2.2. Фракционный состав газового конденсата и жидких продуктов его переработки

Одним из основных свойств газового конденсата и нефти, по которым определяется направление ее дальнейшей переработки на нефтегазоперерабатывающих заводах и производится расчет аппаратуры (в частности, ректификационных колонн), является фракционный состав.

Фракционным составом называется зависимость количества выкипающего продукта, выраженного в массовых или объемных процентах от общего количества взятого продукта, от температуры кипения. Фракцией называется часть продукта дистилляции нефти или газового конденсата, выкипающая в определенном температурном интервале.

Фракционный состав может быть представлен в табличном (табл. 2.2) или графическом (рис. 2.1) виде. При графическом изображении фракционного состава предпочтительнее на оси абцисс наносить процентный выход отдельных фракций, а на оси ординат – их температуры выкипания.

Таблица 2.2

Фракционный состав по итк газового конденсата Астраханского газоконденсатного месторождения

№ пп	Фракции, 0С	Выход, % мас.		№ пп	Фракции, 0С	Выход, % мас.
		отдельно	суммарно			отдельно	суммарно
1.	Газ	1,79	1,79	18.	210-220	2,30	59,19
2.	нк-60	5,41	7,20	19.	220-230	2,28	61,47
3.	60-70	4,52	11,72	20.	230-240	2,17	63,64
4.	70-80	1,54	13,26	21.	240-250	2,11	65,75
5.	80-90	2,38	15,64	22.	250-260	2,32	68,07
6.	90-100	5,58	21,22	23.	260-270	2,03	70,10
7.	100-110	2,97	24,19	24.	270-280	1,90	72,00
8.	110-120	3,59	27,78	25.	280-290	2,03	74,03
9.	120-130	3,03	30,81	26.	290-300	2,62	76,65
10.	130-140	5,01	35,82	27.	300-310	3,05	79,70
11.	140-150	3,30	39,12	28.	310-320	1,50	81,20
12.	150-160	2,85	41,97	29.	320-330	1,96	83,16
13.	160-170	4,34	46,31	30.	330-340	1,50	84,66
14.	170-180	3,33	49,64	31.	340-350	1,45	86,11
15.	180-190	2,04	51,68	32.	350-360	1,16	87,37
16.	190-200	2,90	54,58	33.	Остаток	12,73	100,00
17.	200-210	2,31	56,89

В настоящее время существует несколько лабораторных способов определения фракционного состава газового конденсата, нефти и нефтепродуктов:

разгонка в стандартных колбах по ГОСТ 2177 или ГОСТ 10120;

Рис. 2.1. Фракционный состав по ИТК (ГОСТ 11011)

стабильного газового конденсата Астраханского месторождения

газоконденсатного месторождения

дистилляция в лабораторных ректификационных колоннах (включая и разгонку на аппарате АРН-2 по ГОСТ 11011) и получение состава по истинным температурам кипения (ИТК) нефти, газового конденсата и нефтепродуктов;

получение зависимости доли отгона паров от температуры при однократном испарении (кривая ОИ);

имитированная дистилляция с получением состава по ИТК на хроматографах, имеющих специальные насадочные колонки.

Первый из этих способов используется для заводского контроля качества нефтегазопродуктов, в регламентах и ГОСТах на качество товарных нефтегазопродуктов и как базовая информация в расчетных методах определения фракционного состава. Второй способ реализуется значительно реже, чем первый, однако он является основой большинства технологических расчетов и, в частности, расчета процесса дистилляции газового конденсата, нефти и нефтепродуктов.

Составы по кривой ОИ (третий способ) определяются в лабораторных условиях только для научно-исследовательских целей. В основном, составы по кривой ОИ получают расчетным путем, как будет показано ниже.

Экспериментальное определение фракционного состава по ИТК на лабораторных колоннах и хроматографическим способом (имитированная дистилляция) является сложным и трудоемким анализом, требующим специальной аппаратуры и высокой квалификации лаборанта. Поэтому доступность этого анализа ограничена специализированными исследовательскими лабораториями и институтами. Кроме того, при проектных расчетах ректификационных колонн, эвапораторов, сепараторов и др. возникает необходимость в составах по ИТК для газового конденсата, нефти и нефтепродуктов, для переработки которых проектируется эта аппаратура и составы которых заданы по ГОСТ 2177.

Еще более сложным является экспериментальное определение кривых ОИ, без которых не может обойтись ни один проектный расчет. По этим кривым определяется температура выхода продуктов ректификации из колонны или фазовое состояние нефтегазопродукта.

Существует несколько методов расчетного определения фракционных составов: Обрядчикова С.Н. и Смидович Е.В., Скобло А.И., Нельсона, Эдмистера и Ван-Винкла [5].

Наиболее точным методом пересчета фракционных составов по ГОСТ 2177 в ИТК и ОИ для светлых нефтегазопродуктов является метод Эдмистера, порядок расчетов по которому следующий:

1. По температуре выкипания 50 % об. по ГОСТ 2177 с помощью графика (рис. 2.2) определяется разница между температурой выкипания 50 % мас. по ИТК (или ОИ) и 50 % об. по ГОСТ 2177 :

Δt ₅₀ = t₅₀^ИТК  t₅₀^ГОСТ (2.1)

2. Найденная разница откладывается в системе координат, где нанесена кривая разгонки по ГОСТу (ось абцисс в этом случае выражена в массовых процентах для строящейся кривой ИТК);

3. Определяется средний уклон кривой разгонки по ГОСТ 2177 на участках 0-10 %, 10-30 %, 30-50 %, 50-70 %, 70-90 %, 90-100 %:

i_0-10^ГОСТ = ( t₁₀  t_нк) / 10

i_10-30^ГОСТ = ( t₃₀  t₁₀ ) / 20 (2.2)

и т.д.,

где t_нк, t₁₀, t₃₀ – температуры начала кипения, выкипания 10 % об.,

30 % об. и т.д.

