Расчетный метод определения температур застывания и помутнения

УДК 665.7.035.6


Магарил Р.З, А.Г. Касперович, В.В. Прытков, А.Л. Панова


Расчетный метод определения температуры застывания углеводородных продуктов

Температуры застывания являются одной из важнейших эксплуатационных характеристик нефтей, конденсатов и продуктов их промысловой подготовки и переработки, учитывающихся при проектировании и эксплуатации промысловых систем сбора и транспорта и установок стабилизации и первичной переработки углеводородного сырья. Ввиду трудоемкости прямого экспериментального определения указанных показателей для потоков углеводородных смесей при разработке проектов возникает необходимость прогнозирования температуры застывания. Особенно актуально это становится в связи с ускоренным вводом в разработку месторождений, залежи которых малоизученны, а добываемое сырье является парафинистым (например, ачимовские залежи).

Следует отметить, что задача расчета температуры застывания достаточна сложна, поскольку при понижении температуры смеси жидких углеводородов ведут себя иначе, чем другие индивидуальные жидкости, например вода и т.п. Последние имеют определенную температуру, при которой они переходят из жидкого состояния в твердое. Смеси разнообразнейших углеводородных соединений с различной температурой плавления при охлаждении выделяют в твердую фазу какую-либо из составных частей, чаще всего парафин (церезин), который образует кристаллическую решетку по всей массе углеводородной смеси и лишает ее подвижности, хотя значительная часть углеводородов при этом находится в свободном текучем состоянии. Поэтому термин «температура застывания» по отношению к углеводородным смесям характеризует образование геля, который при определенных условиях охлаждения и определенной температуре становится достаточно прочным, чтобы прекратить текучесть всей углеводородной смеси. Следовательно «температура застывания» не является физической характеристикой углеводородной смеси [1], что усложняет ее прогнозирование.

В настоящей работе была поставлена задача выявить факторы, дающие возможность прогнозирования температуры застывания на основе состава и свойств сырья. Известен [2] метод прогнозирования температур застывания () жидких углеводородов по уравнению:

, (1)

где nз – показатели степени, которые в общем случае подбираются эмпирически; vi – объемные доли компонентов и псевдокомпонентов (узких фракций), ), tзi температуры застывания компонентов и узких фракций.

Для того, чтобы в практических расчетах использовать формулу (1) необходимо по экспериментальным данным определить показатели степени nз. Ранее [2] для конденсатов и нефтей севера Тюменской области и продуктов их промысловой подготовки и переработки определено значение указанной степени равной 8 для определения температуры застывания. Однако проведенный детальный анализ большого объема результатов исследований составов и физико-химических свойств нефтей и конденсатов месторождений севера Тюменской области (особенно парафинистых конденсатов ачимовских залежей) и продуктов их промысловой подготовки и первичной переработки показал, что величина nз не является константой, а изменяется в зависимости от фракционного состава углеводородного продукта, особенно его наиболее тяжелой части. Поэтому для усовершенствования изложенного в [2] метода была поставлена задача математического описания указанной зависимости показателя степени уравнения (1), корреляция для которого, как показал анализ, может быть в первом приближении получена от фракционного состава углеводородного продукта. При этом были использованы два различных методических подхода к получению корреляционных уравнений.

Наиболее простой и часто используемый способ математической обработки экспериментальных данных основан на использовании полиномов. В первом варианте корреляционная зависимость была найдена именно по этому принципу. Для решения поставленной задачи по имеющимся экспериментальным данным для 18 проб конденсатов, нефтей и продуктов их переработки (в том числе 8 конденсатов ачимовских залежей, 4 конденсатов валанжинских залежей и 6 нефтей) с помощью соответствующей математической обработки были определены значения показателей степеней уравнений (1), при которых расчетные и экспериментальные значения температур застывания анализируемых продуктов становятся равными. Приняв рассчитанные таким образом показатели степени в качестве «экспериментальных», провели математическую обработку полученного массива для получения корреляционных уравнений. Построив зависимости «экспериментальных» показателей степени от температур выкипания 90, 95 и 98% масс. углеводородных продуктов (Т90, Т95, Т98), получили полиномные уравнения для расчетов показателей степеней.

Найденное уравнение расчета показателя степени для определения температуры застывания выглядит следующим образом:

(2)

где Тх – температура выкипания 90, 95 и 98% (масс.) исследуемого сырья, °С;

При Т90 = [205;510]:

А = -2,163∙10-9, B = 3,9∙10-6, C = -2,65∙10-3,

D = 7,85∙10-1, E = -71,2.

При Т95 = [245;560]:

А = -8,85∙10-10, B = 2,1∙10-6, C = -1,83∙10-3,

D = 6,74∙10-1, E = -74,9.

