Особенности моделирования и материально- теплового расчета процесса сепарации нефти, добываемой из подгазовых нефтяных оторочек

Ю.В. Максимов, С.С. Иванов, Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Источник: Журнал «Нефтяное хозяйство»

Как известно, к трудноизвлекаемым относятся запасы нефтяных оторочек, толщина которых не превышает 10–15 м. Выработка запасов нефти, сосредоточенных в подгазовых зонах нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей, осложнена многофазностью потока в пласте и сопровождается такими негативными процессами, как оттеснение нефти в газовую зону, прорыв газа к забою добывающих скважин (увеличение газового фактора более 1500 м3/т) и расформирование нефтяной оторочки. В результате нефтеотдача не превышает 10 % начальных запасов.

При проектировании процессов подготовки нефти при совместной добыче газа газовых шапок и нефти из подгазовых зон (нефтяных оторочек) нефтяными скважинами необходимо корректно моделировать компонентно-фракционный состав добываемого флюида.

Основная сложность моделирования компонентно-фракционного состава добываемого флюида заключается в описании гипотетических или псевдокомпонентов нефти и углеводородного конденсата, добываемого с прорывным газом. Рассчитываемые гипотетические компоненты должны характеризовать состав и свойства нефти и конденсата как раздельно, так и в смеси.

Для описания состава и свойств нефти и углеводородного конденсата используются следующие исходные данные:

— результаты исследований состава нефтяного газа и углеводородного конденсата (углеводородные и неуглеводородные компоненты), разгонки по истинным температурам кипения (ИТК), ASTM D86 или Энглеру, ASTM D1160, D2887, равновесного однократного испарения (ОИ) или equilibrium flash vaporization или (EFV)) или хроматографического анализа;

— физические свойства нефти и углеводородного конденсата: плотность, молекулярная масса, вязкость при различных температурах.

На основании данных, полученных при разгонке, и свойств нефти и углеводородного конденсата определяются псевдокомпоненты (фракции с заданными интервалами кипения), которые характеризуются интервалом кипения, средней температурой кипения, плотностью, молярной массой, критическим давлением, температурой, объемом, ацентрическим фактором.

Псевдокомпоненты разделяют на фракции по температуре кипения с шагом, например, 10 °С, или по группам углеводородов С6, С7, С8 ... СN (ряд SCN — Standart Carbon Number) [1]), или экспертно (рационально выделять фракции, сумма которых определяет содержание и свойства товарных продуктов первичной переработки — бензина, керосина, дизельного топлива и др.).

Предел кипения фракций ряда SCN выбирается таким образом, чтобы верхний предел кипения фракции на 0,5 °С был больше температуры кипения н-алкана с тем же числом атомов углерода.

Фракционный состав, особенно светлых нефтепродуктов и широких фракций, определенный при ОИ, в первую очередь необходимо пересчитать в кривую ИТК. Пример кривой ИТК с температурными границами фракций ряда SCNприведен на рис. 1. Для перерасчета наиболее распространен метод Эдмистера [2], согласно которому сначала

Рис. 1. Пример кривых ИТК с температурными границами фракций ряда SCN

Коэффициенты из уравнения (4) приведены в таблице.

Интервал объема выкипания, % a b·102 c·103
0-10 0,3119 0,9756 -6,0410
10-30 0,2177 1,450 -7,6610
30-50 0,3590 1,2340 -6,7690
50-70 0,4877 1,0459 -6,0530
70-90 0,5996 0,909 0,909
90-100 0,8177 0,640 -10,0750

В большинстве случаев кривая ИТК для нефти ограничивается температурой кипения 300 °С (выход светлых нефтепродуктов), содержание которых редко превышает 50 % (см. рис. 1). Для описания состава и свойств нефти необходимо рассчитать содержание фракций, выкипающих при температуре более 300 °С — экстраполировать кривую разгонки. Для этого используется метод Педерсена, Томассена и Фриденслунда, состоящий в вычислении температур выкипания 80 и 100 % общей массы по формулам

Экстраполировать кривую ИТК можно также методами Лагранжа, наименьших квадратов или вероятностным методом.

После построения кривой ИТК содержание фракций определяется графическим способом.

При расчете фазовых переходов в системах нефть — газ газовой шапки компонентно-фракционный состав нефти и конденсата газовой шапки описывается с использованием единых для нефти и конденсата псевдокомпонентов.

После моделирования компонентно-фракционного состава нефти и углеводородного конденсата определяют свойства псевдокомпонентов: плотность, молекулярную массу, критическое давление, температуру, объем и ацентрический фактор. На основе составов нефти и конденсата рекомбинацией с составом нефтяного и природного газа моделируют составы пластовых флюидов в зависимости от газового фактора нефти и конденсатного фактора природного газа.

По результатам моделирования компонентно-фракционного состава флюидов рассчитывается материальнотепловой баланс, состав и свойства материальных потоков процесса подготовки нефти по технологической схеме.

