CC BY
50
УДК 532:536
Е.В. Николаев1
ИССЛЕДОВАНИЕ ОСОБЕННОСТЕЙ ПРОЦЕССОВ СЕПАРАЦИИ НЕФТИ И ГАЗА В РЕЖИМАХ РАБОТЫ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ
RESEARCH OF OIL AND GAS SEPARATION PROCESSES PECULARITIES
IN PETROLEUM EQIPMENT REGIMES
Проведены исследования особенностей моделирования процесса сепарации в углеводородных средах, в рамках термодинамики равновесных состояний. Изучены особенности изменения состава и теплофизических свойств газа сепарации в отдельных режимах изменений температуры и давления, характерных для функционирования оборудования подготовки нефти. Обсуждены рассчитанные значения критериев подобия тройной аналогии (чисел Прандтля, Шмидта и Льюиса). Установлено, что данные расчета изменений критериев успешны для прогноза процессов в реальных газах. Отмечается, что рассчитанные значения чисел Прандтля, Шмидта и Льюиса для однокомпонентных химически однородных систем достаточно хорошо коррелируют с экспериментальной информацией. Обсуждаемая математическая модель по определению параметров процессов переноса, в частности, числа Шмидта, для газовой смеси может быть верифицирована данными экспериментальных исследований явлений самодиффузии в газообразных системах.
Ключевые слова: нефть, попутный нефтяной газ, сепарация, моделирование, тепло-физические свойства.
The present study examines the peculiarities ofseparation process modeling in hydrocarbon media within the thermodynamic equilibrium. Peculiarities of composition change and termophysical properties of separation gas in depending on the temperature and pressure characteristic for operation of oil preparation equipment are studied. The evaluated values of Prandtl, Schmidt and Lewis numbers are discussed. It has been established that data of criteria change calculation are successful for predicting of processes in real gases. It has been noted that calculation values of Prandtl, Schmidt and Lewis numbers for one-component chemically homogeneous systems are correlated good enough with experimental information. The discussed mathematical model for determination of transfer processes parameters can be verified by data of experimental study of self-diffusion phenomena.
Keywords: oil, following oil gas, separation, modeling, thermophysical properties.
1 Николаев Евгений Владимирович - аспирант, Томский политехнический университет, г.Томск. E-mail: nickolaev_evgeny@mail.ru
Nikolayev Evgeny - postgraduate student, Tomsk Polytechnic University, Tomsk.
Введение.
При проектировании и эксплуатации оборудования нефтегазового промысла важным является оптимизация параметров работы. При этом эффективное прогнозирование явлений сепарации, обусловленных фазовыми переходами и структурной нестабильностью компонентного состава и теплофизических свойств, является немаловажным составляющим.
В настоящее время существует множество эмпирических уравнений, с различной степенью точности позволяющих прогнозировать термодинамические процессы в многокомпонентных средах. Известно, что в практике прикладных расчетов состава вязких систем очень популярны модели с многокоэффициентными, а также полиномиальными связями между искомыми параметрами. В частности, наиболее удобными, относительно простыми и корректными в сравнении с имеющимися опытными данными являются полиномиальные уравнения состояния. Чувствительные к реальным возмущениям в рабочем процессе они прогнозируют свойства чистых веществ и смесей с большей надежностью в сравнении с моделями, включающими многокоэффициентные уравнения состояния. Стоит заметить, что отдельный анализ достоинств методик прогноза свойств углеводородных сред по указанным уравнениям, представленный в [1] показывает, что проблемы разделения в смесях еще далеки от завершения и требуют детального исследования, особенно в части эволюции структуры веществ в режимах интенсификации массопереноса.
В силу вышесказанного, целью данной работы является детальный анализ компонентного состава и теплофизических свойств углеводородной газовой системы в режимах функционирования оборудования подготовки нефти: температуры Т= 0-70°С, давления Р= 0,1-3,5 МПа.
Формулировка и верификация физико-математической модели.
Модель первой ступени сепарации была построена на базе данных пластовой нефти Вынгапуровского месторождения [3] в программном комплексе Aspen HYSYS. Достоинства HYSYS в моделировании таких процессов достаточно известны [5]. Для углеводородных сред в качестве математической модели, авторами HYSYS, а также многими исследователями рекомендуется уравнение состояния Пенга-Робинсона [2, 4, 6], которое качественно превосходит другие уравнения состояния в прогнозировании разделения углеводородных систем. При формулировке модели были приняты следующие физические допущения: 1) режим стационарный; 2) геометрия сепаратора не учитывается; 3) расходы газа и жидкости постоянны; 4) давление и температура в сепараторе постоянны (Т = 0-70°С, Р = 50-3500 кПа); 5) система находится в термодинамическом равновесии; 6) не учитываются тепловые потери через стенку сепаратора за счет температуры окружающей среды; 7) гидравлическое сопротивление емкости и штуцеров сепаратора пренебрежимо малы.
Достоверность результатов моделирования фазового равновесия «жидкость-пар» с использованием уравнения состояния Пенга-Робинсона представлены в [1, 2, 4]. В нашем случае проведен сравнительный анализ наших результатов с данными из [3], получено среднее расхождение по компонентному составу газа 6,8%.
Результаты исследования и их обсуждение.
Уравнение состояния Пенга-Робинсона согласно [5] применимо для расчета компонентного состава фаз жидкости и газа в условиях фазового равновесия до 100 МПа. Однако отсутствие детальной информации о распределениях компонентов смеси при высоких давлениях требует уяснения при изменении поля температуры. Результаты данного исследования иллюстрируются графиками эволюции параметров процесса сепарации в зависимости от температуры при различных давлениях (рис. 1 и 2).
