
44,409
40,618
5,127
0,069
36,005
31,419
7
971,237
973,760
656,033
900,336
317,726
315,20
126,445
32,391
42,683
41,417
5,223
0,068
35,867
31,108
686,16
686,16
686,20
500,00
500,00
500,00
1000,00
1000,00 1000,00
880,00
880,00
880,00
120,00
120,00
120,00
3000,00
3000,00 3000,00
1000,00
1000,00 1000,00
5500,00
5500,00 5500,00
3000,00
3000,00 3000,00
4500,00
4500,00 4500,00
2000,00
2000,00 2000,00
1300,00
1300,00 1300,00
200,00
200,00
200,00
1347,533 1322,386 1297,390
783,141 775,090 767,894
448,053
449,195 450,168
335,088
325,895 317,726
8
970,429
972,835
655,664
899,946
317,171
314,77
125,554
32,550
42,437
41,488
5,245
0,068
35,906
31,517
9
10
969,383 967,335
971,662 969,438
655,321 655,310
899,605 899,687
316,341 314,128
314,06 312,02
124,434 122,337
32,715
32,891
42,125
41,527
41,576
41,732
5,272
5,311
0,068
0,068
35,944
35,941
31,931
32,218
11
965,512
967,450
655,057
899,507
312,393
310,45
120,477
33,105
40,986
41,849
5,353
0,068
35,970
32,647
686,29
686,39
686,46
500,00
500,00
500,00
1000,00 1000,00 1000,00
880,00
880,00
880,00
120,00
120,00
120,00
3000,00 3000,00 3000,00
1000,00 1000,00 1000,00
5500,00 5500,00 5500,00
3000,00 3000,00 3000,00
4500,00 4500,00 4500,00
2000,00 2000,00 2000,00
1300,00 1300,00 1300,00
200,00
200,00
200,00
1293,773 1289,202 1280,541
767,144 766,144 763,972
449,973 449,802 449,843
317,171 316,341 314,128
686,59
500,00
1000,00
880,00
120,00
3000,00
1000,00
5500,00
3000,00
4500,00
2000,00
1300,00
200,00
1272,773
762,147
449,754
312,393
343
344
Балансовые расчеты...
Продолжение таблицы 4.3
Показатели
1
в т. ч. на промысле
304,366
транспорт до завода
41,504
3.2. Переработка НК
915,604
Стабильный конденсат
449,017
ШФЛУ
30,718
Дизельное топливо
264,613
Бензиновая фракция (ДГКЛ)
95,271
Автобензин Нормаль-80
22,128
Пропановая фракция
0,142
Пропан-бутановая фракция
47,257
Газ деэтанизации
6,458
4. Стоимость сырья (при переработке НК), млн р. 345,870
Стабильный конденсат
155,044
ШФЛУ
31,821
Дизельное топливо
49,838
Бензиновая фракция (ДГКЛ)
32,897
Автобензин Нормаль-80
5,094
Пропановая фракция
0,074
Пропан-бутановая фракция
37,656
Газ деэтанизации
33,447
5. Себестоимость процессинга, руб/т
5.1. Добыча и промысловая обработка УВС
Товарный газ
617,52
руб/тыс.ст.м3
450,00
Нестабильный конденсат
800,00
в т.ч. на промысле
700,00
транспорт до завода
100,00
5.2. Переработка НК
Стабильный конденсат
550,00
ШФЛУ
550,00
Дизельное топливо
900,00
Бензиновая фракция (ДГКЛ)
550,00
Автобензин Нормаль-80
2000,00
Год разработки
2
3
306,660 300,475
41,817
40,974
923,801 901,829
455,820 437,807
30,557
30,963
267,032 260,462
94,448
96,577
22,010
22,318
0,143
0,141
47,312
47,148
6,479
6,412
348,477 341,449
157,449 151,088
31,665
32,056
50,312
49,029
32,624
33,329
5,068
5,135
0,074
0,073
37,714
37,548
33,571
33,192
4
303,645
41,406
912,830
446,698
30,792
263,765
95,544
22,176
0,142
47,253
6,461
345,051
154,220
31,892
49,671
32,986
5,104
0,073
37,647
33,457
617,52
450,00
800,00
700,00
100,00
617,51
450,00
800,00
700,00
100,00
617,54
450,00
800,00
700,00
100,00
550,00
550,00
900,00
550,00
2000,00
550,00
550,00
900,00
550,00
2000,00
550,00
550,00
900,00
550,00
2000,00
4. Решение проектных, плановых и учетных задач...
5
294,877
40,211
899,481
421,384
31,358
253,977
116,584
22,635
0,140
47,030
6,373
335,088
142,627
31,841
46,889
39,460
5,108
0,071
36,735
32,357
6
286,788
39,107
873,191
398,950
31,841
244,247
121,853
23,071
0,138
46,807
6,284
325,895
134,395
32,180
44,880
41,049
5,181
0,069
36,387
31,753
7
279,599
38,127
847,222
379,336
32,391
234,754
124,252
23,504
0,136
46,628
6,222
317,726
127,457
32,650
43,024
41,749
5,265
0,068
36,155
31,357
8
279,111
38,061
843,801
376,663
32,550
233,405
124,463
23,602
0,136
46,678
6,303
317,171
126,514
32,798
42,762
41,805
5,285
0,068
36,181
31,758
9
10
278,380 276,433
37,961
37,695
839,400 830,698
373,301 367,012
32,715
32,891
231,685 228,397
124,728 125,195
23,723
23,901
0,136
0,135
46,727
46,723
6,386
6,444
316,341 314,128
125,337 123,162
32,952
33,113
42,430
41,807
41,878
42,013
5,310
5,347
0,068
0,068
36,204
36,183
32,162
32,435
11
274,906
37,487
823,019
361,432
33,105
225,421
125,547
24,090
0,135
46,761
6,529
312,393
121,229
33,311
41,242
42,110
5,387
0,068
36,194
32,851
617,55
450,00
800,00
700,00
100,00
617,54
450,00
800,00
700,00
100,00
617,58
450,00
800,00
700,00
100,00
617,66
450,00
800,00
700,00
100,00
617,75
450,00
800,00
700,00
100,00
617,81
450,00
800,00
700,00
100,00
617,93
450,00
800,00
700,00
100,00
550,00
550,00
900,00
550,00
2000,00
550,00
550,00
900,00
550,00
2000,00
550,00
550,00
900,00
550,00
2000,00
550,00
550,00
900,00
550,00
2000,00
550,00
550,00
900,00
550,00
2000,00
550,00
550,00
900,00
550,00
2000,00
550,00
550,00
900,00
550,00
2000,00
345
346
Балансовые расчеты...
Продолжение таблицы 4.3
Показатели
Пропановая фракция
Пропан-бутановая фракция
Газ деэтанизации
6. Затраты на процессинг, млн р.
6.1. Добыча и промысловая обработка УВС
Товарный газ
Нестабильный конденсат
в т.ч. на промысле
транспорт до завода
6.2. Переработка НК
Стабильный конденсат
ШФЛУ
Дизельное топливо
Бензиновая фракция (ДГКЛ)
Автобензин Нормаль-80
Пропановая фракция
Пропан-бутановая фракция
Газ деэтанизации
7. Эксплуатационные затраты в целом, млн р.
7.1. Добыча и промысловая обработка УВС
Товарный газ
Нестабильный конденсат
в т. ч. на промысле
транспорт до завода
7.2. Переработка НК
Стабильный конденсат
ШФЛУ
Дизельное топливо
Бензиновая фракция (ДГКЛ)
Автобензин Нормаль-80
Пропановая фракция
Пропан-бутановая фракция
Газ деэтанизации
1
500,00
350,00
180,00
867,193
678,807
402,110
276,696
242,109
34,587
188,387
82,320
16,895
43,300
17,466
9,835
0,036
12,723
5,812
867,193
678,807
402,110
276,696
242,109
34,587
534,257
237,364
48,716
93,138
50,363
14,928
0,109
50,379
39,259
Год разработки
2
3
500,00
500,00
350,00
350,00
180,00
180,00
870,388 861,805
680,616 675,765
401,835 402,605
278,782 273,159
243,934 239,015
34,848
34,145
189,772 186,040
83,567
80,265
16,806
17,030
43,696
42,621
17,316
17,706
9,782
9,919
0,036
0,035
12,738
12,694
5,831
5,771
870,388 861,805
680,616 675,765
401,835 402,605
278,782 273,159
243,934 239,015
34,848
34,145
538,249 527,489
241,016 231,352
48,471
49,086
94,008
91,650
49,940
51,035
14,851
15,054
0,110
0,108
50,452
50,242
39,403
38,962
4
500,00
350,00
180,00
866,148
678,212
402,171
276,041
241,536
34,505
187,936
81,895
16,935
43,162
17,516
9,856
0,035
12,722
5,815
866,148
678,212
402,171
276,041
241,536
34,505
532,987
236,115
48,827
92,833
50,503
14,960
0,109
50,369
39,272
4. Решение проектных, плановых и учетных задач...
5
500,00
350,00
180,00
857,245
671,318
403,247
268,070
234,562
33,509
185,927
77,254
17,247
41,560
21,374
10,060
0,035
12,662
5,736
857,245
671,318
403,247
268,070
234,562
33,509
521,015
219,881
49,088
88,449
60,834
15,168
0,106
49,396
38,093
6
500,00
350,00
180,00
846,498
664,992
404,276
260,716
228,127
32,590
181,507
73,141
17,513
39,968
22,340
10,254
0,034
12,602
5,655
846,498
664,992
404,276
260,716
228,127
32,590
507,402
207,536
49,692
84,848
63,389
15,435
0,104
48,989
37,408
7
500,00
350,00
180,00
836,519
659,332
405,151
254,181
222,408
31,773
177,187
69,545
17,815
38,414
22,779
10,446
0,034
12,554
5,600
836,519
659,332
405,151
254,181
222,408
31,773
494,914
197,002
50,466
81,439
64,528
15,711
0,102
48,708
36,957
8
500,00
350,00
180,00
835,446
658,713
404,976
253,737
222,020
31,717
176,733
69,055
17,902
38,194
22,818
10,490
0,034
12,567
5,673
835,446
658,713
404,976
253,737
222,020
31,717
493,905
195,569
50,701
80,955
64,623
15,775
0,102
48,748
37,431
9
500,00
350,00
180,00
834,011
657,895
404,822
253,073
221,439
31,634
176,116
68,439
17,993
37,912
22,867
10,543
0,034
12,580
5,748
834,011
657,895
404,822
253,073
221,439
31,634
492,457
193,775
50,945
80,342
64,744
15,853
0,102
48,785
37,910
10
500,00
350,00
180,00
830,899
656,162
404,859
251,303
219,890
31,413
174,737
67,285
18,090
37,374
22,952
10,623
0,034
12,579
5,799
830,899
656,162
404,859
251,303
219,890
31,413
488,866
190,447
51,203
79,181
64,966
15,970
0,102
48,762
38,235
11
500,00
350,00
180,00
828,273
654,693
404,778
249,914
218,675
31,239
173,580
66,262
18,207
36,887
23,017
10,706
0,034
12,589
5,877
828,273
654,693
404,778
249,914
218,675
31,239
485,973
187,492
51,519
78,129
65,127
16,093
0,102
48,784
38,728
347
348
Балансовые расчеты...
Окончание таблицы 4.3
Показатели
8. Прибыль от реализации продукции, млн.р.
8.1. Добыча и промысловая обработка УВС
Товарный газ
Нестабильный конденсат
в т. ч. на промысле
транспорт до завода
8.2. Переработка НК
Стабильный конденсат
ШФЛУ
Дизельное топливо
Бензиновая фракция (ДГКЛ)
Автобензин Нормаль-80
Пропановая фракция
Пропан-бутановая фракция
Газ деэтанизации
9. Рентабельность в целом, %
9.1. Добыча и промысловая обработка УВС
Товарный газ
Нестабильный конденсат
в т. ч. на промысле
транспорт до завода
8.2. Переработка НК
Стабильный конденсат
ШФЛУ
Дизельное топливо
Бензиновая фракция (ДГКЛ)
Автобензин Нормаль-80
Пропановая фракция
Пропан-бутановая фракция
Газ деэтанизации
1
381,347
176,110
44,679
69,174
62,257
6,917
381,347
211,653
–17,998
171,474
44,908
7,199
0,033
–3,122
–32,802
44 %
26 %
11 %
25 %
26 %
20 %
71 %
89 %
–37 %
184 %
89 %
48 %
30 %
–6 %
–84 %
Год разработки
2
3
385,552 374,340
177,070 174,485
44,648
44,734
69,695
68,290
62,726
61,461
6,970
6,829
385,552 374,340
214,804 206,455
–17,914 –18,123
173,024 168,813
44,509
45,542
7,159
7,264
0,033
0,033
–3,139
–3,094
–32,923 –32,550
44 %
43 %
26 %
26 %
11 %
11 %
25 %
25 %
26 %
26 %
20 %
20 %
72 %
71 %
89 %
89 %
–37 %
–37 %
184 %
184 %
89 %
89 %
48 %
48 %
30 %
30 %
–6 %
–6 %
–84 %
–84 %
4
379,843
175,805
44,686
69,010
62,109
6,901
379,843
210,583
–18,036
170,933
45,042
7,216
0,033
–3,116
–32,811
44 %
26 %
11 %
25 %
26 %
20 %
71 %
89 %
–37 %
184 %
89 %
48 %
30 %
–6 %
–84 %
ции и цен на нее. В блоке 4 (стоимость сырья при переработке НК)
затраты на сырье относятся на продукты переработки пропорцио­
нально объемам их выработки. В блоке 6 рассчитываются затраты
4. Решение проектных, плановых и учетных задач...
5
378,466
172,139
44,805
67,018
60,316
6,702
378,466
201,504
–17,730
165,527
55,750
7,467
0,034
–2,367
–31,720
44 %
26 %
11 %
25 %
26 %
20 %
73 %
92 %
–36 %
187 %
92 %
49 %
32 %
–5 %
–83 %
6
365,789
168,760
44,920
65,179
58,661
6,518
365,789
191,414
–17,851
159,399
58,464
7,636
0,034
–2,183
–31,124
43 %
25 %
11 %
25 %
26 %
20 %
72 %
92 %
–36 %
188 %
92 %
49 %
32 %
–4 %
–83 %
7
352,308
165,753
45,017
63,545
57,191
6,355
352,308
182,333
–18,074
153,315
59,723
7,793
0,033
–2,081
–30,735
42 %
25 %
11 %
25 %
26 %
20 %
71 %
93 %
–36 %
188 %
93 %
50 %
33 %
–4 %
–83 %
8
349,896
165,522
44,997
63,434
57,091
6,343
349,896
181,094
–18,151
152,450
59,840
7,827
0,033
–2,070
–31,128
42 %
25 %
11 %
25 %
26 %
20 %
71 %
93 %
–36 %
188 %
93 %
50 %
33 %
–4 %
–83 %
9
10
346,943 341,832
165,190 164,353
44,980
44,984
63,268
62,826
56,941
56,543
6,327
6,283
346,943 341,832
179,526 176,564
–18,230 –18,312
151,343 149,216
59,983
60,230
7,869
7,931
0,033
0,033
–2,058
–2,039
–31,524 –31,791
42 %
41 %
25 %
25 %
11 %
11 %
25 %
25 %
26 %
26 %
20 %
20 %
70 %
70 %
93 %
93 %
–36 %
–36 %
188 %
188 %
93 %
93 %
50 %
50 %
33 %
33 %
–4 %
–4 %
–83 %
–83 %
349
11
337,046
163,685
44,975
62,479
56,231
6,248
337,046
173,940
–18,414
147,293
60,420
7,996
0,033
–2,023
–32,198
41 %
25 %
11 %
25 %
26 %
20 %
69 %
93 %
–36 %
189 %
93 %
50 %
33 %
–4 %
–83 %
на процессинг исходя из его себестоимости и объемов производства
продуктов. В этот блок кроме статей затрат на добычу и промысло­
вую подготовку УВС и переработку НК включены также затраты на
350
Балансовые расчеты...
Рентабельность промысловой подготовки
и переработки НК, %
транспорт НК до перерабатывающего завода. В блоке 7 рассчитаны
эксплуатационные затраты как сумма затрат на сырье и на процес­
синг. В блоке 8 рассчитана балансовая прибыль (без учета вычетов
и налогов) с разбивкой на продукты переработки, в блоке 9 — общая
рентабельность и рентабельность по каждому продукту.
Создав по форме табл. 4.2 и 4.3 (или подобной) балансовую и эко­
номическую модели можно в процессе проектирования разработки и
планирования добычи и промысловой подготовки оценивать потен­
циальные балансы и ТЭП переработки НК, а также комплексные по­
казатели для различных схем и режимов промысловой подготовки.
Это, в свою очередь, дает возможность решать и технико-экономи­
ческие задачи, в частности, обосновывать реальную цену конденсата
при заключении договоров на поставку сырья. В качестве примера
такой оценки на рис. 4.1 представлены зависимости: с одной сторо­
ны — расчетной рентабельности промысловой подготовки добывае­
мого УВС от цены вырабатываемого на промысле НК; с другой сто­
роны — расчетной рентабельности переработки НК от его стоимости
как сырья для переработки.
50
45
40
Рентабельность промысла
в зависимости от цены НК
Рентабельностью переработки
в зависимости от стоимости НК
35
30
25
20
15
10
1100 1150 1200 1250 1300 1350 1400 1450 1500
Цена отгружаемого промысла и стоимость поступающего
на переработку НК, руб./т
Рис. 4.1. Сравнение рентабельности промысловой подготовки УВС и пере­
работки выделенного на промысле конденсата при различной цене НК
4. Решение проектных, плановых и учетных задач...