Известно, что состав и количество добываемого прорывного (природного) газа может влиять на процесс сепарации нефти. Рассмотрим влияние количества прорывного газа и его состава (конденсатный фактор) на давление насыщенных паров нефти. На рис. 2 приведены зависимости давления насыщенных паров нефти от газового фактора нефти при различных конденсатных факторах.

Рис. 2. Зависимость давления насыщенных паров нефти от газового фактора нефти (растворенного и прорывного газа)

Расчетное исследование выполнено по следующей методике.

1. Моделирование состава пластовой нефти с газосодержанием 100 м3/т при стандартных условиях.

2. Моделирование состава природного газа с конденсатным фактором 7, 40, 80, 120, 160, 200, 240, 280, 320, 360, 400 и 440 г/м3 рекомбинацией газа сепарации и нестабильного конденсата.

3. Моделирование состава нефти и конденсата формированием фракций с шагом температуры кипения 10°, обладающих одними и теми же свойствами для нефти и конденсата при различном содержании в нефти и конденсате и в целом описывающих состав и свойства нефти и конденсата.

4. Определение влияния количества прорывного газа на давление насыщенных паров нефти для типовой схемы подготовки нефти, приведенной на рис. 3, для различных составов прорывного газа.

Рис. 3. Типовая схема подготовки нефти: С1, С2 — сепаратор соответственно первой и второй ступени сепарации; П — нагреватель

нефти ; КСУ — концевая сепарационная установка Анализ зависимостей, приведенных на рис. 2, показывает, что при увеличении количества прорывного газа возможны два сценария в зависимости от содержания конденсата в газе: при конденсатном факторе газа менее 280 г/м3 давление насыщенных паров нефти уменьшится; более 280 г/м3 — увеличится. Это свидетельствует о необходимости корректного моделирования состава добываемых флюидов — пластовых нефти и газа — в зависимости от соотношения их количества.

Состав и количество прорывного газа влияют на параметры процесса сепарации и выбор основного технологического оборудования. Например, при увеличении давления насыщенных паров товарной нефти необходимо повышение температуры сепарации. В связи с этим возрастает тепловая нагрузка на технологические печи, что может потребовать дополнительного оборудования, не заложенного при проектировании.

Следует уделять внимание расчету зависимости коэффициентов распределения компонентов и узких фракций от температуры их кипения по продуктам (газ и нефть). Функция распределения отображает выделение целевых компонентов и фракций в виде продуктов подготовки и переработки и соответственно характеризует эффектив ность технологии. При недостаточной четкости разделения газ будет обогащаться тяжелыми фракциями, а нефть — легкими. При этом возрастают потери нефти.

Функция распределения по продуктам (нефть и газ) в зависимости от количества газа газовых шапок при конденсатных факторах газа 40 и 400 г/м3 приведена на рис. 4. Из него видно, что с увеличением количества добываемого газа газовой шапки снижается эффективность сепарации нефти. При повышении конденсатного фактора газа наблюдается обратная картина: функция распределения при конденсатном факторе 400 г/м3 имеет менее пологий характер, чем при конденсатном факторе 40 г/м3.

Рис. 4. Функция распределения компонентов по продуктам (нефть и газ) в зависимости от количества газа газовой шапки при конденсатных факторах газа 40 и 400 г/м3: ГФ, КФ — соответственно газовый и конденсатный фактор

По результатам моделирования и расчета материальнотеплового баланса процесса сепарации нефти выбирают рациональные режимы сепарации, обеспечивающие максимальный выход нефти и газа при соблюдении требований к давлению насыщенных паров товарной нефти и максимально возможной четкости распределения компонентов. Рациональные режимы сепарации выбирают в результате расчетного исследования: при заданных условиях (температура, расход нефти и газа, состав и свойства пластовой нефти, ограничения по давлению насыщенных паров нефти) при различных давлениях на ступенях сепарации определяют выход нефти и газа [1].

В работе [3] показано, что обеспечение оптимальных термобарических условий сепарации нефти в пределах, обусловленных параметрами технологического процесса, позволяет увеличить выход нефти до 0,6 %.

Повысить выход нефти можно также за счет извлечения тяжелых углеводородов из нефтяного газа. Для этого рассматриваются варианты подготовки нефтяного газа или применение ректификационной колонны вместо концевой ступени сепарации.

Таким образом, при проектировании объектов подготовки нефти из подгазовых нефтяных оторочек недоучет состава флюида газовой шапки и фазовых переходов в процессе сепарации нефти может привести к некорректному определению состава и количества отделяемого газа, выхода нефти и, как следствие, повлиять на правильность принимаемых технических решений, снизить экономические показатели проекта.

Список литературы

1. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. — М.: Грааль, 2002. — 575 с.

2. Сарданашвили А.Г., Львова А.И. Примеры и задачи по технологии переработки нефти и газа. — М.: Химия, 1980. — 272 с.

3. Увеличение выхода нефти и снижение содержания легких жидких углеводородов в нефтяном газе при проектировании установок подготовки нефти (часть I)/С.С. Иванов, М.Ю. Тарасов, А.А. Зобнин [и др.]//Нефтяное хозяйство. — 2011. — № 8. — С. 138–140.

Возврат к списку