а)
б)
Рис. 1. Зависимость изменения концентраций компонентов газовой смеси в зависимости от температуры при различных давлениях: а) пропана; б) азота
Из рисунка видно, что с увеличением давления кривые стремятся к линейной зависимости, и становятся чуть менее чувствительными к влиянию температуры. Те-плофизические свойства газовой смеси с учетом влияния давлений определяются с помощью методов, основанных на принципе соответственных состояний [5]. Некоторые результаты наших расчетов представлены на рис. 2.
Рисунок 2 показывает, что с повышением давления происходит группирование кривых со стабильным поведением свойств, как и в случае с поведением компонентов смеси (рис. 1). Это свидетельствует о том, что при высоких давлениях поведение компонентного состава и свойств газовой смеси становится более предсказуемым. Если рассматривать критерии подобия, такие как число Прандтля и Льюиса, то в них наблюдаются отличительные от теплофизических свойств распределения в зависимости от температуры для каждого значения давления, так как в них учитываются практически все возмущающие факторы. Таким образом, мы представляем наиболее общую картину поведения многокомпонентной углеводородной газовой среды в процессе сепарации в широком диапазоне изменений давления.
4
х
О ~
О 10 20 30 40 50 60 70
т, °с
-0,1 МПа--1,0 МПа
а)
О 10 20 30 40 50 60 70
т, °с
--2,0 МПа---3,5 МПа
б)
Рис. 2. Зависимость изменения теплофизических свойств газовой смеси в зависимости от температуры при различных давлениях: а) теплопроводности; б) коэффициента кинематической диффузии
Заключение.
В силу недостатка полных экспериментальных исследований, их дороговизны и невозможности их реализации, роль теоретических подходов в задачах исследования поведения углеводородных сред чрезвычайно велика. В работе достигнуты все цели исследования. Следует отметить, что прогноз процесса сепарации требует экспериментальной информации, позволяющей корректно замкнуть методики расчета компонентного состава и теплофизических свойств углеводородных сред в данном диапазоне изменений термобарических условий. По результатам работы можно сформулировать следующие выводы.
1. Зависимости изменений концентраций углеводородов от температуры с увеличением давления стремятся к линейной зависимости, когда как при низких давлениях наблюдаются немонотонные зависимости;
2. В распределениях изменений теплофизических свойств наблюдается группирование кривых в окрестности давлений свыше 1 МПа с последующим асимптотическим характером их линейного поведения;
3. Критерии подобия тройной аналогии (Рг, Бс, 1_е) слабо зависят от температуры. Наблюдается практически линейное их поведение независимо от изменения давления.
Литература
1. Брусиловский, А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа / А.И. Брусиловский. - Москва : Грааль. - 2002. - 572 с.
2. Кулик, В.С. Использование различных уравнений состояния для расчета равновесия в системах «пар-жидкость» под высоким давлением / В.С. Кулик, А.М. Чионов, С.А. Коршунов и др. // Трубопроводный транспорт: теория и практика. - 2013. - № 3. - С. 8-12.
3. Леонтьев, С.А. Обоснование рациональных технологических параметров подготовки скважинной продукции Вынгапуровского месторождения / С.А. Леонтьев, А.Н. Марченко, О.В. Фоминых // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2012. - № 3.
- С. 211-221.
4. Фаловский, В.И. Современный подход к моделированию фазовых превращений углеводородных систем с помощью уравнения состояния Пенга-Робинсона / В.И. Фаловский, А.С. Хорошев, В.Г. Шахов // Известия Самарского научного центра Российской академии наук. - 2011. - т. 13, № 3. - С. 120-125.
5. HYSYS Simulation Basis. Aspen Technology, Inc. - 2005. - 527 p.
6. Kou, J. Unconditionally stable methods for simulating multi-component two-phase interface models with Peng-Robinson equation of state and various boundary conditions / J. Kou, S. Sun // Journal of Computational and Applied Mathematics. - 2016. - Vol. 291. -P.158-182.
References
1. Brusilovsky, A.I. Phase transformations in the development of oil and gas / A.I. Brusilovsky.
- Moscow : The Grail. - 2002. - 572 c.
2. Kulik, V.S. Using different equations of state for calculating equilibrium in vapor-liquid systems under high pressure / V.S. Kulik, A.M. Chionov, S.A. Korshunov, K.A. Kazak, A.S. Kazak // Pipeline transportation: theory and practice. - 2013. - No. 3. - P. 8-12.
3. Leontiev, S.A. Justification of rational technological parameters of preparation of well production at the Vingapurovskoye field / S.A. Leontyev, A.N. Marchenko, O.V. Fominykh // Electronic scientific journal «Oil and Gas Business». - 2012. - No. 3. - P. 211-221.
4. Falovskiy, V.I. Modern approach to modeling phase transformations of hydrocarbon systems using the Peng - Robinson equation of state / V.I. Falovskiy, A.S. Khoroshev, V.G. Shakhov // Proceedings of the Samara Scientific Center of the Russian Academy of Sciences. - 2011. - Vol. 13, No. 3. - P. 120-125.
5. HYSYS Simulation Basis. Aspen Technology, Inc. - 2005. - 527 p.
6. Kou, J. Unconditionally stable methods for simulating multi-component two-phase interface models with Peng-Robinson equation of state and various boundary conditions / J. Kou, S. Sun // Journal of Computational and Applied Mathematics. - 2016. - Vol. 291. -P.158-182.