351
По мере повышения цены НК растет рентабельность промыс­
ловой подготовки и одновременно снижается рентабельность
переработки. Это позволяет найти вариант оптимальной взаимо­
выгодной цены на конденсат и для промысла, и для перерабаты­
вающего предприятия. Например, для данного условного расчета
одинаковый уровень рентабельности промысловой подготовки
добываемого сырья и переработки НК достигается при цене НК
около 1260 руб / т.
Таким образом, в результате расчетов по представленной схеме
увязываются в единый комплекс: уровни добычи углеводородного
сырья; режимы его промысловой подготовки; выходы, компонент­
но-фракционные составы, физико-химические характеристики и
показатели качества промысловых продуктов (товарного газа и
конденсата); потенциальные балансы и ТЭП переработки выде­
ленных на промыслах жидких углеводородов; физико-химические
характеристики и показатели качества продуктов переработки.
Такая схема расчета позволит значительно более достоверно и «про­
зрачно» проектировать и планировать балансовые и экономические
показатели как промысловой подготовки добываемого УВС, так и
получать и предоставлять детальную достоверную информацию для
последующего проектирования и планирования переработки жид­
ких углеводородов. При таком подходе становится вполне реальным
и решение комплексных оптимизационных задач на основе расчета
технико-экономических показателей и маркетинга, что невозможно
при существующей практике проектирования и планирования без
определения КФС сырья и промысловых продуктов и моделирова­
ния промысловой технологии (подробно оптимизационные задачи
рассмотрены в разделе 4.5).
Для добываемой нефти нефтяных оторочек нефтегазоконденсат­
ных месторождений также может выполняться комплекс расчетов,
подобных вышеописанным, для оценки ее сырьевого потенциала, а
также ТЭП переработки. Однако необходимо отметить особенности
и ограничения таких расчетов для нефти. Они связаны с тем, что
переработка «чистой» нефти по технологиям, изложенным в главе 2,
априори нерентабельна вследствие очень большого (более 50 %) вы­
хода тяжелого остатка, который может быть реализован по довольно
низкой цене, как правило, ниже, чем цена самой нефти. Если же
оценку вести по схеме классического НПЗ, то расчеты, подобные вы­
352
Балансовые расчеты...
шеизложенным, также возможны, однако вопросы построения моде­
ли НПЗ, как уже сказано, в главе 2, выходят за рамки данной работы,
поскольку они связаны преимущественно с процессами «химиче­
ской» переработки УВС, которые в данной работе не рассматрива­
ются. Поэтому реальная оценка потенциальных балансов и ТЭП пе­
реработки нефти по рассматриваемым в данной работе технологиям
может быть выполнена только для ее смесей с конденсатом.
4.2. Покомпонентный учет использования ресурсов
добываемого углеводородного сырья и списание запасов
при анализе разработки месторождений
В процессе добычи и промысловой подготовки углеводородного сы­
рья в обязательном порядке ведется работа по анализу разработки
месторождений и списанию запасов. До настоящего времени в состав
этой работы определение компонентно-фракционных составов добы­
ваемого УВС не входит, как не входит и детальный технологический
анализ его промысловой подготовки с определением материальных
(тем более материально-компонентных) балансов. В качестве одного
из основных показателей разработки определяется только общее ко­
личество жидких углеводородов С5+, уходящих с промысла в составе
товарного газа (потенциальное содержание С5+ в товарном газе).
В соответствии с этим, анализ разработки месторождений ведет­
ся без получения детальной достоверной информации об извлека­
емых ресурсах индивидуальных компонентов и фракций жидких
углеводородов в составе добываемого сырья и балансах их распре­
деления по продуктам промысловой подготовки. Материально-ком­
понентные балансы технологических аппаратов, соответственно,
также не определяются. Для оценки эффективности сепарационного
оборудования периодически проводятся экспериментальные работы
по определению капельных уносов жидких углеводородов. Однако
информативность определений капельного уноса конденсата зна­
чительно ниже информативности определения полного материаль­
но-компонентного баланса сепаратора в процессе моделирования
технологии, тем более, что обеспечение достоверности измерений
капельных уносов нестабильного конденсата в условиях аномаль­
ных фазовых переходов (см. раздел 1.3) весьма проблематично.
4. Решение проектных, плановых и учетных задач...
353
Практическая реализация изложенной в разделе 3.2.2 мето­
дологии экспериментально-расчетного мониторинга технологии
промысловой подготовки добываемого УВС может значительно по­
высить информативность и «прозрачность» анализа разработки мес­
торождений, открыть новые возможности анализа эффективности
технологического оборудования, поиска и устранения «узких» мест.
Основным инструментом экспериментально-расчетного мо­
ниторинга является ретроспективное моделирование на базе опе­
ративной технологической информации, данных аналитического
контроля и, при необходимости, результатов специальных экспе­
риментальных исследований. Необходимо отметить, что, благодаря
ретроспективному моделированию, функции экспериментальнорасчетного мониторинга значительно расширены относительно
общепринятых представлений о мониторинге, как о наблюдении за
результатами различного рода измерений. В задачу расширенного
экспериментально-расчетного мониторинга включается адаптация
модели на базе результатов измерений и исследований. При этом
процесс адаптации преследует цель не только максимально возмож­
ного приближения модели к результатам измерений и исследований,
но и проверки их достоверности, устранение противоречий и комп­
лексную увязку (с возможной отбраковкой и коррекцией) в единый
экспериментально-расчетный информационный массив параметров
и показателей. Для этого необходимо детально проанализировать
соответствие результатов расчетов с результатами измерений и эк­
спериментальных исследований, что позволит идентифицировать
ошибки измерений и исследований или некорректности расчетной
модели. К сожалению, как указано в разделе 3.2, процедура адапта­
ции моделей технологических объектов пока не автоматизирована и
даже строго не алгоритмизирована, поэтому необходимо для каждой
конкретной модели каждого конкретного промысла вырабатывать
собственную процедуру адаптации (ее общие принципы подробно
изложены в разделе 3.2).
В случае успешной адаптации расчетных моделей на базе резуль­
татов измерений и специальных экспериментальных исследований
появляется возможность дополнительно получить полную и взаи­
моувязанную информацию о добываемом сырье, технологических
потоках, товарных продуктах. Объем дополнительно получаемой с
помощью адаптированной модели информации на порядок и более
354
Балансовые расчеты...
превосходит объем информации, который может быть получен в ре­
зультате прямых измерений и экспериментальных исследований.
При этом, как уже сказано, одновременно решаются задачи контроля
адекватности расчетных моделей и контроля достоверности резуль­
татов измерений и экспериментальных исследований.
Таким образом, ретроспективное моделирование обеспечит
наработку расширенного экспериментально-расчетного комплек­
са технологических параметров и показателей и, одновременно,
стати­стическую достоверность моделей, которые затем могут более
надежно использоваться для текущего и перспективного планирова­
ния и решения других производственных и проектных задач.
Следует отметить, что экспериментально-расчетный мониторинг
в перспективе, вероятно, можно будет довести до уровня виртуаль­
ной измерительной системы, если удастся автоматизировать про­
цедуру ретроспективного моделирования. Практика виртуальных
измерений уже существует — некоторые компании, в частности,
ASPEN TECHNOLOGY, предлагают так называемые виртуальные
датчики, которые определяют некоторые не измеряемые характе­
ристики потоков с помощью моделей на базе результатов измерений
других параметров и показателей.
Примеры отображения расширенного экспериментально-расчет­
ного массива информации по технологии и балансам промысловой
подготовки добываемого газоконденсатного флюида представлены
в табл. 4.4–4.6.
Таблица 4.4. Типовая форма полного материального баланса потоков
промысловой подготовки добываемого газоконденсатного флюида
Наименования потоков и продуктов
1. Добываемый флюид на УКПГ
2. Регенты, добавки:
Метанол
3. Балансы сепараторов УКПГ:
3.1. Входной сепаратор С-201
Входные потоки:
Добываемый флюид
Метанол
Расходные показатели
кг/час ст.м3/час % масс
447 000 453 798
100,00
620
—
0,139
620
—
0,139
—
—
—
—
—
—
—
—
—
447 000 453 798
100,00
100
—
0,02
4. Решение проектных, плановых и учетных задач...
Наименования потоков и продуктов
Выходные потоки:
Газ сепарации в С-202
Нестабильный конденсат в Р-201
3.3. Промежуточный сепаратор С-202
Входные потоки:
Газ из С-201
Метанол
Выходные потоки:
Газ сепарации в С-204
Нестабильный конденсат в Р-201
3.4. Разделитель Р-201
Входные потоки:
Нестабильный конденсат из С-201
Нестабильный конденсат из С-202
Выходные потоки:
Газ дегазации в С-204
Нестабильный конденсат в Р-202
ВМР на утилизацию
3.5. Низкотемпературный сепаратор С-204
Входные потоки:
Газ из С-202
Газ из Р-201
Газ из Р-202
Метанол
Выходные потоки:
Газ товарный
Нестабильный конденсат в Р-202
3.6. Разделитель Р-202
Входные потоки:
Нестабильный конденсат из С-204
Нестабильный конденсат из Р-201
Выходные потоки:
Газ дегазации в С-204
Нестабильный конденсат в БЕ
355
Расходные показатели
кг/час ст.м3/час % масс
—
—
—
321 868 400 959
72,01
125 229
—
28,02
—
—
—
—
—
—
321 868 400 959
72,01
0
—
0,00
—
—
—
318 376 399 507
71,22
1213
—
0,27
—
—
—
—
—
—
125 229
—
28,02
2543
—
0,57
—
—
—
10 957
14 103
2,45
115 522
—
25,84
1293
—
0,29
—
—
—
—
—
—
318 376 399 507
71,22
10 957
14 103
2,45
11 192
14 267
2,50
520
—
0,12
—
—
—
291 767 399 041
65,27
49 276
—
11,02
—
—
—
—
—
—
49 276
—
11,02
115 522
—
25,84
—
—
—
11 192
14 267
2,50
154 506
—
34,57
356
Балансовые расчеты...
Окончание таблицы 4.4
Наименования потоков и продуктов
ВМР на рециркуляцию
3.7. Буферная емкость БЕ
Входные потоки:
Нестабильный конденсат из Р-202
Выходные потоки:
Газ дегазации в С-204
Нестабильный конденсат товарный
4. Продукты промысловой подготовки:
Газ сепарации (товарный) в МГ
НК товарный на УПКТ
ВМР на утилизацию
5. Факельные сбросы
Расходные показатели
кг/час ст.м3/час % масс
215
—
0,05
—
—
—
—
—
—
154 506
—
34,57
—
—
—
5416
6380
1,21
149 090
—
33,35
—
—
—
291 767 399 041
65,182
149 090
—
33,307
1342
—
0,300
5416
6380
1,210
Таблица 4.5. Типовая форма материально-компонентного баланса
газоконденсатного промысла
Входные потоки
Выходные потоки
ДобыТоварВМР на
Показатели
Мета- ТоварГаз на
ваемый
ный
утилинол ный газ
факел
флюид
НК
зацию
Расходные и технологические параметры
Расходы, кг/час
447 000
620
291 767 149 090 5 416 1 342
Расходы, ст.м3/час
453 798
—
399 041
—
6 380
—
Доли потоков относительно добываемого
100,00
—
65,27
33,35 1,21
0,30
cырья, % масс.
Температура,°С
27,00
—
13,7
–6,8
–6,8
21,5
Давление (абс), кгс/см2
121,0
—
51,0
13,9
13,9
62,4
Расчетные характеристики потоков
Молекулярная масса
23,7
30,8
17,6
76,0
20,4
18,1
Плотность при 20°С и 0.1МПа, кг/м3
0,985
—
0,731
687,8 0,849
—
Содержание С5+, г/ст.м3
237,9
—
3,4
—
10,6
—
Удельный расход метанола, г/ст.м3 товар0,000
1,476
0,220
1,188 0,015 0,048
ного газа
Концентрация метанола в ВМР, % масс.
—
—
—
—
—
1,58
4. Решение проектных, плановых и учетных задач...
357
Входные потоки
Выходные потоки
ДобыТоварВМР на
Показатели
Мета- ТоварГаз на
ваемый
ный
утилинол ный газ
факел
флюид
НК
зацию
Содержание целевых компонентов и фракций, % масс.
Метанол
0,0000 95,0000 0,0301 0,3181 0,1082 1,5760
Вода
0,2898 5,0000 0,0010 0,0018 0,0203 98,2833
C1C2
62,9114 0,0000 92,4645 4,7230 81,0573 0,1314
C3
6,7821 0,0000 5,0271 10,0359 12,6622 0,0078
C4
5,8640 0,0000 2,0135 13,4626 4,9083 0,0010
C3C4
12,6460 0,0000 7,0406 23,4986 17,5705 0,0087
C5+высшие
24,1529 0,0000 0,4638 71,4586 1,2437 0,0005
iC5
1,7024 0,0000 0,2045 4,6854 0,5109 0,0002
nC5–70
4,3446 0,0000 0,2121 12,5900 0,5727 0,0003
nC5–85
5,6395 0,0000 0,2290 16,4374 0,6262 0,0003
nC5–100
8,2609 0,0000 0,2455 24,2621 0,6835 0,0003
70–100
3,9163 0,0000 0,0334 11,6721 0,1107 0,0000
85–100
2,6214 0,0000 0,0165 7,8248 0,0573 0,0000
70–140
9,5868 0,0000 0,0460 28,6468 0,1569 0,0000
100–180
8,8465 0,0000 0,0138 26,4947 0,0492 0,0000
140–240
5,9349 0,0000 0,0011 17,7908 0,0032 0,0000
180–240
2,7589 0,0000 0,0000 8,2708 0,0001 0,0000
240–340
2,1470 0,0000 0,0000 6,4358 0,0000 0,0000
180–340
4,9059 0,0000 0,0000 14,7066 0,0001 0,0000
Свыше 340
0,4372 0,0000 0,0000 1,3097 0,0000 0,0000
Расходы целевых компонентов и фракций в потоках, кг/час
Метанол
0
589
88
474
6
21
Вода
1295
31
3
3
1
1 319
C1C2
281 214
0
269 781 7042 4390
2
C3
30 316
0
14 667 14 963 686
0
C4
26 212
0
5875
20 071 266
0
C3C4
56 528
0
20 542 35 034 952
0
C5+высшие
107 958
0
1353 106 538 67
0
iC5
7610
0
597
6986
28
0
nC5-70
19 420
0
619
18 771
31
0
nC5-85
25 208
0
668
24 507
34
0
358
Балансовые расчеты...
Окончание таблицы 4.5
Входные потоки
Выходные потоки
ДобыТоварВМР на
Показатели
Мета- ТоварГаз на
ваемый
ный
утилинол ный газ
факел
флюид
НК
зацию
nC5–100
36 926
0
716
36 172
37
0
70–100
17 505
0
97
17 402
6
0
85–100
11 717
0
48
11 666
3
0
70–140
42 852
0
134
42 710
8
0
100–180
39 544
0
40
39 501
3
0
140–240
26 528
0
3
26 524
0
0
180–240
12 331
0
0
12 331
0
0
240–340
9 595
0
0
9 595
0
0
180–340
21 926
0
0
21 926
0
0
Свыше 340
1 953
0
0
1953
0
0
Распределение целевых компонентов и фракций между продуктами, % масс.
C1C2
100,00
—
95,93
2,50
1,56
0,00
C3
100,00
—
48,38
49,36 2,26
0,00
C4
100,00
—
22,41
76,57 1,01
0,00
C3C4
100,00
—
36,34
61,98 1,68
0,00
C5+высшие
100,00
—
1,25
98,68 0,06
0,00
iC5
100,00
—
7,84
91,80 0,36
0,00
nC5–70
100,00
—
3,19
96,65 0,16
0,00
nC5–85
100,00
—
2,65
97,22 0,13
0,00
nC5–100
100,00
—
1,94
97,96 0,10
0,00
70–100
100,00
—
0,56
99,41 0,03
0,00
85–100
100,00
—
0,41
99,56 0,03
0,00
70–140
100,00
—
0,31
99,67 0,02
0,00
100–180
100,00
—
0,10
99,89 0,01
0,00
140–240
100,00
—
0,01
99,99 0,00
0,00
180–240
100,00
—
0,00
100,00 0,00
0,00
240–340
100,00
—
0,00
100,00 0,00
0,00
180–340
100,00
—
0,00
100,00 0,00
0,00
Свыше 340
100,00
—
0,00
100,00 0,00
0,00
359
4. Решение проектных, плановых и учетных задач...
Таблица 4.6. Типовая форма материально-компонентного баланса
входного сепаратора газоконденсатного промысла
Расчетный период
Входные потоки
Добывае- Мета- Вход в
мый нол С-201а
флюид
Расходные и технологические параметры:
Расходы, кг/час
447 000 100 447 101
Расходы, ст. м3/час
453 798 —
—
Доля потоков относи–тельно входного, % масс
99,98 0,02 100,00
Температура,°С
27,2
18,0
27,1
Давление (абс), кгс/см2
121,1 130,0 121,0
Расчетные характеристики потоков
Молекулярная масса
23,7
30,8
23,7
Плотность при 20°С и 0.1МПа, кг/м3
0,985
—
0,985
Содержание С5+, г/ст.м3
237,9
—
237,9
Удельный расход метанола, г/ст.м3 товарного газа
0,00
0,24
0,24
Расход водометанольной фазы, кг/ч
—
—
—
Доля ВМР в НК, % масс.