При Т98 = [285;560]:

А = -4,79∙10-10, B = 1,4∙10-6, C = -1,45∙10-3,

D = 6,33∙10-1, E = -83,1.

В скобках указаны допустимые диапазоны соответствующих температур выкипания. При иных значениях Т90, Т95, Т98 следует применять показатель степени nз = 8.

Представленные зависимости, несмотря на их сугубо эмпирический характер, логически не противоречивы. Так, повышение показателя степени уравнений (1) с ростом температуры выкипания 90 – 98% (что эквивалентно увеличению количества тугоплавких парафинов в продукте) характеризует упрочнение парафиновой структуры (косвенной характеристикой которой является температура застывания). Обратный ход кривой показателя степени для определения температуры застывания (при температурах выкипания 90 – 98% свыше 300 - 400С) можно объяснить значительным увеличение в продукте смол и асфальтенов, являющихся природными депрессаторами, способствующими снижению прочности парафиновой структуры.

Представленные корреляционные зависимости позволили для ряда нефтеконденсатных продуктов северных месторождений Тюменской области значительно улучшить результаты прогнозирования их температуры застывания. Так, для ачимовских конденсатов при использовании постоянных значений показателей степени отклонение прогнозируемых величин от фактически определяемых нередко достигали 20С и более, а при использовании описанной в настоящей работе методики (т.е. переменных значений показателей степени) они в большинстве случаев существенно ниже.

Полученные уравнения по определению температур застывания на основе полиномов хотя и повысили точность прогноза низкотемпературных свойств, однако носят сугубо эмпирический характер, т.е. коэффициенты уравнений не имеют физического смысла. Кроме того, общеизвестно, что полиномы имеют строго ограниченную область применения, и экстраполяция с их помощью может привести к непредсказуемым последствиям. Поэтому была дополнительно предпринята попытка получить уравнение, имеющее хотя бы приблизительный физический смысл.

После проведенного системного анализа экспериментальных данных и закономерности кристаллизации парафинов пришли к следующему выводу. Показатель степени уравненя (1) косвенно характеризуют скорость прироста массы кристаллизующихся парафинов при охлаждении углеводородного продукта, от которой в свою очередь зависит темп достижения порогового содержания микрокристаллов парафинов для их визуальной идентификации (температура помутнения) и прочность образующейся парафиновой структуры при дальнейшем выпадении парафинов (температура застывания). Чем выше показатели степени, тем более интенсивен процесс кристаллизации парафинов при прочих равных условиях (характеристиках узких фракций углеводородных продуктов различного состава).

На основании изложенного было высказано предположение, что корреляционные уравнения для определения показателя степени уравнения (1) для прогноза температуры застывания можно представить как функции фракционного состава и плотности. Подобные зависимости используются при расчете цетановых чисел дизтоплив.

Выбрав для корреляции низкотемпературных свойств и фракционного состава углеводородных продуктов температуры выкипания 20, 50 и 90% массовых, получили следующее уравнение для расчета показателя степени при определении температуры застывания:

(3)

где Т20, Т50, Т90 – температура выкипания 20, 50 и 90 % (масс.) углеводородного продукта, оС,

- плотность углеводородного продукта, кг/м3

В этом уравнении коэффициенты имеют следующие значения:

Для расчета температуры застывания


При кг/м3

A1 = -2,61·10-6,

B1 = -4,23·10-6,

C1= -4,17·10-6,

A2 = 4,159·10-3,

B2 = 6,763·10-3,

C2= 6,483·10-3,

A3 = -1,450,

B3= -2,795,

C3= -2,5.


При кг/м3

A1 = 0,

B1 =0,

C1= 0,

A2 = -4,8·10-3,

B2 = -2,6·10-5,

C2= -1,14·10-4,

A3 = 2,47·10-1,

B3= -7·10-2,

C3= -1,1·10-1.



Для количественной оценки достигнутого повышения точности прогноза низкотемпературных свойств с помощью полученных уравнений (2) и (3) было выполнено сравнение температуры застывания, рассчитанных по уравнениям (1) с использованием показателей степени, найденных различными методами (включая ранее использовавшиеся постоянные значения) с экспериментальными данными. В Таблице 1 - приведена разность между рассчитанными температуры застывания от соответствующих экспериментальных данных для продуктов, сгруппированных по классам: валанжинские конденсаты; ачимовские конденсаты; парафинистые нефти.


Для пояснения представленных таблиц следует уточнить использованные в них сокращения:

  • при nз = 8 – в уравнении (1) подставляются постоянные значения показателей степени равное 8;

  • при Т90, Т95, Т98 – расчет показателей степени производится по уравнениям (2);

  • по плотности – расчет показателей степени производится по уравнению (3).

