Анализ результатов расчета.

Если исходный состав газа, выданный заказчиком на основании хроматографического

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

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

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

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

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

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

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

сата, или не надо.

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

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

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

вого равновесия.

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

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

- 72 -

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

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

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

падной Сибири в разных соотношениях находятся все вышеобозначенные компоненты.

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

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

ности выбора будет соответствие температуры конца кипения газа температуре сепара-

ции нефти.

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

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

Таблица 3.6.

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

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

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

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

делать нецелесообразно.

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

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

представлены в таблице 3.7.

Таблица 3.7.

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

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

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

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

можно дорабатывать технологическую схему подготовки газа, выбирать сепаратор, и

проектировать систему вывода конденсата.

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

кой. Суть обсуждаемой проблемы кроется в низкой достоверности состава пластовой

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

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

грешности. Вторым источником погрешности может быть качество используемой нами

компьютерной программы.

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

распространенные пробоотборники в виде резиновых груш (камера волейбольного мяча)

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

сок перевязывается веревочкой или на перегибе зажимается зажимом.

Отбор газа в бутылку производится через слой раствора хлористого кальция.

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

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

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

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

Напоминаем, что температура сепарации нефти – 60 оС.

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

конденсации газа в пробоотборнике представлен в таблице 3.8.

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

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

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

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

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

нам удалось установить наличие третьего источника погрешности в составе газа

Таблица 3.8.