—
—
—
Концентрация метанола в ВМР, % масс.
—
95,00
—
Содержание целевых компонентов и фракций, %масс.
Метанол
0,0000 95,0000 0,0212
Вода
0,2898 5,0000 0,2908
N2+CO2
0,0000 0,0000 0,0000
C1C2
62,9114 0,0000 62,8972
C3
6,7821 0,0000 6,7805
C4
5,8640 0,0000 5,8626
C3C4
12,6460 0,0000 12,6432
C5+высшие
24,1529 0,0000 24,1476
iC5
1,7024 0,0000 1,7021
nC5–70
4,3446 0,0000 4,3436
nC5–85
5,6395 0,0000 5,6382
nC5–100
8,2609 0,0000 8,2590
70–100
3,9163 0,0000 3,9154
Показатели
Выходные
потоки
Газ в
С-202
НК в
Р-201
321 868 125 229
400 959
—
71,99
28,01
26,8
27,0
120,7
120,9
19,3
0,803
50,0
0,10
—
—
—
56,9
607,0
—
0,13
1 111
0,89
1,20
0,0129
0,0533
0,0000
81,6433
7,0142
5,0529
12,0672
6,2233
1,1431
2,2189
2,6862
3,4438
1,2249
0,0428
0,9012
0,0000
14,7170
6,1801
7,9439
14,1240
70,2151
3,1386
9,8046
13,2259
20,6352
10,8306
360
Балансовые расчеты...
Окончание таблицы 4.6
Расчетный период
Входные потоки
Показатели
85–100
70–140
100–180
140–240
180–240
240–340
180–340
Свыше 340
Добываемый
флюид
2,6214
9,5868
8,8465
5,9349
2,7589
2,1470
4,9059
0,4372
Выходные
потоки
Мета- Вход в
нол С-201а
Газ в
С-202
НК в
Р-201
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,7577
2,3460
1,4279
0,4415
0,1347
0,0629
0,1976
0,0109
7,4094
28,1898
27,9072
20,0495
9,5015
7,5012
17,0027
1,5314
2,6208
9,5846
8,8446
5,9336
2,7583
2,1466
4,9049
0,4371
В таблице 4.4 приведена типовая форма полного материального
баланса всех потоков газоконденсатного промысла. Для получения
такого баланса исключительно на базе измерений необходимо до­
полнительно установить целый ряд расходомерных узлов высокого
класса точности, что приведет к значительным затратам на их закуп­
ку и обслуживание.
В таблицах 4.5 и 4.6 представлены, соответственно, типовые
формы сводного материально-компонентного баланса газоконден­
сатного промысла и материально-компонентного баланса одного из
технологических аппаратов. Следует отметить, что в табл. 4.5 и 4.6 с
целью их сокращения компонентно-фракционные составы потоков
опущены — приведены только рассчитанные на их основе содержа­
ния целевых компонентов и фракций (являющихся базовыми для
производства товарных продуктов).
В таблице 4.5 в качестве примера покомпонентного учета приве­
дены расходы индивидуальных компонентов и целевых фракций во
входных и выходных потоках газоконденсатного промысла и распре­
деление этих компонентов и фракций между продуктами промысло­
вой подготовки. Такой учет можно вести по каждому индивидуально­
му компоненту и узкой фракции добываемого УВС (как уже сказано,
компонентно-фракционные составы в табл. 4.5 опущены).
4. Решение проектных, плановых и учетных задач...
361
Для определения представленной в табл. 4.5 и 4.6 информации
исключительно на базе результатов измерений необходимы еще более
существенные затраты, чем на получение материального баланса —
потребуется установка нескольких десятков поточных анализаторов
и расширение лаборатории как минимум на порядок. Однако всю эту
информацию можно получить в результате ретроспективного моде­
лирования на базе ограниченного числа измерений и исследований.
Необходимо также отметить, что даже дополнительная установ­
ка измерительных устройств для получения всей приведенной в
табл. 4.4–4.6 информации не обеспечит решение функциональной
задачи экспериментально-расчетного мониторинга, поскольку в
результате неизбежных ошибок измерений полученные значения
показателей будут до некоторой степени противоречивы. Например,
только по результатам измерений невозможно однозначно соста­
вить элементарный материальный баланс промысла — обязательно
возникнет дисбаланс, для адекватного нивелирования которого
необходимо применение специальных корректирующих процедур.
Наиболее точное и информативное решение такой задачи как раз и
обеспечит ретроспективная модель промысловой подготовки добы­
ваемого УВС.
На базе рассчитанных материально-компонентных балансов
газоконденсатного промысла в целом и каждого технологического
аппарата можно определить функции отбора компонентов и узких
фракций в один из продуктов. Определений и поведение функций
отбора в целом по газоконденсатному промыслу подробно рассмат­
ривалось в разделах 3.3–3.4. Рассчитанные на базе материально-ком­
понентных балансов технологических аппаратов газоконденсатного
промысла функции отбора компонентов и узких фракций в газовые
потоки представлены на рис. 4.2. Такая информация (особенно
статистически достоверная, полученная в результате длительного
экспериментально-расчетного мониторинга) наиболее наглядно и
детально отражает технологическую эффективность реализации
основной функции промысловой подготовки добываемого УВС,
которая как раз и заключается в распределении ее компонентов по
продуктам в соответствии с их функциональным назначением.
Во встроенной таблице рис. 4.2 представлены параметры аппрок­
симирующих функции отбора сигмоид (см. раздел 3.3) — темпера­
туры кипения ключевого компонента (Тк50), коэффициент наклона
362
Балансовые расчеты...
(S) и удельное приращение функции отбора (dK / dT). Поскольку на
этом графике функции отбора приведены для газа (инвертирован­
ные функции отбора в жидкие продукты), коэффициенты наклона
имеют отрицательный знак. Однако удельные приращения функции
отбора в таблице приведены в абсолютном выражении (положитель­
ные значения).
Входной сепаратор
С-1
Промежуточный
сепаратор С-2
Низкотемпературный сепаратор С-3
Разделитель
1-й ступени Р-1
Разделитель
2-й ступени Р-2
Буферная емкость
БЕ
Коэффициенты отбора компонентов
и узких фракций, % масс.
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
–170 –120 –70 –20
30
80 130 180 230 280 330 380 430 480
Температуры кипения компонентов и узких 10-градусных фракций, °С
Аппарат С-1
Параметры сигмоиды
С-2
С-3
P-1
Р-2
БЕ
Тк50
20
250
–22
–144 –144 –144
S
–0.019 –0.020 –0.030 –0.021 –0.026 –0.027
dK/dT 0.47
0.50
0.75
0.52
0.65
0.67
Рис. 4.2. Функции отбора компонентов и узких фракций в газовые потоки
технологических аппаратов промысловой подготовки добываемого газо­
конденсатного флюида
Статистическая наработка функций отбора отдельных техноло­
гических аппаратов позволит наглядно и обоснованно определить
наиболее «узкие места» технологии, выявить резервы и обоснованно
выработать технические решения по ее реконструкции.
4. Решение проектных, плановых и учетных задач...
363
Внедрение экспериментально-расчетного мониторинга про­
мысловой подготовки добываемого сырья газоконденсатных мес­
торождений в практику анализа их разработки позволит получать
достаточно полную и увязанную с промысловой технологией ин­
формацию для покомпонентного учета использования ресурсов до­
бываемого УВС. Такая информация непосредственно определяется
из материально-компонентного баланса промысловой подготовки
добываемого флюида (табл. 4.5).
В частности, одним из основных вопросов анализа разработки
месторождения и списании запасов является определение соот­
ношения объемов добываемого пластового газа, газа сепарации и
конденсата (нестабильного и стабильного), а также распределение
ресурсов компонентов добываемого флюида по продуктам про­
мысла. Объем газа сепарации достаточно точно определяется на
хозрасчетных замерных узлах УКПГ, в то время как надежных и до­
стоверных методик измерения объема добываемого пластового газа
не существует. Поэтому для расчета объемов добычи пластового газа
на основе измеренных объемов газа сепарации применяются пере­
счетные коэффициенты. Используемые в настоящее время значения
этих коэффициентов, как правило, определяются по результатам ис­
следований газоконденсатных скважин и составов газа сепарации и
нестабильного конденсата, отобранных при исследованиях скважин
на газоконденсатность.
Не умаляя значения этих работ, необходимо отметить ограничен­
ные возможности экспериментального определения вышеуказанных
коэффициентов, связанные с трудоемкостью исследований, суще­
ственным разбросом экспериментальных данных и невозможностью
интегрального измерения объемов и составов продуктов сепарации
добываемого флюида каждой скважины. Исследования на газокон­
денсатность проводятся периодически и не для всего фонда эксплуа­
тационных скважин. Однако даже если исследования на газоконден­
сатность выполнены для всего фонда скважин, по результатам этих
исследований невозможно определить интегральные объемы газа
сепарации и конденсата со всех скважин за отчетный период (ме­
сяц, квартал и т. п.). При этом суммарная погрешность определения
расходов продуктов сепарации со всего фонда скважин значительно
выше, чем погрешность расходов интегральных потоков газа и кон­
денсата на замерных узлах газоконденсатного промысла.
364
Балансовые расчеты...
На промысловую установку поступает совокупный газоконден­
сатный флюид со всех скважин, объемы продуктов его промысловой
подготовки измеряются на хозрасчетных узлах замера. Соответ­
ственно, результаты этих измерений являются наиболее надежными
для любых балансовых расчетов. Адаптированные на этой основе в
процессе экспериментально-расчетного мониторинга статистически
достоверные модели газоконденсатных промыслов позволяют не­
посредственно определить все необходимые показатели для учета
распределения ресурсов добываемого УВС и списания запасов.
Типовая форма представления этих показателей представлена в
табл. 4.7. При этом особенно важно, что такой расчет обеспечивает
полную увязку баланса распределения ресурсов добываемого УВС
для списания запасов с материально-компонентным балансом, схе­
мой и режимными параметрами промысловой технологии.
Таблица 4.7. Типовая форма показателей для учета распределения
ресурсов добываемого газоконденсатного флюида
Добыча газа, т/год:
пластового газа
сухого газа (С1-С4)
газа сепарации
углеводородов С5+
Добыча газа, тыс. ст. м3/год:
пластового газа
сухого газа (С1-С4)
газа сепарации
Мольные доли (коэффициенты пересчета):
сухой/пластовый
сепарации/сухой
сепарации/пластовый
Содержание у/в С5+, г/ст.м3:
в пластовом газе
на сухой газ (С1-С4)
в газе сепарации
Добыча конденсата, т/год:
нестабильного
стабильного (у/в С5+)
коэф. усадки по массе
3 915 720
2 958 616
2 555 876
945 758
3 975 274
3 753 228
3 495 601
0,9441
0,9314
0,8793
237,91
251,99
3,39
1 306 031
933 271
0,7146
365
4. Решение проектных, плановых и учетных задач...
Конденсатный фактор, г/ст.м3:
НК на газ сепарации
С5+ на газ сепарации
С5+ на пластовый газ
С5+ на сухой газ
Распределение добываемого сухого газа (С1–С4):
В газ сепарации, т/год
% масс.
В НК, т/год
% масс.
Распределение добываемых у/в С5+:
В газ сепарации, т/год
% масс.
В НК, т/год
% масс.
373,6
267,0
234,8
248,7
2 590 034
87,542
368 582
12,458
12487
1,320
933 271
98,680
4.3. Определение балансов отгрузки-приема, составов
и характеристик транспортируемого сырья на участках
трубопроводной системы при учетно-расчетных
операциях и диспетчерском управлении
Проблема расчета балансов отгрузки и приема углеводородного
сырья при его транспорте по трубопроводным системам существует
столько времени, сколько существуют трубопроводные системы. За­
ключается эта проблема в том, что сумма измеренных масс-потоков,
входящих в трубопроводную систему, как правило, отличается от
суммы измеренных масс-потоков, выходящих из трубопроводной
системы за один и тот же отрезок времени, т. е. возникает дисбаланс
отгрузки-приема транспортируемых потоков.
Существует целый ряд причин этого явления как объективных,
так и субъективных. К первым относятся погрешности измерений
масс на узлах замера, а также изменения интегральной массы про­
дукта, находящегося в трубопроводе, в результате изменений тер­
модинамических режимов транспорта и неравномерных изменений
объемов, составов и свойств входящих в трубопровод сырьевых по­
токов. Субъективными причинами могут быть умышленные искаже­
366
Балансовые расчеты...
ния результатов измерений, несанкционированные (криминальные)
действия и т. п.
В данном разделе изложена разработанная специалистами ООО
«ТюменНИИгипрогаз» и ООО «Сургутгазпром» методика расчета
балансов отгрузки-приема углеводородного сырья, транспортируе­
мого по трубопроводным системам. Надо сказать, что эта методика
несколько выпадает из общего контекста данной работы, однако она
тесно связана с изложенной в главах 1–3 комплексной методологией,
представляет весьма определенный практический интерес и поэтому
является достаточно полезным примером решения производствен­
ных задач на базе современных информационно-расчетных техноло­
гий. Кроме того, этот пример полезен еще и тем, что предложенная
для решения данной балансовой задачи методика может с некоторы­
ми модификациями использоваться и для расчетов материальных
балансов объектов «физической» переработки УВС.
4.3.1. Методика расчета балансов отгрузки-приема
транспортируемых потоков
Проблема расчета балансов транспорта, как, впрочем, и балансов
любого производства, связанного с измерениями массовых расходов,
заключается в том, как распределить неминуемо возникающие дис­
балансы, поскольку вследствие погрешности измерений даже при
идеальной работе всех объектов и отсутствии потерь, абсолютный
баланс является крайне редким исключением (случайным совпаде­
нием). Методика расчета балансов транспорта разработана на основе
распределения дисбаланса измерений по узлам учета исходя из их
метрологических характеристик.
Прежде чем приступить к описанию методики, необходимо отме­
тить особенность определения материального баланса трубопровод­
ной системы в отличие от материального баланса технологического
объекта. В принципе баланс транспорта следует считать не по массе
транспортируемого сырья, а по его объему. Основано это положе­
ние на том, что если пренебречь линейными расширениями трубы
(которые неизмеримо меньше погрешностей измерения количества
транспортируемого сырья), объем сырья, находящегося в трубе, каж­
дый момент времени строго постоянный, кроме, конечно, случаев за­
полнения и опорожнения участков. Поэтому основным уравнением
баланса транспорта УВС должно быть:
4. Решение проектных, плановых и учетных задач...
367
∑ Viвх – ∑ Viвых = 0,
(4.1)
где Vi — объем
сырьевого потока (вошедшего через i-й узел
учета в течение расчетного периода), занимаемый им в трубопроводе
при текущих рабочих условиях; Viвых — объем (м3) сырьевого потока
(вышедшего через i-й узел учета в течение расчетного периода), ос­
вобожденный им в трубопроводе при текущих рабочих условиях.
Очевидно, что для составления такого баланса, во-первых, нужна
оперативная и достаточно точная информация о компонентно-фрак­
ционных составах потоков на всех узлах учета и о динамике фак­
тических режимов (давление и температура в каждой точке трассы
трубопровода), во‑вторых — достаточно сложная программная сис­
тема отслеживания движения сырья по трубопроводу в динамике
от момента входа каждого потока до выхода сырья из трубопровода.
Сегодня нет ни первого, ни второго, ни третьего. Поэтому строить
методику расчета дисбалансов на этой основе пока бессмысленно.
В настоящее время предпринимаются попытки постановки задачи
на создание динамической модели транспорта УВС по трубопровод­
ной системе, которая сможет решать перечисленные выше задачи.
Однако пока используется методика составления массового баланса
транспорта, которая наиболее понятна, хотя с учетом вышеизложен­
ного «теоретически» не корректна, так как для расчета требуются
некоторые допущения.
Суть разработанной методики расчета материального массово­
го баланса отгрузки-приема перекачиваемых по трубопроводной
системе нестабильных или стабильных жидких углеводородов (на
транспорт газа эта методика не распространяется) заключается в
следующем.
Определяется дисбаланс отгрузки-приема УВС (∆, т) по резуль­
татам измерений как разность суммы масс принятого в трубопро­
водную систему УВС на узлах учета поставщиков и суммы масс
отпущенного из трубопроводной системы УВС на узлах учета пот­
ребителей за минусом потерь (нормативных и аварийных) и разно­
сти масс УВС, ушедшего на заполнение и на опорожнение участков
трубопроводной системы:
вх
(м3)
∆ = ∑ Giвх – ∑ Giвых – Lн – Lа — (Gз – Gо),
(4.2)
где Giвх — измеренная масса на i‑м узле учета поставщиков, т; Giвых —
измеренная масса на i‑м узле учета потребителей, т; Lн — потери нор­
368
Балансовые расчеты...
мативные, т; Lа — потери аварийные, т; Gз — масса УВС, ушедшая на
заполнение участков трубопроводной системы, т; Gо — масса УВС,
удаленная из трубопроводной системы при опорожнении участков, т.
Массы УВС на заполнение и опорожнение участков рассчиты­
ваются как произведение объема заполняемого (опорожняемого)
участка на среднюю плотность УВС, которым заполняли участок
(удаляли из участка):
Gз = Vз × ρз / 1000,
Gо = Vо × ρо / 1000,
(4.3)
(4.4)
где Vз, Vо — объемы заполняемого и опорожняемого участков, м3; ρз,
ρо — плотность УВС, пошедшего на заполнение участка и удаленно­
го из опорожняемого участка, кг / м3.