Анализ представленных данных в таблице 1 позволяет сделать следующие выводы:

    • для ачимовских конденсатов применение новых методик значительно повышает точность расчетов температур застывания;

    • для конденсатов валанжинских залежей применение полученных в настоящей работе уравнений также повышает точность, но в меньшей степени;

    • для нефтей применение полученных в настоящей работе уравнений практически не влияет на точность расчетов температуры застывания.






Таблица 1 – сравнение расчетных и экспериментальных температур застывания.

 

Плотность при 20°C, кг/м3

эксперимент

Разность экспериментальных и расчетных температур, °С

При n=8

При Т=90°С

При Т=95°С

При Т=98°С

по плотности

Валанжинские залежи

1. С-Уренгой. Скважина 1023. Конденсат.

757

-51

-7

-6

-5

-4

8

2. В-Тарко-Сале. Скважина 916. Конденсат.

750

-30

-13

-2

-2

-2

4

3. Тарко-Сале. Р-916. Конденсат.

766

-30

-14

-6

-6

-7

0

4. Ямбург. УКПГ-1В. Отстабилизированный конденсат. Магистральный конденсатопровод.

720

-69

3

1

2

4

6

Ачимовские залежи

1. Уренгойское месторождение, скважина 774. Конденсат.

780

-1

-12

-1

-1

-1

-2

2. Ново-Уренгойское месторождение. Пилотная установка. Товарный конденсат.

797

4

-16

-6

-5

-4

-5

3. Ново-Уренгойское месторождение. Пилотная установка. Конденсат из дегазатора 1 ступени.

784

6

-20

-9

-8

-7

-9

4. Ново-Уренгойское месторождение. Пилотная установка. Конденсат из низкотемпературного сепаратора.

761

3

-24

-10

-10

-9

-10

5. В-Уренгойское месторождение. Скважина Р-336. Стабильный Конденсат.

802

-6

-5

5

6

7

4

6. Ново-Уренгойское месторождение. Пилотная установка. Конденсат из входного сепаратора.

786

-13

-10

3

3

3

3

7. Ново-Уренгойское месторождение. Пилотная установка РВС-200. Конденсат.

759

-11

-20

-5

-5

-5

-3

8. В-Уренгой. Роспан. . Выветриватель.

778

-6

-10

3

3

3

5

Нефтяные залежи

1. Уренгойское месторождение. Скважина 201354. Нефть.

828

17

-8

-11

-9

-7

-7

2. Уренгойское месторождение. Низконапорный коллектор. Входной сепаратор.

826

7

-3

0

0

0

-8

3. Уренгойское месторождение.Товарная Нефть. Каскадная разгонка.

819

8

-5

-3

-2

-4

-11

4. Уренгойское месторождение. ЦПС-2. Стабильная Нефть. ННК Входной сепаратор.

825

10

-2

-7

-8

-7

-5

5. СЗСК. Продукт. УМТ Кубовый продукт К-1.

864

23

-1

-5

-7

-10

-3

6. Ямбургское месторождение. Тяжелый остаток УПДТ.

848

16

-4

-1

-1

0

3


Таким образом, основным результатом разработки новых методов расчета температуры застывания углеводородных продуктов является значительное повышение точности этих расчетов для конденсатов ачимовских залежей, что собственно и ставилось в качестве основной цели выполнения изложенных в настоящей статье исследований. Для конденсатов нижнемеловых залежей применение новых методик также повышает точность расчетов, хотя и в несколько меньшей степени, а для нефтей практически не влияет на точность. Тем не менее с целью унификации расчетной процедуры целесообразно применение единой методики для всех типов конденсатов, нефти и продуктов их переработки. На основе результатов вышеописанного расчетного анализа на данном этапе считаем целесообразным в качестве унифицированной методики рекомендовать расчет показателей степени для определения температуры застывания по уравнению (2). Применение же корреляции по плотности и фракционному составу уравнение (3) пока целесообразно только для ачимовских конденсатов – для использования же ее в качестве унифицированной методики для всех конденсатов и нефтей Севера Тюменской области необходима доработка расчетной методики.



ЛИТЕРАТУРА:


  1. Рыбак Б.М. Анализ нефти и нефтепродуктов. –М.: Государственное научно- техническое издательство нефтяной и горно-топливной литературы, 1962. – 887с.

  2. Касперович А.Г., Новопашин В.Ф., Магарил Р.З., Пестов А.К. Промысловая подготовка и переработка газоконденсатов: Учебное пособие. – Тюмень: ТюмГНГУ, 1999. – 80с.