О возможности совместного транспорта нефти и широкой фракции, выделенной из нефтяного газа...

Потери нефти при транспортировке и хранении

Степень утилизации нефтяного газа на промыслах можно повысить путем низкотемпературной конденсации, например, с помощью винтовых детандеров. Один из возможных вариантов использования получаемой при этом широкой фракции — смешение ее с дегазированной нефтью и транспорт полученной смеси на дальние расстояния по магистральным нефтепроводам. При этом согласно ГОСТ 9965—76 необходимо, чтобы ее упругость пара по Рейду при температуре окружающей среды в пункте сдачи не превышала 500 мм рт. ст.

Посмотрим, насколько выполняется это условие на примере транспорта смеси дегазированной нефти горизонта Б₈ Самотлорского месторождения и широкой фракции, выделенной из нефтяного газа этого же горизонта. Проведенные авторами расчеты показали, что в результате частичной конденсации нефтяного газа при давлении 1,5 кгс/см² и температуре —50°С получается 0,1195 мольных или 0,2884 массовых долей широкой фракции.

При расчете упругости пара смеси к дегазированной нефти добавляли весь образующийся из нефтяного газа конденсат. Зная газовый фактор нефти и долю нефтяного газа, перешедшего в конденсат, рассчитали содержание широкой фракции в ее смеси с дегазированной нефтью, равное 0,1016 мольных или 0,031 массовых долей. Затем с помощью констант равновесия, значения которых находили по номограмме Винна, приведенной в справочнике [2], определили истинную упругость пара (давление в точке начала парообразования) широкой фракции при 20°С, равную 4,64 кгс/см².

По данным работы [3] упругость пара по Рейду дегазированной нефти горизонта Б₃ Самотлорского месторождения при 38°С равна 192 мм рт. ст. Тогда истинная упругость пара сырой нефти при 20°С, определенная по номограмме, приведенной в справочнике [2], равна 0,183 кгс/см².

К смеси нефти и широкой фракции, находящейся при 20°С и давлении, не превышающем 760 мм рт. ст., можно применить закон Рауля—Дальтона. Истинная упругость пара ее в этих условиях будет равна Pсм = Xш.фр Рш.фр + Х_н Рн = хш.фр Рш.фр + (1-Хш.фр) Рн = 0,1016 ⋅ 4,64 + 0,8984 0,183 = 0,6359 кгс/см² = 467 мм рт.ст.

Здесь Xш.фр и Х_н — мольные доли широкой фракции и сырой нефти в смеси; Рш.фр и Рн — истинные упругости пара широкой фракции и нефти.

Зная истинную упругость пара смеси, определим по номограмме, приведенной в работе [2], упругость пара смеси по Рейду при 38°С, которая равна 547 мм рт. ст.

Предположим, что температура окружающей среды в пункте сдачи в одном случае соответствует 10, а в другом 20°С. Определим упругость пара по Рейду смеси сырой нефти и широкой фракции при этих температурах. Для пересчета упругостей воспользуемся правилом Дюринга

(t₁-t)/(Θ₁-Θ) = G

где t₁=38°С — температура, при которой упругость пара по Рейду смеси известна; t — температура, при которой требуется определить упругость пара по Рейду смеси; Θ₁, Θ — температуры, при которых упругость пара эталонной жидкости (н-октана) равна соответственно упругости пара по Рейду смеси при t₁ = 38°С и искомой при температуре t.

В работе [1], для нефти G = 0,6—0,8. Возьмем среднее значение G = 0,7.

Упругость пара по Рейду смеси при t = 10°С G = (38—10)/(Θ₁—Θ)=0,7. По кривой упругости пара н-октана находим, что известной упругости пара по Рейду смеси 547 мм рт. ст. при t₁=38°С соответствует Θ₁=113°C.

Тогда G=28/(113—Θ) =0,7 и Θ = 73°С.

По кривой упругости пара н-октана находим, что при Θ = 73°С давление пара равно 135 мм рт. ст., т. е. искомой упругости пара по Рейду смеси при 10°С. Аналогично определим, что упругость пара по Рейду смеси при t=20°C равна 230 мм рт. ст. Обе полученные величины значительно ниже предела (500 мм рт. ст), установленного стандартом.

Попробуем сравнить потери нефти и смеси нефти и широкой фракции от испарения. Для этого рассчитаем их за одно большое дыхание резервуара. Примем, что к началу заполнения атмосферного резервуара газовое пространство, составляющее 50% объема резервуара, насыщено парами нефти. Для определения состава паровоздушной смеси в резервуаре при давлении 760 мм рт. ст. и температуре 20°С константы равновесия находили по номограмме Винна или рассчитывали по закону Рауля— Дальтона.

Данные по составу дегазированной нефти горизонта Б₈ Самотлорского месторождения были получены в Гипровостокнефти. При расчетах принимали, что воздух в нефти не растворяется, а остаток С_{8+высшие нелетучий} и, следовательно, в газовой фазе отсутствует. Фазовые равновесия 19-компонентной системы воздух—нефть рассчитывали на ЭВМ «Наири».

В результате был получен следующий состав (в мольных долях) паровоздушной смеси, находившейся в резервуаре перед началом его заполнения: воздух 0,49192; метан 0,12942; этан 0,06637; пропан 0,14499; изобутан 0,03131; н-бутан 0,07979; изопентан 0,01512; н-пентан 0,02097, 2,3-диметилбутан +2-метилпентан 0,00360; З-метилпентан 0,00196; н-гексан 0,00455; 2,2-диметилпентан (изогептан) 0,00013; остальные изогептаны 0,00315; н-гептан 0,00107; циклопентан 0,00164; метилциклопентан 0,00232; циклогексан 0,00083; метилциклогексан 0,00076; остаток 0,00000.

Если принять емкость резервуара равной 2000 м3, то количество нефти в нем перед заполнением составит 844,2 т, из которых в газовую фазу перешло 0,088 т, или 0,0104%. Последняя величина и составляет количество нефти, потерянное от испарения за одно большое дыхание.

При заполнении резервуара смесью нефти Самотлорского месторождения и широкой фракции потери углеводородов от испарения за одно большое дыхание составят 0,129 т, или 0,0155% от количества смеси, находящейся в резервуаре. Это на 49% больше, чем при заполнении резервуара нефтью. При этом рост потерь от испарения произошел за счет компонентов широкой фракции, добавленной к нефти. На основании этого можно сделать вывод о возможности при определенных условиях совместного транспорта нефти и широкой фракции, выделенной из нефтяного газа при низкотемпературной конденсации.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Маркова Л. М., Несговоров А. М., Абузова Ф. Ф. О расчете упругости паров нефтей по опытным данным. НТС Проектирование, строительство и эксплуатация магистральных газонефтепроводов и нефтебаз. Уфа, Уфимский нефт. ин-т, 1969, вып. III.
2. Методы расчета теплофизических свойств газов и жидкостей. ВНИПИнефть, Термодинамический Центр В/О Нефтохим. М., Химия, 1974.
3. Нефти СССР (справочник). М., Химия, 1974, т. IV.
4. Требин Г. Ф., Чарыгин Н. В., Обухова Т. М. Нефти месторождений Советского Союза. М., Недра, 1974.

УДК 622.692 4
А. И. Арутюнов, М. З. Корнаев (ВНИИ)