Рассчитываются абсолютные коридоры допустимых отклонений
масс УВС (Di, т) от результатов измерений на узлах учета:
Di = Mi × dMi / 100,
(4.5)
где Mi — измеренное значение массы на i‑м узле учета, т; dMi — уста­
новленная погрешность измерения массы на i‑м узле учета, %.
Рассчитывается абсолютный (предельный) допустимый дис­
баланс отгрузки-приема УВС (D, т) при гипотетическом условии,
что массы УВС на всех узлах учета измерены с максимальной ус­
тановленной погрешностью с одинаковым знаком на узлах учета по­
ставщиков и противоположным одинаковым знаком на узлах учета
потребителей:
D = ∑ Di.
(4.6)
Рассчитывается вероятный допустимый дисбаланс отгрузки-при­
ема УВС (B, т) на основе закона нормального распределения пог­
решностей измерений на узлах учета при доверительной вероятности
0.95 %:
B = 1.1 × [ ∑ (Di2) ]1/2.
(4.7)
Рассчитывается сверхнормативный дисбаланс отгрузки-приема
(∆с, т):
∆с = ∆ – B.
(4.8)
Если рассчитанный ∆с < 0, сверхнормативный дисбаланс отсут­
ствует и, соответственно, он принимается равным нулю (∆с = 0), при
4. Решение проектных, плановых и учетных задач...
369
этом считается возможным согласование баланса путем коррекции
результатов измерений масс на узлах учета в пределах погрешности
измерений.
Если рассчитанный ∆с > 0, присутствует сверхнормативный дис­
баланс, и полное согласование баланса путем коррекции результатов
измерений масс на узлах учета в пределах погрешности измерений
невозможно — коррекция может лишь несколько нивелировать дис­
баланс, но не аннулировать его.
Далее для расчета согласованного материального баланса трубо­
проводной системы рассчитываются вероятные коридоры допусти­
мых отклонений масс УВС (Bi, т) от результатов измерений на узлах
учета (доли вероятного допустимого дисбаланса, распределяемого
по узлам учета в соответствии с измеренной массой и погрешно­
стью измерений). Они определяются как произведения абсолютных
коридоров допустимых отклонений на узлах учета на отношение
вероятного допустимого дисбаланса к абсолютному допустимому
дисбалансу:
Bi = (B / D) × Di.
(4.9)
Рассчитываются коррекции результатов измерений масс на узлах
учета поставщиков и потребителей (Кi, т) в пределах согласованной
доли дисбаланса измерений. Коррекции вычисляются как доли ве­
роятного допустимого дисбаланса на узлах учета, умноженные на
разность дисбаланса измерений и согласованного дисбаланса (если
сверхнормативный баланс отсутствует, то дисбаланс измерений рас­
пределяется полностью):
Кi = (Bi / B) × (∆ – ∆с).
(4.10)
На узлах учета поставщиков коррекция принимается с отрица­
тельным знаком (измеренные массы снижаются), если дисбаланс
измерений положителен, в противном случае знак не меняется
если ∆ > 0, Кi = –Кi;
если ∆ < 0, Кi = Кi.
На узлах учета потребителей коррекция принимается с отрица­
тельным знаком (измеренные массы снижаются), если дисбаланс
измерения отрицателен, в противном случае знак не меняется
если ∆ < 0, Кi = –Кi;
370
Балансовые расчеты...
если ∆ > 0, Кi = Кi.
Рассчитываются скорректированные массы на узлах учета (kGiвх,
т) и (kGiвых, т):
kGiвх = Giвх + Кi,
kGiвых = Giвых + Кi.
4.11)
(4.12)
На базе скорректированных масс по узлам учета составляется
согласованный баланс сдачи-приема УВС при его транспортировке.
Согласованный баланс при необходимости дополняется статьями
«заполнение и опорожнение трубопроводной системы» и «потери
УВС при транспортировке». По скорректированным массам и прочим
статьям рассчитывается дисбаланс согласованного баланса (∆k, т), ко­
торый равен нулю при отсутствии сверхнормативного дисбаланса:
∆k = ∑ kGiвх – ∑ kGiвых – Lн – Lа – (Gз – Gо).
(4.13)
Рассчитанные по уравнению (4.10) коррекции измеренных масс
на узлах учета носят рекомендательный характер, и по согласованию
по­ставщиков и потребителей УВС могут быть изменены. Для увязки
«согласованных» коррекций измеренных масс они должны прово­
диться для всех узлов замера, кроме одного («последнего»), коррек­
ция которого рассчитывается по условию (∆k = 0). «Согласованная»
коррекция «последнего» узла замера (Кnсогл) вычисляется по уравне­
нию:
Кnсогл = Кn + ∑ вх (Кiсогл – Кi) – ∑ вых (Кiсогл – Кi),
(4.14)
где Кi — коррекции результатов измерений масс на узлах замера, вы­
численные по уравнению (4.10); Кiсогл — принятые для «официаль­
ного» баланса «согласованные» коррекции результатов измерений
масс на узлах замера; ∑ вх, ∑ вых — суммы, относящиеся, соответствен­
но, к входным и выходным узлам замера.
В результате организации такого расчета при установке по согла­
сованию сторон коррекций измерений масс автоматически обеспе­
чивается нулевой дисбаланс транспорта за расчетный период.
По вышеизложенной методике можно рассчитывать оперативные
балансы (за час, сутки) и статистические (за месяц, квартал, год).
Как уже сказано, одной из наиболее вероятных причин дисба­
лансов транспорта, кроме погрешностей узлов замера, являются
4. Решение проектных, плановых и учетных задач...
371
изменения интегральной массы (массового остатка) УВС в трубоп­
роводной системе за период расчета баланса. Достоверно рассчитать
изменение массового остатка можно только с помощью динамичес­
кой модели. Ниже дается методика оценочного расчета изменения
массового остатка УВС в трубопроводе на базе доступной в настоя­
щее время информации.
В процессе трубопроводного транспорта, вследствие поставки сы­
рьевых потоков переменного объема и плотности, а также изменения
во времени термодинамических параметров транспорта (давления и
температуры) изменяется средневзвешенная плотность находящих­
ся в трубопроводе УВС и, соответственно, массовый остаток УВС,
в виду практически постоянного объема трубопроводной системы.
Поскольку на практике рассчитывается и учитывается массовый ба­
ланс транспорта, изменение массового остатка УВС в трубопроводе
является неотъемлемой составляющей этого баланса и в принципе
должно учитываться при расчетах и учете.
Следует отметить, что при стабильном режиме транспорта и от­
носительно стабильных (по объемам и составам) поставок сырьевых
потоков изменения массового остатка незначительны, и не вносят
заметных дисбалансов, особенно при расчете месячных балансов.
Однако в ряде случаев, в частности, при остановке или возобновле­
нии подачи одного из сырьевых потоков с плотностью, значительно
отличающейся от средневзвешенной плотности транспортируемого
сырья, изменение массового остатка УВС за расчетный период (осо­
бенно сутки) может достигать весьма существенных величин, и при­
водить к значительным дисбалансам.
Для приблизительной оценки влияния вышеперечисленных фак­
торов на базе имеющейся информации возможен расчет массового
остатка УВС в трубопроводе, приведенного к стандартным услови­
ям (1 кгс / см2, 20 °С). Оценочный расчет условно приведенного к
стандартным параметрам изменения массового остатка УВС в тру­
бопроводе выполняется следующим образом.
Рассчитываются средние за расчетный период плотности (при
стандартных условиях) интегральных (условно смешанных) вход­
ного ρвх и выходного ρвых потоков:
ρвх = ∑ Giвх / ∑ (Giвх / ρiвх),
ρвых = ∑ Giвых / ∑ (Giвых / ρiвых),
(4.15)
(4.16)
372
Балансовые расчеты...
где Giвх, Giвых — измеренные массы на входных и выходных (соот­
ветственно) узлах замера (т); ρiвх, ρiвых — усредненные за расчетный
период плотности УВС при стандартных условиях на входных и вы­
ходных узлах замера (кг / м3).
Рассчитывается суммарный условно приведенный к стандарт­
ным параметрам объем замещения УВС (Vзам) в трубопроводе за
расчетный период как средний объем интегральных (входного и вы­
ходного) потоков:
Vзам = 1000 × [(Giвх / ρiвх) + (Giвых / ρiвых)].
(4.17)
Рассчитывается изменение в трубопроводе за расчетный период
массового остатка УВС (∆Mост), условно приведенного к стандарт­
ным параметрам (давлении и температуре):
∆Mост= [(Vзам × ρiвх) – (Vзам × ρiвых) ]/1000.
(4.18)
При необходимости по приведенной методике можно прибли­
зительно оценить уровень возможных дисбалансов сдачи-приема
УВС вследствие замещения транспортируемого интегрального
потока вошедшим в трубопровод за расчетный период потоком со
значительно изменившейся интегральной плотностью, что обыч­
но происходит при остановках и возобновлении подачи сырьевых
потоков с плотностью, значительно отличающейся от усредненной
плотности транспортируемого потока, принимаемого на выходных
узлах замера.
В качестве примера выполненного по изложенной методике рас­
чета баланса трубопроводной системы в табл. 4.8 приведена типовая
форма месячного баланса сдачи-приема УВС. В этом примере сверх­
нормативный баланс равен нулю, соответственно согласованный
баланс принят в пределах погрешностей измерений масс на узлах
учета.
На рисунках 4.3 и 4.4 приведена динамика некоторых суточных
балансовых показателей, по которым формировался месячный
баланс, представленный в табл. 4.8: абсолютных суточных дисба­
лансов отгрузки-приема (см. рис. 4.3) и расчетных коррекций су­
точных масс отгрузки и приема УВС по узлам замера (см. рис. (4.4).
На представленных графиках можно отметить в отдельные сутки
выход фактических дисбалансов за пределы коридоров допустимых
отклонений, однако в целом за месяц (табл. 4.8) дисбалансы ниве­
7. Потери при транспорте аварийные
8. Дисбаланс приема-сдачи
6. Потери при транспорте нормативные
1. Отгрузка УВС в трубопровод, тонн
в т. ч.:
с промысла 1
с промысла 2
с промысла 3
с промысла 4
с промысла 5
2. Прием УВС из трубопровода, тонн
в т. ч.:
на завод 1
на завод 2
3. Заполнение(+)/опорожнение(-)
4. Изменение остатка в конден-проводе
Наименование показателей
0
0
Сверхнормативный дисбаланс
0
Результаты измерений и характеристики узлов
замера
Коррекция результатов измеКоридоры допусрений (тонн)
Согласовантимых отклонений Погрешности
ный баланс
Измеренные
измерений
масс (тонн)
(тонн)
значения масс
массы (%)
Откл. от
(тонн)
СогласоРассчиВероят- Абсолют- по узлам
допустизамера
ванная
танная
ные
ные
мой
540 013
564
0
564
539 449
1 296
1 529
0
0
0
0
0
0
0
0
0
476 702
439
0
439
476 263
1009
1191
0,25
36 462
34
0
34
36 428
77
91
0,25
5738
5
0
5
5733
12
14
0,25
5718
5
0
5
5713
12
14
0,25
15 393
81
0
81
15 312
186
219
1,43
540 013
–1856
0
–1856
541 869
4266
5034
0
0
0
0
0
0
0
0
0
51 213
–47
0
–47
51 260
109
128
0,25
488 800
–1809
0
–1809
490 609
4157
4906
1,00
0
АбсоДисбаланс измеВероятный
лютный
0
–2420
5561
6564
рений
дисбаланс
дисба0
ланс
Таблица 4.8. Месячный баланс поставки-приема сырья, транспортируемого по трубопроводной системе
4. Решение проектных, плановых и учетных задач...
373
374
Балансовые расчеты...
лировались, и по итогам месяца дисбаланс измерений не превышает
предельно допустимого исходя из метрологических характеристик
узлов замера. Также можно отметить существенную зависимость
расчетной коррекции результатов измерений масс от погрешности
узла замера: в соответствии с табл. 4.8 максимальные погрешности у
узлов замера промысла 5 и завода 2. Именно их массовые расходы и
скорректированы в наибольшей степени (см. рис. 4.4).
Значения дисбаланса, тонн/месяц
600
Дисбаланс измерений
Допустимый дисбаланс
500
400
300
200
100
0
1
6
11
16
21
Числа текущего месяца
26
31
Рис. 4.3. Абсолютные дисбалансы отгрузки-приема УВС при транспорте
по трубопроводной системе
Существенные дисбалансы за отдельные сутки (см. рис. 4.3),
вполне вероятно, являются следствием изменений массового остатка
в трубопроводе, что подробно рассмотрено выше. Следует отметить,
что при низкой точности узлов замера дисбаланс измерений может
быть нивелирован (отчасти искусственно) за счет его распределения
в пределах коридоров допустимых отклонений. Однако при значи­
тельном повышении точности измерений масс возможности такой
коррекции резко снижаются (см. рис. 4.4), и изменение массового
остатка будет оказывать весьма существенное влияние на формиро­
вание баланса транспорта. Таким образом, задача создания динами­
ческой модели для решения учетно-расчетных задач при транспорте
375
4. Решение проектных, плановых и учетных задач...
сырья по трубопроводам является весьма актуальной, причем ее
актуальность возрастает с повышением точности измерений масс на
узлах учета.
Промысел 1
Промысел 5
Коррекции, % масс.
1,5
Промысел 2
Завод 1
Промысел 3
Завод 2
Промысел 4
1
0,5
0
1
6
11
16
21
26
31
–0,5
–1
Числа текущего месяца
–1,5
Рис. 4.4. Расчетные коррекции отгрузки и приема УВС, транспортируемых
по трубопроводной системе
Для создания динамической модели кроме непрерывного учета
массовых расходов на узлах замера и технологических параметров
транспорта, естественно, необходим и непрерывный учет (прямой или
косвенный) компонентно-фракционных составов всех отгружаемых в
трубопроводную систему потоков. Именно на базе этой информации
динамическая модель должна определять компонент­но-фракционные
составы, физико-химические характеристики и показатели качества
транспортируемых потоков на участках трубо­проводной системы и
прогнозировать перечисленные характеристики на выходе из тру­
бопровода (на входе на перерабатывающие заводы). На базе этой же
информации динамическая модель сможет рассчитать массовый ос­
таток (интегральную массу) сырья, находящегося в трубопроводной
системе в каждый момент времени. Настроенная на решение таких
задач динамическая модель поможет значительно усовершенствовать
решение учетных задач и качество приемо‑сдаточных операций при
376
Балансовые расчеты...
транспорте УВС. Кроме того, динамическая модель позволит решить
и весьма актуальную задачу диспетчерского управления — обеспечить
достоверный прогноз и, при необходимости, оперативное регулиро­
вание компонентно-фракционного состава и показателей качества
поступающего на заводы сырья.
В настоящее время в ООО «ТюменНИИгипрогаз» и ООО «Газ­
промразвитие» созданы и успешно эксплуатируются статические
модели в среде электронных таблиц Microsoft Excel для расчетов
компонентно-фракционных составов, физико-химических характе­
ристик и показателей качества транспортируемых потоков на участ­
ках трубопроводной системы в комплексе с тепло-гидравлическими
расчетами. Эти модели позволяют оценить и пропускную способ­
ность трубопроводной системы в зависимости от моделируемых
ситуаций, и рассчитать участки повышенной опасности (например,
зоны вероятного выпадения твердых парафинов, частичного разга­
зирования УВС и т. п.).
Модели подобного рода достаточно простые и доступные в со­
здании и эксплуатации, и в то же время обеспечивают вполне при­
емлемую точность расчетов. Результатов тепло-гидравлических
расчетов, выполненных по этим моделям и по моделям, созданным
в среде наиболее популярных систем технологического моделирова­
ния HYSYS, Gibbs и «ГазКондНефть» (см. раздел 3.2), практически
идентичны и вполне адекватны реальным тепло-гидравлическим
параметрам потоков, транспортируемым по конденсатопроводам
севера Западной Сибири.
Таким образом, эти модели могут быть достаточно легко реали­
зованы и при этом быть весьма полезными для решения практиче­
ских задач, поэтому ниже представлена реализованная в указанных
моделях методика тепло-гидравлических расчетов трубопроводов,
по которым транспортируются углеводородные смеси в однофазном
жидком состоянии — нестабильные или стабильные, принципиаль­
ного значения не имеет.
4.3.2. Методика тепло-гидравлических расчетов
трубопроводов жидких углеводородов
Изложенная ниже методика основана на методических указаниях
и уравнениях, приведенных в монографии A. И. Гужова (Совме­стный
сбор и транспорт нефти и газа. M.: Hедра, 1973. 280 с.) и в стандарте
4. Решение проектных, плановых и учетных задач...
377
МИ 2311‑94 (Расход и масса газовых конденсатов, ШФЛУ и про­
дуктов их переработки. Методики выполнения измерений и расчета.
М., 1995. 99 с.). Фактически расчеты теплогидравлических режимов
трубопроводного транспорта сводятся к определению профилей
температуры и давления вдоль трубопровода. Для этого необходимо
задать начальные или конечные значения указанных параметров, а
также характеристики трубопровода, массовые расходы и компонен­
тно-фракционные составы входящих в трубопровод потоков. КФС
входящих потоков определяются по моделям технологических объ­
ектов, с которых они поступают в трубопроводную систему, или по
результатам экспериментальных исследований.