4. По значениям i_0-10^ГОСТ , i_10-30^ГОСТ и т.д. с помощью графика (рис. 2.3) определяются уклоны кривой ИТК (или ОИ) на тех же участках, но выраженных в массовых процентах – i_0-10^ИТК, i_10-30^ИТК и т.д.

5. Полученные значения уклонов кривой ИТК (или ОИ) используются для расчета соответствующих температур, причем базовой точкой этого расчета является температура t₅₀^ИТК, полученная ранее (см. пункт 1):

t₃₀^ИТК = t₅₀^ИТК  20  i_30-50^ИТК

t₁₀^ИТК = t₃₀^ИТК  20  i_10-30^ИТК

t_нк^ИТК = t₁₀^ИТК  10  i_0-10^ИТК (2.3)

t₇₀^ИТК = t₅₀^ИТК + 20  i_50-70^ИТК

t₉₀^ИТК = t₇₀^ИТК + 20  i_70-90^ИТК

t_кк^ИТК = t₉₀^ИТК + 10  i_90-100^ИТК

Полученные температуры откладываются в системе координат "температура-массовый отгон" и по полученным точкам проводится плавная кривая ИТК (или ОИ).

Метод Эдмистера для тяжелых нефтяных или газоконденсатных фракций, кипящих выше 350 ⁰С, дает значительные погрешности по сравнению с экспериментальным определением кривой ИТК. Для таких фракций Одинцовым О.К. были построены вспомогательные кривые (рис. 2.4 и 2.5), с помощью которых на основе разгонки по ГОСТ 10120 или на колбе Мановяна А.К. (% об.) строится кривая ИТК (% мас.). Методика построения аналогична описанной выше.

Кривую ОИ для тяжелых нефтегазопродуктов рекомендуется строить на основе пересчета разгонки по ГОСТ 2177 по методам Ван-Винкла [5] или Обрядчикова С.Н. и Смидович Е.В. [5].

Первый из этих методов заключается в использовании графика для построения кривых ОИ тяжелых нефтегазопродуктов, полученного на основании обобщения большого количества экспериментальных данных и приведенного на рис. 2.6. В этом случае для нескольких температурных точек кипения по ГОСТу определяются по графику (а) соответствующие "неисправленные" температуры по кривым ОИ, а затем эти температуры "исправляются" по графику (б).

Порядок построения кривой ОИ по методу Обрядчикова С.Н. и Смидович Е.В. заключается в следующем. Вычисляют наклон кривой ИТК (экспериментальной или построенной по Эдмистеру) по уравнению:

i_70-10^ИТК = (t₇₀ – t₁₀)/60, (2.3)

где t₇₀^ИТК и t₁₀^ИТК – соответственно температуры выкипания по кривой

ИТК 70 и 10 % мас. отгона, ⁰С.

Находят температуру 50 % мас. отгона. По графику на рис. 2.7 из точки, отвечающей наклону кривой ИТК, опускают и восстанавливают перпендикуляр до пересечения с кривыми, соответствующими температурам 50 % мас. отгона нефтегазопродукта по ИТК. Из точек пересечения с названными кривыми проводят горизонтали, которые отсекают на оси ординат величины отгона (в % мас.) по кривой ИТК, соответствующие температурам начала и конца однократного испарения.

Для построения кривой ОИ нефтегазопродуктов любого фракционного состава можно воспользоваться расчетным методом, основанным на том допущении, что в большинстве случаев кривая ОИ близка к прямой. Этот метод заключается в следующем.

Расчетом по фракционному составу (ИТК в мольных процентах) определяются температуры начала и конца однократного испарения соответственно по уравнениям:

(2.4)

(2.5)

где Х_oi, Y_oi - концентрация условных компонентов (фракций, на которые

разделена кривая ИТК) в жидкой и паровой фазах соответ-

ственно, мольные доли;

П - давление, при котором строится кривая ОИ, Па;

и - давление насыщенных паров условных компонентов при

температурах t и t , Па;

t и t - температуры начала и конца однократного испарения, ⁰С.

Эти уравнения решаются подбором температур t и t, при которых удовлетворяются равенства. Затем между температурами t и t проводится прямая ОИ.

Возможно также построение кривой ОИ на основании расчетов парожидкостного равновесия.

Резюмируя вышесказанное, следует сделать вывод, что пересчет кривой разгонки по ГОСТ 2177 в кривые ИТК для светлых нефтепродуктов рекомендуется делать методом Эдмистера, а для темных нефтепродуктов – методом Одинцова О.К. Пересчет кривой разгонки по ГОСТ 2177 в кривую ОИ для светлых нефтепродуктов целесообразно выполнять расчетным методом и методом Эдмистера, а для темных нефтепродуктов - расчетным методом, методом Ван-Винкла и методом Обрядчикова С.Н. и Смидович Е.В.