До проведения тепло-гидравлических расчетов необходимо
рассчитать полные материально-компонентные балансы на каждом
участке трубопроводной системы. Участки выделяются следующим
образом: от начала трубопровода до первой точки подключения
входных или выходных потоков, далее между ближайшими точками
подключения входных и выходных потоков, и от последней точки
подключения до конца трубопровода. Зная массовые расходы и ком­
понентно-фракционные составы входящих потоков несложно рас­
считать массы компонентов каждого входящего в трубопроводную
систему потока. После этого в соответствии со схемой транспорта и
массовыми расходами выходящих потоков рассчитывается матери­
ально-компонентный баланс трубопровода в целом, и, соответствен­
но, определяются массовые расходы и компонентно-фракционные
составы потоков, транспортируемых на каждом выделенном участке
трубопровода. КФС транспортируемых на каждом участке потоков
являются исходными данными для расчетов их физико-химических
свойств, что необходимо для выполнения тепло-гидравлических
расчетов.
Температурный режим транспорта определяется температурами
входящих потоков, температурой окружающей среды и интенсив­
ностью теплопередачи, которая характеризуется коэффициентом
теплопередачи. Базовым уравнением расчета обобщенного коэффи­
циента теплопередачи (Кт, кВт / м2 / К) является уравнение Шухова:
Кт = –Q × C × ln [(tk – toc) / (tн – toc) ] / (π × Dн × l),
(4.19)
где Q = 1000 × G / 24 / 3600 — секундный расход (кг / сек); С — удель­
ная теплоемкость (кДж / кг / К) при рабочей температуре; t k, t н,
378
Балансовые расчеты...
toc – температуры соответственно в конце, в начале участка и окружа­
ющей среды; Dн — наружный диаметр трубопровода (мм); l — длина
участка трубопровода (км).
Это уравнение используется непосредственно при расчете тепло­
обмена по фактическим температурам начала и конца участка (при
решении задачи «идентификации»), а также в преобразованном виде
применяется при расчетах температурного режима транспорта.
Расчет теплоемкости проводится по методике, изложенной в стан­
дарте CTO 51.00.021‑84. Расчет состава и свойств нефти, газа и воды
на месторождениях Главтюменнефтегаза (Тюмень, 1984, 40 с.).
Расчет удельной теплоемкости при рабочей температуре t прово­
дится по формуле:
С = С0 × [1 + α × (t – t0) ],
(4.20)
где С0 — удельная теплоемкость при температуре при некоторой
фиксированной температуре (t0, °C), кДж / (кг × К); α — температур­
1
ный коэффициент теплоемкости, .
К
В качестве фиксированной базовой температуры t0 принимаются
значения:
t0 = 20°C — для потоков с температурой застывания tз < 20 °С;
t0 = 70 °С — для тяжелых парафиновых потоков с температурой
застывания tз ≥ 20 °С.
Величины, входящие в формулу (4.20), рассчитываются с помо­
щью зависимостей:
C0 = А0 + А1 × [lg (M)]1/3 +A2 × [lg (M) ]1/3 / (ρж / 1000) +
+ A3 × (ρж / 1000),
(4.21)
(α / 1000) = B0 + B1 × M + B2 × (ρж / 1000)3 + B3 × lg (nD20), (4.22)
где M — молекулярная масса потока, рассчитываемая по уравнению
(1.8); ρж — плотность потока при стандартных условиях (кг / м3), рас­
считываемая по уравнению (1.10); nD20 — показатель преломления
потока.
Коэффициенты уравнений (4.21) и (4.22) принимаются следу­
ющими: при температуре застывания потока tз < 20 °C:
A0 = 2,3504; A1 = 4,6588; А2 = –1,3406; А3 = –5,344;
379
4. Решение проектных, плановых и учетных задач...
В0 = 15,730; В1 = –0,6114 × 10–4; В2 = 8,645; В3 =–114,24;
при температуре застывания потока tз ≥ 20 °С:
А0 = 2,897; А1 = 0,2991; А2 = 0,1611; А3 = –1,7524;
В0 = 7,8392; В1 = –0,5233 × 10–3; В2 = 5,0285; В3 = –54,32.
Входящий в уравнение (4.22) показатель преломления nD20 рас­
считывается по выражению:
nD20 = N0 + N1 × 10‑6 × (ρж) 2,
(4.23)
где N0 = 1,218; N1 = 0,358 для базовой температуры t0 = 20 °C; N0=1,232;
N1 = 0,332 для базовой температуры t0 = 70 °C.
Гидравлический режим транспорта, определяющий фактичес­
ки его пропускную способность, в конечном итоге выражается в
величине перепада давления, который определяется силой трения,
а также гидростатическим давлением (для рельефных участков).
Общепринятой характеристикой гидродинамического режима и,
соответственно, силы трения, является критерий Рейнольдса Re,
который вычисляется по уравнению:
Re = w × (Dв/ 1000) × ρжpt / µжtp,
(4.24)
где w — линейная скорость потока (м / сек); Dв — внутренний диаметр
трубопровода (мм); ρжpt, µжtp — соответственно плотность (кг / м3) и
вязкость (мПа×с) потока при рабочих параметрах (давлении и тем­
пературе) транспорта.
Указанные характеристики потоков, необходимые для выполне­
ния расчетов, определяются по методикам, изложенным в разделе
1.8 — уравнениям, соответственно (1.11) и (1.22).
По результатам расчета критерия Рейнольдса вычисляется коэф­
фициент трения λ.
Для ламинарного режима (Re < 2300):
λ = 64 / Re,
(4.25)
для остальных режимов (Re > 2300)
λ = 8 × {(8 / Re)12 + 1/(A + B)1.5 }0.0833.
(4.26)
Коэффициенты уравнения (4.25) вычисляются по формулам:
B = (37570/Re)16;
(4.27)
380
Балансовые расчеты...
A = [2.457 × ln{1/[(7 / Re)0.9+0.27 × ε ]}]16,
(4.28)
где ε — относительная шероховатость трубопровода, определяемая
как отношение абсолютной шероховатости к внутреннему диаметру.
Перепад давления (∆P, кгс / см2) на участке трубопровода рассчи­
тывают по модифицированному уравнению Дарси–Вейсбаха:
∆P = [ ( λ / Е) × l × w2 × ρжpt / ( 2×Dв) ] × 9,8,
(4.29)
где Е — коэффициент гидравлической эффективности трубопро­
вода, характеризующий степень его загрязненности: при Е = 1 тру­
бопровод находится в идеальном состоянии, при Е < 1 трубопровод
загрязнен (чем менее коэффициент гидравлической эффективности,
тем больше степень загрязнения), в результате чего перепад давле­
ния растет, как это следует из уравнения (4.29).
Дополнительной составляющей перепада давления является гид­
ростатический напор (hст, кгс / см2), определяемый в зависимости от
перепада высот (∆h, м) на участке трубопровода и плотности транс­
портируемого потока при рабочих параметрах:
hст = ρжpt × 9,8 × ∆h / 105.
(4.30)
Перепад высот определяется как разность высотной отметки
(альтитуды) конца участка и начала участка, т. е. если конец участка
расположен выше его начала, перепад высот имеет положительный
знак и, соответственно, положительный знак имеет и гидростатиче­
ский напор, в результате чего общий перепад давления на участке
возрастает. В противном случае гидростатический напор имеет отри­
цательный знак, и общий перепад давления на участке снижается.
С помощью представленных уравнений может решаться как пря­
мая задача (расчет температур и давлений на участках трубопровод­
ной системы), так и обратная — задача «идентификации» (подбор
коэффициентов теплопроводности и гидравлической эффективно­
сти по результатам измерений расходов, давлений и температур на
участках трубопровода).
Кроме определения массовых расходов, КФС и физико-хими­
ческих свойств транспортируемых на каждом участке потоков,
необходимых для тепло-гидравлических расчетов, целесообразно
рассчитывать и другие характеристики потоков, которые могут быть
полезными для оценки условий транспорта на участках. К таким
характеристикам относятся: температуры помутнения и застывания
4. Решение проектных, плановых и учетных задач...
381
потоков (характеризуют вероятность технологических осложнений
в результате выпадения твердых парафинов); упругость паров пото­
ков (характеризуют вероятность выделения газовой фазы из жидких
потоков); газовый фактор (характеризует вероятный объем выделе­
ния газа при порыве трубопровода, в соответствии с чем его можно
отнести к факторам промышленной безопасности).
Выполнив комплекс описанных выше расчетов, можно получить
достаточно полную информацию о транспортируемых потоках,
состоянии трубопровода (степени загрязнения), вероятности техно­
логических осложнений, наличии необходимой пропускной способ­
ности и т. п. Однако модели, построенные на базе вышеизложенной
методики, адекватны только для стационарных режимов, поэтому
могут выдавать достоверную расчетную информацию для достаточ­
но длительных временных интервалов, которые зависят от макси­
мального времени течения потоков по трубопроводу и стабильности
режима транспорта. Обобщенно, с учетом общепринятой дискрет­
ности подведения итогов, можно признать адекватными расчеты
среднемесячных режимных и балансовых показателей. Для адекват­
ных оперативных (часовых, суточных и т. п.) расчетов необходимо
создание динамических моделей.
4.4. Выделение балансов отдельных сырьевых потоков
в общем балансе переработки углеводородного сырья
при планировании и учетно-расчетных операциях
Задача выделения балансов отдельных сырьевых потоков в общем
балансе переработки УВС в настоящее время весьма актуальна в
связи с достаточным распространением сложных схем поставки
сырья от нескольких поставщиков и с широко используемой схемой
«процессинга». Как правило, сырье разных поставщиков имеет раз­
личный состав, при этом объемы и составы сырьевых потоков меня­
ются во времени. В таких условиях расчет балансов каждого постав­
щика пропорционально объемам поставки и фактическим выходам
продукции в целом некорректен. Общепринятая практика деления
балансов пропорционально поставляемому сырью и фактическим
выходам продукции приводит к тому, что поставщик наиболее
«богатого» сырья «доплачивает» поставщику наиболее «бедного».
382
Балансовые расчеты...
Естественно, что такие расчеты нередко приводят к конфликтным
ситуациям.
Изложенный в главах 1–3 методологический подход к решению
производственных балансовых задач на базе составления полного
материально-компонентного баланса позволяет достаточно легко
решить задачу выделения балансов переработки отдельных сырье­
вых потоков в общем балансе переработки УВС. Для этого в расчет­
ной модели необходимо ввести дополнительный учет компонентов
и узких фракций по их принадлежности к конкретным сырьевым
потокам. Математически это решается с помощью создания в ма­
териально-компонентном балансе потоков моделируемого объекта
дополнительного массива компонентов и узких фракций, принадле­
жащих каждому входящему на объект сырьевому потоку. То есть в
каждом потоке моделируемого объекта необходимо рассчитывать
кроме общей массы каждого компонента еще и массы компонентов,
принадлежащих каждому отдельному сырьевому потоку (поступив­
ших в составе каждого источника сырья). По аналогии с известным
в физике принципом такой метод расчета «расширенных» матери­
ально-компонентных балансов можно назвать методом «меченных
компонентов».
Создание дополнительных массивов масс компонентов отде­
льных сырьевых потоков начинается с потоков добываемого сырья.
Необходимо в матрице каждого сырьевого потока кроме общих
масс компонентов и узких фракций заполнить соответствующую
колонку масс компонентов и узких фракций в дополнительном
массиве.
Пример заполнения исходных массивов масс компонентов сы­
рьевых потоков и их смешения в общий сырьевой поток показан в
табл. 4.9. В этой таблице с целью ее сокращения показана только
часть фракций. Для каждого сырьевого потока кроме общих масс
компонентов заполнены колонки масс компонентов в дополнитель­
ном массиве принадлежности компонентов отдельным сырьевым
потокам. При этом в смесевом сырье наглядно просматриваются
просуммированные общие массы компонентов и массы компо­
нентов, принадлежащих каждому отдельному сырьевому потоку.
В нижней части таблицы приведен расчет «состава» каждого сме­
шанного компонента — доли ( %) сырьевых потоков в общей массе
каждого компонента.
383
4. Решение проектных, плановых и учетных задач...
Таблица 4.9. Исходные массивы компонентов сырьевых потоков
и смешанного сырья завода
Наименования показателей
Метан
Этан
Пропан
Изобутан
Норм.бутан
Изопентан
Норм.пентан
45 – 60
60 – 70
70 – 80
…………………
Метан
Этан
Пропан
Изобутан
Норм.бутан
Изопентан
Норм.пентан
45 – 60
60 – 70
70 – 80
…………………
Метан
Этан
Пропан
Изобутан
Норм.бутан
Изопентан
Норм.пентан
45–60
60–70
70–80
…………………
ВСЕГО
Промысел 1
Сырье с промысла 1, тонн
54
54
5 067
5 067
66 698
66 698
35 333
35 333
60 661
60 661
34 517
34 517
35 344
35 344
7427
7427
46 534
46 534
13 877
13 877
—
—
Сырье с промысла 2, тонн
64
—
4523
—
63 165
—
25 945
—
68 415
—
31 259
—
39 930
—
5 350
—
48 137
—
17 477
—
—
—
Сырье с промысла 3, тонн
3
—
4714
—
52 455
—
29 514
—
48 469
—
28 111
—
28 752
—
6135
—
38 924
—
11 716
—
—
—
Промысел 2
Промысел 3
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
64
4523
63 165
25 945
68 415
31 259
39 930
5 350
48 137
17 477
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
3
4714
52 455
29 514
48 469
28 111
28 752
6135
38 924
11 716
—
384
Балансовые расчеты...
Окончание таблицы 4.9
Наименования показателей
ВСЕГО
Промысел 1
Промысел 2
Смешанное сырье на переработку, тонн
Метан
121
54
64
Этан
14 305
5067
4523
Пропан
182 318
66 698
63 165
Изобутан
90 792
35 333
25 945
Норм.бутан
177 546
60 661
68 415
Изопентан
93 887
34 517
31 259
Норм.пентан
104 026
35 344
39 930
45 – 60
18 912
7 427
5 350
60 – 70
133 596
46 534
48 137
70 – 80
43 071
13 877
17 477
…………………
—
—
—
«Составы» компонентов смешанного сырья, % масс.
Метан
100
44,566
52,941
Этан
100
35,423
31,621
Пропан
100
36,583
34,645
Изобутан
100
38,916
28,576
Норм.бутан
100
34,167
38,534
Изопентан
100
36,764
33,294
Норм.пентан
100
33,976
38,385
45 – 60
100
39,272
28,289
60 – 70
100
34,832
36,032
70 – 80
100
32,220
40,578
…………………
—
—
—
Промысел 3
3
4714
52 455
29 514
48 469
28 111
28 752
6 135
38 924
11 716
—
2,493
32,955
28,771
32,508
27,300
29,942
27,639
32,439
29,136
27,203
—
После этого в соответствии со схемой переработки сырьевые
потоки смешиваются, делятся (без переработки, т. е. разделения
газовой и жидкой фаз) и перерабатываются (с разделением газовой
и жидкой фаз). Также смешиваются, делятся и перерабатываются
промежуточные потоки, образованные из сырьевых потоков путем
их смешения, деления и переработки.
При смешении сырьевых и промежуточных потоков суммируют­
ся не только общие массы компонентов смешиваемых потоков, но и
массы компонентов, принадлежащих каждому отдельному сырьево­
му потоку (в дополнительном массиве масс компонентов) подобно
тому, как это показано в табл. 4.9.
4. Решение проектных, плановых и учетных задач...
385
При разделении потоков с их «физической» переработкой или
без переработки (например, распределении сырья между технологи­
ческими линиями, компаундировании различных товарных продук­
тов и т. п.) необходимо разделить не только общие массы компонен­
тов, но массы компонентов, принадлежащих отдельным сырьевым
потокам. Массы компонентов и узких фракций, принадлежащих
каждому конкретному источнику сырья, делятся между продукта­
ми переработки (или продуктами распределения без переработки)
в той же пропорции, что и общие массы одноименных компонентов
и узких фракций. Основан такой подход на принципе равномерного
(идеального) перемешивания одноименных компонентов и узких
фракций из всех сырьевых потоков. В противном случае (допущения
неравномерного распределения компонентов различных сырьевых
потоков) задача не имеет решения.
Пример распределения массива масс компонентов, принадлежа­
щих отдельным сырьевым потокам, между продуктами переработ­
ки, представлен в табл. 4.10. В колонке «Всего» рассчитаны общие
массы компонентов, перешедшие при переработке из смешанного
сырья в продукты переработки. В колонках дополнительного мас­
сива массы компонентов, принадлежащих отдельным сырьевым
потокам, распределены между продуктами переработки в той же
пропорции, что и обще массы одноименных компонентов. Свиде­
тельством этого являются совершенно одинаковые коэффициен­
ты отбора компонентов в целом и компонентов, принадлежащих
отдельным сырьевым потокам. При простом делении потока (без
переработки) все коэффициенты отбора компонентов равны друг
другу.
В результате описанного учета компонентов и фракций, посту­
пивших из различных источников сырья, во всех потоках схемы
переработки появляется возможность совершенно объективно выде­
лить балансы каждого отдельного сырьевого потока в общем балансе
потоков завода (или другого технологического объекта). Также,
просуммировав массы компонентов и узких фракций, принадлежа­
щих одноименным сырьевым потокам, можно определить состав
потоков «в долях источников сырья». Примеры балансов отдельных
сырьевых потоков и составов потоков в «долях источников сырья»
представлены в табл. 4.11 и 4.12.
386
Балансовые расчеты...
Таблица 4.10. Распределение массива компонентов потока
при его переработке
Наименования показателей
ВСЕГО Промысел 1 Промысел 2 Промысел 3
Смешанное сырье на переработку, тонн
Метан
121
54
64
3
Этан
14 305
5067
4523
4714
Пропан
182 318 66 698
63 165
52 455
Изобутан
90 792
35 333
25 945
29 514
Норм. бутан
177 546 60 661
68 415
48 469
Изопентан
93 887
34 517
31 259
28 111
Норм. пентан
104 026 35 344
39 930
28 752
45– 60
18 912
7 427
5 350
6 135
60– 70
133 596 46 534
48 137
38 924
70– 80
43 071
13 877
17 477
11 716
…………………
Продукт переработки 1, тонн
Метан
120
53
63
3
Этан
13 590
4814
4297
4479
Пропан
164 086 60 028
56 848
47 209
Изобутан
72 634
28 266
20 756
23 612
Норм. бутан
106 528 36 397
41 049
29 082
Изопентан
37 555
13 807
12 504
11 245
Норм. пентан
20 805
7 069
7 986
5750
45–60
1891
743
535
613
60–70
6680
2327
2407
1946
70–80
431
139
175
117
…………………
Продукт переработки 2, тонн
Метан
1
1
1
0
Этан
715
253
226
236
Пропан
18 232
6670
6316
5245
Изобутан
18 158
7067
5189
5903
Норм. бутан
71 018
24 265
27 366
19 388
Изопентан
56 332
20 710
18 755
16 867
Норм. пентан
83 221
28 275
31 944
23 002
45– 60
17 021
6684
4815
5521
60–70
126 916 44 208
45 730
36 978
70–80
42 640
13 739
17 302
11 599
…………………
4. Решение проектных, плановых и учетных задач...
387
Наименования показателей
ВСЕГО Промысел 1 Промысел 2 Промысел 3
Коэффициенты отбора компонентов сырья в продукт переработки 1, %масс
Метан
99,000
99,000
99,000
99,000
Этан
95,000
95,000
95,000
95,000
Пропан
90,000
90,000
90,000
90,000
Изобутан
80,000
80,000
80,000
80,000
Норм. бутан
60,000
60,000
60,000
60,000
Изопентан
40,000
40,000
40,000
40,000
Норм. пентан
20,000
20,000
20,000
20,000
45–60
10,000
10,000
10,000
10,000
60–70
5,000
5,000
5,000
5,000
70–80
1,000
1,000
1,000
1,000
…………………
Коэффициенты отбора компонентов сырья в продукт переработки 2, %масс
Метан
1,000
1,000
1,000
1,000
Этан
5,000
5,000
5,000
5,000
Пропан
10,000
10,000
10,000
10,000
Изобутан
20,000
20,000
20,000
20,000
Норм. бутан
40,000
40,000
40,000
40,000
Изопентан
60,000
60,000
60,000
60,000
Норм. пентан
80,000
80,000
80,000
80,000
45–60
90,000
90,000
90,000
90,000
60–70
95,000
95,000
95,000
95,000
70–80
99,000
99,000
99,000
99,000
…………………
Представленная информация необходима для объективного
планирования переработки и проведения учетно-расчетных рас­
четных операций. Она также весьма полезна и при покупке сырья,
поскольку расчет с выделением баланса переработки покупаемого
сырья в общем балансе переработки завода позволит объективно
оценить сырьевую ценность этого потока. Кроме того, по изло­
женной в разделе 4.1 методике на базе выделенного баланса поку­
паемого сырья можно выполнить расчет ТЭП его переработки и,
соответственно, более корректно провести работу по обоснованию
его цены.
388
Балансовые расчеты...
Таблица 4.11. Баланс переработки сырья в целом и отдельных сырьевых
потоков
Наименования показателей
Баланс
потоков
в целом,
тонн/год
1 916 000
1. Сырье перерабатывающего завода
2. Балансы стабилизации и переработки сырья
2.1. Стабилизация сырья
Прием сырья (ДК)
1 916 000
Выработка СК
1 472 307
Выработка ШФЛУ
443 693
Выработка сбросного газа
0
в т. ч. из входного сепаратора
0
из рефлюксной емкости
0
2.2. Фракционирование ШФЛУ
Прием сырья (ШФЛУ)
443 693
Выработка пропан-бутановой фракции
192 378
Выработка пропановой фракции
179 895
Выработка сбросного газа
71 420
в т. ч. из деэтанизатора
56 792
из рефлюксной емкости
14 628
2.3. Фракционирование СК
Прием сырья (СК)
1 472 307
Выработка изопентановой фракции
0
Выработка сырья пиролиза
801 205
Выработка сырья риформинга
383 091
Выработка керосинового погона
179 808
Выработка дизельного погона
100 617
Выработка тяжелого остатка
7585
4. Продукты стабилизации и переработки сырья:
Стабильный конденсат товарный
7585
Изопентановая фракция
0
Сырье пиролиза (легкая БФ)
801 205
Сырье риформинга (тяжелая БФ)
383 091
Керосиновый погон
179 808
Дизельный погон
100 617
ШФЛУ товарная из легкого сырья
186 137
Пропан-бутановая фракция (СПБТ)
96 189
Пропановая фракция (ПТ)
89 947
Сбросные газы из легкого сырья
71 420
Промы- Промы- Промысел 1
сел 2
сел 3
692 000
620 000
604 000
692 000
531 401
160 599
0
0
0
620 000
466 324
153 676
0
0
0
604 000
474 582
129 418
0
0
0
160 599
68 379
66 215
26 005
20 644
5361
153 676
68 597
60 731
24 349
19 384
4964
129 418
55 403
52 949
21 066
16 763
4303
531 401
0
284 852
141 632
65 831
36 353
2733
466 324
0
275 577
113 960
50 766
24 845
1177
474 582
0
240 777
127 500
63 211
39 420
3675
2733
0
284 852
141 632
65 831
36 353
67 297
34 189
33 108
26 005
1177
0
275 577
113 960
50 766
24 845
64 664
34 298
30 365
24 349
3675
0
240 777
127 500
63 211
39 420
54 176
27 702
26 474
21 066
389
4. Решение проектных, плановых и учетных задач...
Таблица 4.12. Составы сырьевых, промежуточных и товарных потоков
завода в «долях источников сырья»
Наименования показателей
1. Сырье перерабатывающего завода
2. Балансы стабилизации и переработки сырья
2.1. Стабилизация сырья
Прием сырья (ДК)
Выработка СК
Выработка ШФЛУ
Выработка сбросного газа
в т. ч. из входного сепаратора
из рефлюксной емкости
2.2. Фракционирование ШФЛУ
Прием сырья (ШФЛУ)
Выработка пропан-бутановой фракции
Выработка пропановой фракции
Выработка сбросного газа
в т. ч. из деэтанизатора
из рефлюксной емкости
2.3. Фракционирование СК
Прием сырья (СК)
Выработка изопентановой фракции
Выработка сырья пиролиза
Выработка сырья риформинга
Выработка керосинового погона
Выработка дизельного погона
Выработка тяжелого остатка
3. Продукты стабилизации и переработки сырья:
Стабильный конденсат товарный
Изопентановая фракция
Сырье пиролиза (легкая БФ)
Сырье риформинга (тяжелая БФ)
Керосиновый погон
Дизельный погон
ШФЛУ товарная из легкого сырья
Пропан-бутановая фракция (СПБТ)
Пропановая фракция (ПТ)
Сбросные газы из легкого сырья
Промысел 1 Промысел 2 Промысел 3
36,117
32,359
31,524
36,117
36,093
36,196
0,000
0,000
0,000
32,359
31,673
34,636
0,000
0,000
0,000
31,524
32,234
29,168
0,000
0,000
0,000
36,196
35,544
36,808
36,411
36,350
36,649
34,636
35,657
33,759
34,093
34,132
33,938
29,168
28,799
29,433
29,496
29,517
29,414
36,093
36,093
35,553
36,971
36,612
36,130
36,034
31,673
31,673
34,395
29,747
28,233
24,692
15,520
32,234
32,234
30,052
33,282
35,155
39,178
48,446
36,034
36,093
35,553
36,971
36,612
36,130
36,155
35,544
36,808
36,411
15,520
31,673
34,395
29,747
28,233
24,692
34,740
35,657
33,759
34,093
48,446
32,234
30,052
33,282
35,155
39,178
29,105
28,799
29,433
29,496
390
Балансовые расчеты...
4.5. Оптимизация режимов, схем и балансов добычи
и переработки УВС при проектировании, планировании
и диспетчерском управлении
Освоение в производственной практике изложенной в главах 1–3
методологии и комплексное решение представленных в настоящей
главе задач позволит выйти на решение оптимизационных задач при
планировании отдельных технологических объектов и в целом тех­
нологически связанных комплексов по добыче и переработке УВС
(обобщенная схема таких комплексов представлена на рис. 2.1).
В принципе можно поставить целый ряд оптимизационных задач
как более локальных, так и более общих. Рассматривать все возмож­
ные их варианты не имеет смысла, тем более, что оптимизационные
задачи решаются не в общем, а для конкретных условий. Однако
следует отметить, что по-настоящему серьезный эффект от решения
задач оптимизации можно получить лишь при комплексном вза­
имодействии всех технологических объектов добычи, подготовки,
транспорта и переработки УВС.
Для решения подобного рода задач в нефтепереработке (особенно
за рубежом) наиболее широкое распространение получили системы
оптимизационного планирования PIMS (компания ASPENTECH)
и RPMS (компания HONAYWELL). Объекты первичной перера­
ботки в этих системах описываются выходами продуктов техноло­
гических установок с возможностью задания распределения компо­
нентов и фракций поступающего сырья по продуктам переработки
для нескольких типовых технологических режимов и показателей
качества вырабатываемых на установках продуктов для этих режи­
мов. Соответственно, используемая в PIMS и RPMS методика рас­
чета балансов первичной переработки построена на использовании
усредненных показателей, при этом расчет ведется для нескольких
дискретных балансов установок с заданными выходами и качеством
вырабатываемых продуктов. Эффект от использования PIMS и
RPMS достигается преимущественно за счет оптимизации балансов
и ТЭП переработки в результате расчета материальных балансов и
качества продуктов в комплексе с прочими показателями работы
установок (расходы реагентов, энергетических потоков и т. п.), необ­
ходимых для расчета ТЭП. На этой основе и на базе построенных в
среде PIMS и RPMS моделей решаются задачи линейной оптимиза­
ции балансов и ТЭП завода или группы заводов.
4. Решение проектных, плановых и учетных задач...
391
С помощью реализованной в системах PIMS и RPMS линейной
оптимизационной модели можно получить адекватные результаты
для больших многопоточных схем переработки, в которых составы
и качество сырья и продуктов установок относительно стабильны, а
формирование наиболее эффективных товарных балансов осущест­
вляется за счет регулирования распределения сырья по установкам
и компаундирования товарной продукции из множества вырабаты­
ваемых на установках погонов. Такие схемы характерны для круп­
ных НПЗ.
Что касается рассматриваемых в настоящей работе газоконден­
сатных и нефтегазоконденсатных комплексов, то, по сравнению с
крупными НПЗ, имеются следующие весьма важные (в контексте
обсуждаемых вопросов) особенности их функционирования:
— нестабильность составов поступающего на переработку сырья
(ввиду отсутствия многотоннажных сырьевых парков),
— практически постоянным распределением сырья по установ­
кам, однозначной рецептурой смешения небольшого числа
погонов для выработки небольшого ассортимента товарных
продуктов (номенклатура продукции в несколько раз меньше
номенклатуры современных НПЗ).
В таких условиях основная роль формирования оптимальных
режимов и балансов газоконденсатных комплексов отводится не
распределению сырья по установкам и компаундированию погонов
(которое почти безвариантно), а гибкому регулированию режимов
работы установок (начиная от установок промысловой подготовки
УВС) и качества вырабатываемых продуктах, что в вышеописанных
моделирующих системах PIMS и RPMS решается относительно гру­
бо. Поэтому создание моделей газоконденсатных комплексов на базе
PIMS и RPMS представляется недостаточно эффективным.
По нашему мнению, решение подобных задач, по крайней мере,
в начальном приближении, возможно на базе изложенной в работе
комплексной методологии балансовых расчетов при проектирова­
нии и планировании. В частности, в ООО «Газпромразвитие» и ООО
«ТюменНИИгипрогаз» создан и успешно используется для различ­
ного рода расчетных исследований комплекс моделей практически
всех действующих объектов промысловой подготовки, транспорта
и переработки сырья газоконденсатных и нефтегазоконденсатных
месторождений севера Западной Сибири. При этом создано даже
392
Балансовые расчеты...
два варианта моделей: технологических в среде системы HYSYS
и имитационных поточных в среде электронных таблиц Microsoft
Еxcel. В плане постановки и решения комплексных оптимизацион­
ных задач заслуживают внимания выполненные с помощью этих
моделей результаты расчетных исследований зависимости балансов
переработки конденсата от режимов промысловой подготовки добы­
ваемого УВС. Рассмотрим суть проблемы и возможность постанов­
ки оптимизационной задачи для ее эффективного решения.
В настоящее время абсолютное большинство газоконденсатных
залежей северных месторождений Тюменской области обустроено
по технологии низкотемпературной сепарации (НТС). Основным
достоинством технологии НТС является простота ее аппаратурного
оформления и, соответственно, надежность эксплуатации, а также
низкие эксплуатационные расходы (в виду отсутствия энергопот­
ребляющих агрегатов в докомпрессорный период эксплуатации
месторождений) хотя, известно, что степень извлечения углеводо­
родов этан+высшие и пропан+высшие в выделяемый на промыслах
газовый конденсат далека от потенциально возможной, и значитель­
но ниже, чем достигается в процессах низкотемпературной сепара­
ции–ректификации (НТСР). В связи с этим, существует довольно
распространенное мнение, что технология НТС является крайне
несовершенной, не обеспечивает должной степени извлечения уг­
леводородов в конденсат и поэтому необходимо применять более
сложные и совершенные технологии — НТСР с эжектором или тур­
бодетандерными агрегатами (ТДА).
Если абстрагироваться от существующей в Тюменской области
схемы и условий транспорта и переработки конденсата и реализа­
ции вырабатываемой продукции, а также затрат на промысловую
подготовку добываемых газоконденсатных флюидов, то мнение о
необходимости максимального извлечения из добываемого флю­
ида в конденсат не только жидких углеводородов С5+, но и углево­
дородов С3+, и даже С2+, можно признать справедливым. Однако в
реальной ситуации необходимо учитывать существующую инфра­
структуру, потребность перерабатывающих предприятий и потре­
бителей в тех или иных углеводородах, затраты на промысловую
подготовку и ряд других факторов. Поэтому вопрос о требуемой
доле отбора в конденсат различных углеводородов необходимо
решать в комплексе с проработкой вариантов транспорта и перера­
4. Решение проектных, плановых и учетных задач...
393
ботки конденсата и во­просов реализации продуктов переработки.
Попробуем рассмотреть существующую и перспективную ситуа­
цию с позиции оптимизации состава вырабатываемого на промыс­
лах сырья для переработки.
Начнем с того, что в настоящее время в России в целом и в Тю­
менской области в частности практически отсутствует рынок этана,
так как нефтехимические производства ориентированы преиму­
щественно на пиролиз легких бензиновых фракций или, в крайнем
случае, на пиролиз пропан-бутановых фракций. В связи с этим, в
углублении отбора этана из добываемого флюида в конденсат в
настоящее время нет никакой необходимости. Более того, это вызо­
вет увеличение загрузки мощностей по деэтанизации конденсата и,
соответственно, системы утилизации газа деэтанизации, что в целом
не является благоприятным фактором.
Аналогичная ситуация существует и в отношении отбора пропа­
на и бутана в конденсат из добываемого флюида. В настоящее время
на севере Тюменской области отсутствуют системы глубокой целе­
вой переработки пропана и бутанов. Схемы транспорта пропана и
бутанов (ШФЛУ) в районы расположения крупных нефтехими­
ческих комплексов также отсутствуют, и в обозримой перспективе
их строительство весьма проблематично. По этим причинам, и вви­
ду отсутствия достаточно емких рынков сбыта ШФЛУ в настоящее
время на севере Тюменской области существует весьма серьезная
проблема утилизации пропан–бутановой фракции. В связи с этим,
повышение степени извлечения в конденсат пропана и бутанов не
только не целесообразно в настоящее время, но и просто недопус­
тимо (хотя в перспективе ситуация может измениться).
С другой стороны, применение более сложных (по сравнению
с НТС) технологий, обеспечивающих более глубокое извлечение
в конденсат углеводородов С3+, приведет к существенному увели­
чению капитальных и эксплуатационных затрат на промысловую
подготовку продукции газоконденсатных залежей и, соответствен­
но, к увеличению себестоимости товарного конденсата. При этом
(в соответствии с изложенным в предыдущем абзаце) увеличение
отбора в конденсат пропана и бутанов реального прироста потреби­
тельской стоимости этого конденсата не обеспечит. В то же время
несколько повышенное содержание этана, пропана, бутанов (и от­
части даже пентанов) в осушенном газе увеличит его калорийность.
394
Балансовые расчеты...
В целом это является благоприятным фактором (в виду снижения
удельных затрат на транспорт единицы тепловой энергии) при
отсутствии в потоке транспортируемого газа жидкой углеводород­
ной фазы, выпадение которой является следствием неудовлетво­
рительной работы сепараторов, прежде всего, сепараторов первой
ступени.
Таким образом, выбор технологии промыслового обустройства
газоконденсатных месторождений далеко не однозначен. Также не­
однозначен и выбор режимов эксплуатации действующих газокон­
денсатных промыслов и возможных решений по их реконструкции.
Поэтому был проведен комплекс расчетных исследований для по­
лучения сравнительных характеристик различных технологических
процессов и их влияния на балансы переработки выделенного на
промыслах конденсата.
Для проведения расчетных исследований выбраны наиболее
эффективные схемы, рассмотренные в главе 2: НТС с применени­
ем эжектора (см. рис. 2.3); НТС с применением турбодетандерного
агрегата — ТДА (см. рис. 2.6); низкотемпературной сепарации-рек­
тификации (НТСР) с применением эжектора (см. рис. 2.7); НТСР
с применением ТДА. При этом схемы НТСР исследовались в двух
режимах — подготовки деметанизированного конденсата (обозна­
чены просто НТСР) и подготовки деэтанизированного конденсата
(обозначены НТСР-УДК).
Для проведения расчетных исследований на базе типовых компо­
нентно-фракционных составов добываемых флюидов месторожде­
ний Западной Сибири был смоделирован начальный компонентнофракционный состав пластового флюида и созданы технологические
модели установок комплексной подготовки добываемого УВС по
перечисленным выше вариантам. Затем с помощью технологиче­ских
моделей были выполнены прогнозные расчеты технологических
параметров, балансов и компонентно-фракционных составов про­
дуктов промысловой подготовки по всем перечисленным вариантам
промысловой технологии.
После завершения расчетов промысловой подготовки по каж­
дому варианту для полученных составов нестабильного (НК) или
деэтанизированного конденсата (ДК) рассчитывались балансы его
деэтанизации, стабилизации и переработки по рассмотренной в гла­
ве 2 технологии. Эти расчеты выполнялись по двум вариантам:
4. Решение проектных, плановых и учетных задач...
395
1) максимально возможной выработке товарного стабильного
конденсата (СК) с давлением насыщенных паров, по Рейду (ДНП)
не более 500 мм рт. ст.;
2) выработке СК с пониженным ДНП, по Рейду (на уровне 250 мм
рт. ст.), и его последующей переработки с получением товарных не­
фтепродуктов, а также переработке выделенной при стабилизации
ШФЛУ с получением сжиженных газов.
По результатам расчетных исследований получены прогнозные
балансовые показатели промысловой подготовки газоконденсатных
флюидов и переработки выделенного на промыслах конденсата.
Основные результаты выполненных расчетных исследований
представлены на рис. 4.5–4.9 в зависимости от температурного уровня
в низкотемпературной ступени сепарации (НТСС). Для наиболее
наглядного комплексного представления о степени влияния схемы
промысловой подготовки и температурного уровня в НТСС на выход
продуктов подготовки и переработки приведено изменение выходов
в процентах относительно базовой технологии — НТС с эжектором
на температурном уровне –30 °С. Эта технология в настоящее время
наиболее популярна на севере Тюменской области.
В соответствии с представленными расчетными данными оче­
видно, что схема и режим промысловой подготовки практически не
влияют на выходы жидких углеводородов: СК (см. рис. 4.5), дизтоп­
лива ГШЗ, бензиновой фракции (БФ) и нефтепродуктов в целом.
Наибольшими сдвигами выходов в зависимости от температурно­
го уровня в НТСС и применяемой технологии характеризуются
ШФЛУ и продукты его переработки — пропановая фракция (ПФ),
пропан-бутановая фракция (ПБФ), а также изопентан–гексановая
фракция (ИПГФ), причем ИПГФ значительно в наименьшей сте­
пени. Следует сказать, что ИПГФ — единственный «чисто» жидкий
продукт переработки, выход которого существенно растет по мере
снижения температуры в НТСС и выбора более «селективной» тех­
нологии промысловой подготовки.
Интересно также отметить, что применение более селективной
технологии НТСР на температурном уровне порядка –30 °С поз­
волит даже снизить выработку ШФЛУ и сжиженных газов отно­
сительно базовой технологии НТС. При этом она позволит вести
процесс более гибко, более тонко регулируя отборы компонентов
в промысловые продукты.
396
Балансовые расчеты...
Изменение выходов, % масс.
200
180
160
140
120
100
80
60
–20
–25
–30
–35
–40
–45
Температура в НТСС, °С
СК пер (НТС)
СК пер (НТСР)
СК пер (НТСР-УДК)
ШФЛУ пер (НТС)
ШФЛУ пер (НТСР)
ШФЛУ пер (НТСР-УДК)
–50
–55
–60
СКтов (НТС)
СК тов (НТСР)
СК тов (НТСР-УДК)
ШФЛУ тов (НТС)
ШФЛУ тов (НТСР)
ШФЛУ тов (НТСР-УДК)
Рис. 4.5. Изменение расчетных выходов СК и ШФЛУ при переработке
НК, выделенного по различным технологиям, относительно выходов при
переработке НК, выделенного по базовой промысловой технологии — НТС
с эжектором на температурном уровне –30 °С
Для оценки изменения качества товарного газа (расчетное качес­
тво СК и товарных продуктов переработки выдерживалось посто­
янным в соответствии с требованиями действующих стандартов) на
рис. 4.8 приведена зависимость калорийности газа (остальные пока­
затели качества однозначно соответствуют требованиям ОСТ 51.40
и поэтому не приводятся) от температурного уровня НТСС и схемы
промысловой подготовки. Очевидно, что в целом калорийность
товарного газа изменяется в относительно небольшом диапазоне и,
как и следовало ожидать, снижается с понижением температурного
уровня в НТСС.
–25
ГШЗ (НТС)
ГШЗ (НТСР)
ГШЗ (НТСР-УДК)
БФ (НТС)
50,0
–20
100,0
150,0
200,0
–30
БФ (НТСР)
БФ (НТСР-УДК)
ИПГФ (НТС)
ИПГФ (НТСР)
–50
ИПГФ (НТСР-УДК)
ПФ (НТС)
ПФ (НТСР)
ПФ (НТСР-УДК)
–35
–40
–45
Температура в НТСС, °С
–60
ПБФ (НТС)
ПБФ (НТСР)
ПБФ (НТСР-УДК)
–55
Рис. 4.6. Изменение расчетных выходов нефтепродуктов и сжиженных газов при переработке НК по различ­
ным технологиям, относительно выходов при переработке НК по базовой промысловой технологии — НТС
с жектором на температурном уровне –30 °С
Изменение выходов, % масс.
250,0
4. Решение проектных, плановых и учетных задач...
397
–25
–30
Газ товарный (НТС)
Газ товарный (НТСР)
Газ товарный (НТСР-УДК)
60,0
–20
80,0
100,0
120,0
140,0
160,0
180,0
200,0
Газы сжиженные (НТС)
Газы сжиженные (НТСР)
Газы сжиженные (НТСР-УДК)
–35
–40
–45
Температура в НТСС, °С
–55
–60
Нефтепродукты (НТС)
Нефтепродукты (НТСР)
Нефтепродукты (НТСР-УДК)
–50
Рис. 4.7. Изменение расчетных выходов промысловых продуктов при переработке НК, выделенного по раз­
личным технологиям, относительно выходов при переработке НК, по базовой промысловой технологии —
НТС с эжектором на температурном уровне –30 °С
Изменение выходов, % масс.
220,0
398
Балансовые расчеты...
399
4. Решение проектных, плановых и учетных задач...
8700
Товарный газ (НТС)
Товарный газ (НТСР)
Товарный газ
(НТСР-УДК)
Калорийностьь, ккал/ст. м3
8650
8600
8550
8500
8450
8400
–20
–25
–30
–35
–40
–45
–50
–55
–60
Температура в НТСС, °С
Рис. 4.8. Калорийность товарного газа при различных схемах промысловой
подготовки газоконденсатного флюида
Таким образом, по результатам выполненных расчетных иссле­
дований, можно констатировать возможность оптимизации состава
НК, поставляемого с газоконденсатных промыслов на переработку, в
зависимости от состояния рынка ШФЛУ и сжиженных газах и усло­
вий их реализации. При этом объемы выработки жидких продуктов
переработки практически не зависят ни от температурного уровня
в НТС, ни от применяемой технологии. Также полученные резуль­
таты свидетельствуют о том, что выбор более сложной, чем НТС,
промысловой технологии преимущественно увеличит лишь отбор
ШФЛУ и сжиженных газов. Единственным жидким продуктом, вы­
ход которого заметно снижается при упрощении технологии и повы­
шения температуры в НТС, является ИПГФ (изопентан-гексановая
фракция). Применение более сложной технологии (с использова­
нием турбодетандерных агрегатов) на более низком температурном
уровне в НТСС в настоящее время нецелесообразно по следующим
причинам:
1) это приведет к существенному увеличению капитальных
и эксплуатационных затрат на промысловую подготовку продук­
ции газоконденсатных залежей и, соответственно, к увеличению
400
Балансовые расчеты...
себе­стоимости товарного конденсата, но при этом (в соответствии
с изложенным в предыдущем абзаце) реального прироста потреби­
тельской стоимости этого конденсата не обеспечит;
2) снижение температурного уровня в НТСС приведет к увели­
чению производства ШФЛУ, что в сложившейся ситуации (отсут­
ствие схемы транспорта ШФЛУ с севера Тюменской области и про­
блемы с реализацией ШФЛУ) весьма негативно скажется на работе
предприятий по переработке конденсата;
3) использование технологии НТС или НТСР с применением
эжектора на температурном уровне в НТСС не ниже –30 °С при
нормальной работе сепарационного оборудования гарантированно
обеспечивает требуемое ОСТ 51.40 качество товарного газа по точке
росы по воде и углеводородам, а несколько повышенное содержание
этана, пропана, бутанов и отчасти даже пентанов в осушенном газе
повышает его калорийность, что в целом является благоприятным
фактором, поскольку ведет к сокращению удельных затрат на транс­
порт энергоресурсов;
4) применение технологии НТСР с эжектором на температурном
уровне порядка –30 °С позволит более гибко вести процесс про­
мысловой подготовки, более тонко регулируя выработку ШФЛУ и
сжиженных газов;
5) технология НТСР при необходимости (в случае улучшения
ситуации на рынке сжиженных газов или увеличении потребнос­
ти в них и в этановой фракции в связи с вводом газо-химических
комплексов) позволит значительно понизить температуру в НТСС
и обеспечить повышенный отбор этана, пропана и бутанов в НК.
В соответствии с изложенным, целесообразно выполнить техни­
ко-экономическую проработку промыслового обустройства по этой
технологии хотя бы на вновь вводимых месторождениях, тем более,
что она может использоваться как в режиме получения нестабиль­
ного (деметанизированного) конденсата, так и в режиме получения
деэтанизированного конденсата.
Описанный пример расчетных исследований однозначно свиде­
тельствует о возможности постановке и практической реализации
оптимизационных задач при проектировании технологических объ­
ектов, текущем и перспективном планировании добычи и перера­
ботки УВС на базе изложенной в работе методологии комплексных
балансовых расчетов.
Заключение
В работе подробно изложена комплексная методология про­
гнозных и ретроспективных расчетов материально-компонентных
балансов «физической» переработки углеводородного сырья газо­
конденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений и примеры
ее практического применения, а также обобщенная информация о
компонентно-фракционных составах и физико-химических харак­
теристиках типичных добываемых флюидов газоконденсатных и
нефтегазоконденсатных месторождений, которая может использо­
ваться в качестве справочных материалов.
Представленная в работе комплексная методология выработана
в процессе длительной (более 20 лет) научно-практической работы
большого коллектива специалистов ООО «ТюменНИИгипрогаз»
по проблемам повышения эффективности эксплуатации и развития
добычи, транспорта и переработки УВС газоконденсатных место­
рождений Западной Сибири. Активное участие в этой работе при­
нимали специалисты ООО «Уренгойгазпром», ООО «Сургутгазп­
ром» и кафедры химической технологии нефти и газа Тюменского
нефтегазового университета, а с 2005 года также специалисты ООО
«Газпромразвитие».
Созданием экспериментальной базы по составам и физико-хи­
мическим характеристикам углеводородного сырья и продуктов его
промысловой подготовки и переработки (включая разработку мето­
дик и оборудования для экспериментальных исследований), а также
обследованием технологических объектов подготовки и переработки
УВС занимается коллектив специалистов ООО «ТюменНИИгипро­
газ» под руководством и при непосредственном активном участии
В. Ф. Новопашина. Вместе с ним весомый вклад в эту работу внесли:
П. М. Олейник; С. В. Жоров; С. А. Мурыхныч; Ю. А. Филиппова;
С. В. Бакустина; Ю. С. Дегтярева; Т. П.; Н. А.Радченко; В. А. Волохо­
ва; Т. А. Абрамова.
Технологические исследования производственных объектов
и наработку статистики по режимным и расходным параметрам
и данным аналитического контроля (включая внедрение новых
экспериментальных методик и процедур обработки получен­
ных результатов, создание систем сбора и обработки оператив­
ной технологической информации) обеспечивали специалисты:
402
Заключение
ООО «Уренгойгазпром» — О. П. Кабанов, В. А. Ставицкий. И. В. Ко­
линченко, Т. С. Назаренко, Т. П. Сидячева, Е. Н. Кабанова, О. И. Зы­
кова, Т. В. Нежинец; ООО «Сургутгазпром» – М. Ф. Минхайров,
О. А. Сидоренко, И. Н. Булатникова, Л. В. Иваненко, Е. К. Сударки­
на, И. В. Леушин, А. Шириев, В. И. Лемешкин, А. А. Пудовкин.
В разработке и практической реализации методологии адаптации
моделей технологических объектов на базе результатов их обсле­
дований, технологической информации и данных аналитического
контроля наиболее активное участие принимали специалисты: ООО
«Уренгойгазпром» — О. П. Кабанов, И. В. Колинченко; ООО «Тю­
менНИИгипрогаз» — Ю. Н. Белянский, В. В. Прытков, Д. А. Рычков,
В. Ф. Новопашин, Ю. А. Филиппова, Ю. С. Дегтярева; ООО «Газп­
ромразвитие» — А. Д. Литвина, П. Е. Емельянов, Д. Н. Снежко.
Основные аспекты разработанной методологии моделирования
технологических объектов подготовки и переработки УВС газо­
конденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений и решение
на этой основе широкого спектра прикладных задач активно ис­
пользуются в учебном процессе, подготовке дипломных проектов и
диссертационных работ на кафедре химической технологии нефти
и газа Тюменского нефтегазового университета. Основной вклад в
организацию и развитие этого учебного направления внесли авторы
работы, а также И. Г. Калинина, В. В. Прытков, Д. А. Рычков.
В работе, наряду с известными экспериментальными и расчетны­
ми методами изложены новые научно-практические разработки, вы­
полненные в ООО «ТюменНИИгипрогаз», ООО «Уренгойгазпром»
и ООО «Газпромразвитие» под координацией и при непосредствен­
ном активном участии одного из авторов — А. Г. Касперовича. К этим
разработкам относятся: способ обобщенной оценки эффективности
процессов сепарации и ректификации (относительно селективности
разделения компонентов по продуктам переработки); методология
экспериментально-расчетного мониторинга технологических объек­
тов; методология имитационного поточного моделирования техно­
логических объектов и комплексных схем добычи и переработки уг­
леводородного сырья; методология выделения балансов отдельных
сырьевых потоков в общем балансе переработки.
Результаты фактической реализации и примеры возможного
практического использования методологии имитационного по­
точного моделирования представлены в настоящей работе. Также
Заключение
403
представлена табличная и графическая справочная информация,
необходимая для создания моделей различных процессов и схем
переработки углеводородного сырья для выполнения балансовых
расчетов.
Перечисленные методологические разработки реализованы в
виде рабочих моделей в среде электронных таблиц Microsoft Excel,
для чего создано соответствующее прикладное программное обес­
печение на языке Delphi. Имитационные поточные модели в настоя­
щее время успешно используются в ООО «ТюменНИИгипрогаз» и
ООО «Газпромразвитие» при выполнении ряда проектных, анали­
тических и технологических работ. В ООО «Уренгойгазпром» под
руководством О. П. Кабанова экспериментально-расчетный монито­
ринг и имитационные поточные модели внедряются в практику про­
изводственного анализа и планирования. В дальнейшем это направ­
ление может найти весьма широкое применение при решении самых
разнообразных исследовательских и производственных задач.
Основную работу по созданию и практической реализации новой
методологии, разработке прикладного программного обеспечения
выполнили: О. П. Кабанов (ООО «Уренгойгазпром») и В. В. Прыт­
ков, Д. А. Рычков, О. А. Омельченко (ООО «ТюмеНИИгипрогаз»).
Значительный вклад в отработку расчетных методик и практическую
реализацию созданных на этой основе моделей и информационнорасчетных систем внесли: ООО «ТюмеНИИГипрогаз» – Ю. В. Ши­
питько (Кацемон), А. К. Пестов; ООО «Уренгойгазпром» – И. Колин­
ченко; ООО «Газпромразвитие» – А. Д. Литвина, П. Е. Емельянов,
Р. Ф. Фатрахманова.
Принципы имитационного поточного моделирования и расчет ба­
лансов отдельных сырьевых потоков в общем балансе моделируемой
технологии реализованы также в системе технологического модели­
рования ГазКондНефть одним из ее разработчиков – Р. В. Гамалея.
Авторы выражают благодарность всем перечисленным спе­
циалистам за многолетнюю совместную работу и надеются на
дальнейшее развитие этого направления, а также готовы к сотруд­
ничеству с любыми специалистами, которым данное направление
покажется интересным для научной работы или практического
использования.
Используемая и рекомендуемая литература
1. Гужов А. И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа. M.,
1973.
2. ГОСТ 9965‑76. Нефть для нефтеперерабатывающих предприя­
тий. Технические условия.
3. ГОСТ 14921‑78. Сжиженные углеводородные газы. Методы
отбора проб.
4. ОСТ 51.65‑80. Конденсат газовый стабильный. Технические
условия.
5. Берлин М. А., Гореченков В. Г., Волков Н. П. Переработка нефтя­
ных и природных газов. М., 1981.
6. ТУ 38‑101524‑83. Фракция широкая легких углеводородов.
7. CTO 51.00.021‑84. Расчет состава и свойств нефти, газа и воды
на месторождениях Главтюменнефтегаза. Тюмень, 1984.
8. ГОСТ 2517‑85. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора
проб.
9. ГОСТ 3900‑85. Нефть и нефтепродукты. Методы определения
плотности.
10. ГОСТ 11011‑85. Нефть и нефтепродукты. Методы определе­
ния фракционного состава в аппарате АРН-2.
11. Алиева Р. Б. Свойства газовых конденсатов и направления их
использования. Обзорная информация. / Серия «Подготовка
и переработка газа и газового конденсата». М., 1987. № 12.
С. 25.
12. Бекиров Т. М. Первичная переработка природных газов. М.,
1987.
13. ГОСТ 20448‑90. Газы углеводородные сжиженные топливные
для коммунально-бытового потребления. Технические усло­
вия.
14. Нариманов А. А., Фролов А. Н. Газовая промышленность вчера,
сегодня, завтра. М., 1993.
15. МИ 2311‑94. Расход и масса газовых конденсатов, ШФЛУ
и продуктов их переработки. Методики выполнения измере­
ний и расчета. М., 1995.
16. Регламент составления проектных документов по разработке
газовых и газоконденсатных месторождений, ОАО «Газпром»,
ВНИИГАЗ. М., 1999.
Используемая и рекомендуемая литература
405
17. Мишин В. М. Переработка природного газа и конденсата:
учебник для системы непрерывного фирменного профессио­
нального обучения рабочих в обществах и организациях ОАО
«Газпром». М., 1999.
18. Гриценко А. И., Истомин В. А., Кульков А. Н., Сулейманов Р. С. Сбор и промысловая подготовка газа на северных
месторождениях России, М., 1999.
19. Бекиров Т. М., Ланчаков Г. А. Технология обработки газа и кон­
денсата. М., 1999.
20. Касперович А. Г., Новопашин В. Ф., Белянский Ю. Н., Пестов А. К. Технологическое моделирование объектов и комп­
лексных схем добычи и переработки углеводородного сырья в
целях разработки решений по проектированию обустройства
месторождений, модернизации и развития производств / Ма­
териалы НТС ОАО «Газпром» «Оценка эффективности науч­
но-технических решений, реализованных на нефтегазодобы­
вающих объектах ОАО Газпром». М.; Ноябрьск, 1999.
21. Касперович А. Г., Новопашин В. Ф., Магарил Р. З., Пестов А. К. Промысловая подготовка и переработка газоконден­
сатов. Тюмень, 1999.
22. Касперович А. Г., Глазков С. В., Кутырев А. Л., Сидоренко О. А.
и др. О принципах организации технологических информаци­
онных систем предприятий переработки углеводородного сы­
рья. НТС / Серия «Газификация». Природный газ в качестве
моторного топлива. Подготовка, переработка и использование
газа. М., 2000. № 8–9. С. 17–23.
23. Касперович А. Г., Соболев А. Н., Беспрозванный А. В., Кабанов О. П. и др. Перспективные схемы транспорта и перера­
ботки УВС северных месторождений / / Газовая промышлен­
ность. № 2. М., 2001. С. 46–47.
24. Калинкин А. В., Динков А. В., Касперович А. Г., Кру шин П. Н. и др. Проблемы транспорта и переработки ачимов­
ского конденсата. / / Газовая промышленность. № 3. М., 2001.
С. 52–53.
25. Касперович А. Г., Кутырев А. Л., Цыбульник В. Н., Глазков С. В. Система моделирования поточных схем и расчета
балансов, составов и показателей качества потоков промысло­
вой подготовки и переработки углеводородного сырья (газа,
406
Используемая и рекомендуемая литература
конденсата и нефти) MODBAL. Методические указанияпрограммы на ЭВМ для практических занятий и курсового
проектирования по дисциплине «Переработка природных и
попутных газов» для студентов специальности 250.400. М.,
2001. № 68.
26. Касперович А. Г., Кутырев А. Л., Цыбульник В. Н., Глазков С. В.
и др. Экспресс-методика технологических расчетов и система
моделирования поточных схем подготовки и переработки
конденсата и нефти. / / Известия вузов, Тюменский Госу­
дарственный нефтегазовый университет, Нефть и газ. 2001,
№ 4. С. 86–91.
27. Мановян А. К. Технология первичной переработки нефти
и природного газа. 2‑е изд. М., 2001.
28. Ахметов С. А. Технология глубокой переработки нефти и газа.
Уфа, 2002.
29. Технология переработки природного газа и конденсата / Спра­
вочник: в 2 ч. М., 2002. Ч. 1.
30. ГОСТ Р 51858‑2002. Нефть. Общие технические условия.
31. Крылов Г. В., Клюсов В. А., Касперович А. Г., Белянский Ю. Н.
и др. Патент РФ № 2182035 «Установка подготовки и пере­
работки углеводородного сырья газоконденсатных залежей».
12 с.
32. ММ 51‑00159093‑004‑02. Нестабильные жидкие углеводоро­
ды. Методы отбора проб.
33. Касперович А. Г. Комплексный анализ, моделирование и опти­
мизация добычи и переработки углеводородов в системе ОАО
«Газпром» в Тюменской области / Материалы научно-техни­
ческой конференции, посвященной 90‑летию со дня рождения
В. И. Муравленко. Тюмень, 2002.
34. Касперович А. Г., Белянский Ю. Н., Прытков В. В., Соболев А. Н.
и др. Регулирование состава сырья Сургутского ЗСК как фак­
тор рационального энергопотребления при переработке. / Ма­
териалы НТС ОАО «Газпром» «Энергосбережение и энер­
госберегающие технологии при переработке газа, газового
конденсата, нефти». М.; Сургут, 2002.
35. Беспрозванный А. В., Журавлев А. Н., Касперович А. Г., Соболев А. Н. Способ подготовки парафинистой газоконденсатной
смеси к транспорту и переработке. Проблемы освоения место­
Используемая и рекомендуемая литература
407
рождений Уренгойского комплекса. Сборник научных трудов
ООО «Уренгойгазпром», М., 2003.
36. Беспрозванный А. В., Журавлев А. Н., Волынин С. А., Касперович А. Г. Подготовка парафинистой газоконденсатной смеси к
транспорту и переработке / Обеспечение эффективного фун­
кционирования Уренгойского нефтегазодобывающего ком­
плекса. Тезисы докладов научно-технической конференции
«25 лет ООО Уренгойгазпром». Анапа, 2003. С. 47–48.
37. Касперович А. Г., Пестов А. К., Жгунова Л. И., Прытков В. В.
и др. Нефть и газ Западной Сибири / Расчет балансов и ТЭП
переработки конденсата с выделением показателей для отде­
льных сырьевых потоков. Материалы международной науч­
но-технической конференции (12–13 ноября). Тюмень, 2003.
С. 194–195.
38. Ческидова К. В., Жгунова Л. И., Касперович А. Г. Экономиче­
ское обоснование цен на сырье в зависимости от планируемой
рентабельности производства для Сургутского ЗСК. Совер­
шенствование методологии освоения газовых месторождений
севера Западной Сибири. Сборник научных трудов. Тюмень;
СПб., 2003. С. 260–264.
39. Беспрозванный А. В., Журавлев А. Н., Волынин С. А., Кабанова Е. Н. и др. Патент РФ № 2226237 «Способ подготовки
парафинистой газоконденсатной смеси к транспорту и пере­
работке».
40. ММ51‑00159093‑004‑04. Нестабильные жидкие углеводороды.
Методы определения компонентно-фракционного состава.
41. Рычков Д. А., Кацемон Ю. В., Прытков В. В., Касперович А. Г. Ис­
следование функций распределения компонентов для комплекс­
ного моделирования поточных схем промысловой подготовки и
переработки углеводородного сырья. Проблемы развития газо­
вой промышленности в Западной Сибири/Сборник тезисов до­
кладов 8 научно-практической конференции молодых ученых и
специалистов. Тюмень, 2004. С. 124.
42. Прытков В. В., Касперович А. Г., Пестов А. К. Моделирование
технологических показателей промысловой подготовки и
стабилизации конденсата в динамике разработки газокон­
денсатных месторождений. Проблемы развития газовой про­
мышленности в Западной Сибири / Сборник тезисов докладов
408
Использованная и рекомендуемая литература
8 научно-практической конференции молодых ученых и спе­
циалистов. Тюмень, 2004. С. 125.
43. Кацемон Ю. В., Касперович А. Г. Расчетные исследования за­
кономерностей распределения газоконденсатных флюидов по
продуктам промысловой подготовки в динамике разработки
месторождений. Проблемы развития газовой промышленно­
сти в Западной Сибири. / Сборник тезисов докладов 8 научнопрактической конференции молодых ученых и специалистов.
Тюмень, 2004. С. 126.
44. Дегтярева Ю. С., Прытков В. В., Касперович А. Г., Панова А. Л. Расчетный метод определения температуры засты­
вания и помутнения. Проблемы развития газовой промыш­
ленности в Западной Сибири / Сборник тезисов докладов
8 научно-практической конференции молодых ученых и спе­
циалистов. Тюмень, 2004. С. 137–138.
45. Касперович А. Г., Соболев А. Н., Горшкова Т. А., Пестов А. К. и
др. Оптимизация комплексной схемы и балансов переработки
жидких углеводородов в системе ОАО «Газпром» в Тюмен­
ской области / Материалы НТС ОАО Газпром «Основные
направления и перспективы переработки углеводородного
сырья». М., 2003. С. 7–16.
46. Касперович А. Г., Прытков В. В., Панова А. Л., Магарил Р. З. Рас­
четный метод определения температуры застывания угле­
водородных продуктов / / Известия вузов, Тюменский Госу­
дарственный нефтегазовый университет, Нефть и газ. 2004,
№ 6. С. 102–106.
47. СТО Газпром РД 5.1‑2005. Методика определения физикохимических характеристик нестабильных жидких углеводо­
родов. Расчет плотности и объемных свойств.
48. Kruger CJC Constrained Cubic Spline Interpolation for Chemical
Engineering Application, 2005, http: / / www. korf. co. uk / util_2.
html.
49. Кацемон Ю. В., Касперович А. Г., Рычков Д. А., Магарил Р. З. Рас­
четные исследования влияния схемы и режимов промысловой
обработки газоконденсатного флюида на балансы перера­
ботки конденсата / Материалы Всероссийской конференции
«Менделеевские чтения» (26–28 мая 2005). Тюмень, 2005.
С. 191–194.
Использованная и рекомендуемая литература
409
50. Омельченко О. А., Касперович А. Г. Математические основы
экспресс-расчета комплексных схем переработки углеводо­
родного сырья / Материалы Всероссийской конференции
«Менделеевские чтения» (26–28 мая 2005). Тюмень, 2005.
С. 302–304.
51. Прытков В. В., Касперович А. Г., Магарил Р. З. Моделирова­
ние составов добываемого углеводородного сырья в динами­
ке разработки газоконденсатных месторождений / Матери­
алы Всероссийской конференции «Менделеевские чтения»
(26–28 мая 2005). Тюмень, 2005. С. 328–331.
52. Рычков Д. А., Касперович А. Г., Омельченко О. А., Магарил Р. З. Комплексный расчет балансов промысловой подго­
товки газоконденсатного флюида и переработки конденсата
в динамике разработки месторождений / Материалы Всерос­
сийской конференции «Менделеевские чтения» (26–28 мая
2005). Тюмень, 2005. С.339–341.
53. Калашников О. В., Касперович А. Г., Будняк С. В., Гамалея Р. В. и др. Вопросы адекватности теплофизической базы
программных систем HYSYS, PRO-2 и ГазКондНефть. Рас­
четные и действительные данные по установке низкотемпера­
турной сепарации природного газа / / Экотехнологии и ресур­
сосбережение. Киев, № 4, 2005. С. 70–74.
54. Касперович А. Г., Прытков В. В., Рычков Д. А., Омельченко О. А.
и др. Методологические основы расчета балансов переработки
конденсата для текущего и перспективного планирования и
определения фактических показателей / Сборник научных
трудов «Вопросы строительства газовых скважин, проекти­
рования разработки месторождений и транспорта газа». СПб.;
Тюмень, 2005. С. 73–85.
55. Касперович А. Г., Рычков Д. А., Кацемон Ю. В., Омельченко О. А.
и др. Критерии оценки эффективности технологии и выбора
схем промысловой подготовки продукции газоконденсат­
ных залежей на месторождениях севера Тюменской облас­
ти / / Сборник научных трудов «Вопросы строительства га­
зовых скважин, проектирования разработки месторождений
и транспорта газа», СПб.; Тюмень. 2005. С. 101–107.
56. Касперович А. Г., Кабанов О. П., Ставицкий В. А., Прытков В. В.
и др. Обоснование компонентно-фракционного состава добы­
410
Использованная и рекомендуемая литература
ваемого сырья Ен-Яхинского месторождения / / Газовая про­
мышленность. М., 2006, № 1. С. 59–61.
57. Рычков Д. А., Омельченко О. А., Прытков В. В., Касперович А. Г. Оп­
ределение функций погоноразделения для установок подготовки
и переработки УВС и их применение/«Проблемы развития газо­
вой промышленности Западной Сибири». Сборник тезисов до­
кладов 14 научно-практической конференции молодых ученых
и специалистов ТюменНИИгипрогаза. Тюмень, 2006. С. 201.
58. Касперович А. Г., Рычков Д. А., Омельченко О. А. Методология
адаптации технологических моделей подготовки и первичной
переработки газового конденсата и нефти / / Известия вузов.
Тюменский Государственный нефтегазовый университет,
Нефть и газ. 2006, № 4. С. 47–50.
59. Кабанов О. П., Касперович А. Г., Рычков Д. А. Результаты об­
следования и технологического моделирования газоконден­
сатного промысла Ен-Яхинского месторождения. Геология,
бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсат­
ных месторождений. Научно-технический сборник. М., 2006,
№ 3. С. 41–44.
60. Касперович А. Г., Прытков В. В., Рычков Д. А., Омельченко О. А.
и др. Методология комплексных расчетов балансов переработ­
ки конденсата для текущего и перспективного планирования.
Научно-техническое и нормативно-методическое обеспечение
обеспечение газоперерабатывающей подотрасли. Материалы
НТС ОАО Газпром. М., 2006. С.42–54.
61. Касперович А. Г., Кисленко Н. Н., Фатрахманова Р. Ф., Емельянов П. Е. и др. Развитие систем добычи, транспорта и перера­
ботки УВС на основе моделирования поточных схем / / Газо­
вая промышленность. М., 2007. № 4. С. 40–44.
62. Касперович А. Г. Имитационное поточное моделирование ком­
плексных схем добычи и переработки углеводородного сы­
рья / / Наука и техника в газовой промышленности. М., 2006.
№ 4. С. 4–15.
63. Кабанов О. П., Касперович А. Г., Рычков Д. А., Омельченко
О. А. Комплексное моделирование промысловой подготовки
добываемого газоконденсатного флюида и переработки газо­
вого конденсата / / Наука и техника в газовой промышленно­
сти. М., 2006. № 4. С. 25–29.
Использованная и рекомендуемая литература
411
64. Кабанов О. П., Касперович А. Г., Рычков Д. А., Омельченко О. А. Методология создания адекватной технологической
модели газоконденсатного промысла на основе результатов
комплексного обследования / / Наука и техника в газовой про­
мышленности. М., 2006. № 4. С. 30–36.
65. Кабанов О. П. Совершенствование планирования добычи
и промысловой подготовки сырья газоконденсатных место­
рождений на основе информационно-расчетной технологии
анализа и прогноза показателей / / Наука и техника в газовой
промышленности. М., 2006. № 4. С. 16–24.
Учебное издание
Александр Геннадьевич Касперович
Ромен Зеликович Магарил
Балансовые расчеты при проектировании
и планировании переработки
углеводородного сырья газоконденсатных
и нефтегазоконденсатных месторождений
Учебное пособие
Зав. редакцией Игнатова Е. С.
Ведущий редактор Климкин М. С.
Редактор Дмитровская Н. К.
Корректор Макарова Л. Н.
Художник серии Новикова В. М.
Компьютерная верстка Чикин П. А.
Директор издательства Чепыжов В. В.
Подп. в печать 07.11.07.
Формат 60×84/16. Бумага офсетная.
Гарнитура «Petersburg». Печать цифровая.
Усл. печ. л. 23,95. Тираж 1000 экз. Заказ № T-000
ООО «Издательство «КДУ»,
119234, г. Москва, а/я 587
Тел./факс: (495) 939-57-32, 939-40-51.
Http://www.kdu.ru. E-mail: kdu@kdu.ru
Отпечатано в типографии КДУ
Тел./факс: (495) 939-40-36. E-mail: press@kdu.ru