Комплексная переработка нефтегазоконденсатных смесей на малогабаритных установках

нефтегазоконденсатный ректификация смесевой сырье

Во введении обоснована актуальность выбранной темы диссертации, определены задачи исследования.

В первой главе подробно рассмотрены современное состояние сырьевой базы, перспективы увеличения добычи газовых конденсатов, технологические особенности и конструктивное оформление первичных и вторичных процессов переработки нефтегазоконденсатных смесей на малогабаритных установках. Показано, что при проектировании новых и модернизации действующих установок необходимо уточнять физико-химические свойства, формировать потоки сырья, обеспечивая в них оптимальное соотношение легких и тяжелых фракций, располагать методами, позволяющими в условиях действующего производства оптимизировать процесс переработки.

Рассмотрено современное состояние методов анализа и выражения фракционного состава. Показана недостаточная информативность существующих форм представления фракционного состава для целей проектирования и эксплуатации установок при колебаниях состава сырья. Выполнен анализ известных методов расчета параметров ректификации, показаны недостатки, не позволяющие использовать их для оперативного управления процессом при изменении состава сырья установок и номенклатуры целевых фракций.

Для обеспечения глубокой и комплексной переработки сырья в условиях малотоннажного производства рассмотрены отечественные и зарубежные процессы превращения легкого углеводородного сырья в высокооктановые компоненты автобензинов на цеолитсодержащих катализаторах. Обоснован выбор перспективных для процессов ароматизации и изомеризации цеолитов. Выявлены наиболее активные и селективные для процессов ароматизации и изомеризации углеводородов металлы-промоторы. Намечены направления комплексной переработки нефтегазоконденсатного сырья.

Анализ литературных данных позволил определить перспективные направления исследования и реализовать их в диссертационной работе.

Во второй главе описаны методы исследования, использованные при проведении лабораторных и промышленных экспериментов. Поставленные в диссертации задачи решались путем:

? определения физико-химических характеристик газовых конденсатов различного происхождения, фракционного и группового углеводородного состава, нефтей, вовлекаемых в переработку совместно с конденсатами, нефтегазоконденсатных смесей и получаемых при перегонке фракций - стандартными методами в соответствии с ГОСТ и отраслевыми методиками, а также с использованием лабораторной ректификационной установки;

? обследования и обобщения показателей работы действующих малогабаритных установок, в частности, их атмосферной ректификационной колонны;

? расчетных исследований математическими методами схем и режимов работы ректификационных колонн с целью обоснования оптимальных решений;

? разработки новых технологических приемов и схем первичной перегонки газовых конденсатов и нефтегазоконденсатных смесей.

Для оценки возможности получения качественных моторных топлив были подробно исследованы физико-химические характеристики газовых конденсатов валанжинской залежи Ямбургского и ачимовской залежи Уренгойского ГКМ (таблица 1), а также их узких фракций. Атмосферно-вакуумная разгонка конденсатов проведена на аппарате АРН-2 по ГОСТ 11011-85.

Таблица 1 - Характеристики газовых конденсатов валанжинской залежи Ямбургского и ачимовской залежи Уренгойского ГКМ

Конденсат валанжинской залежи Ямбургского ГКМ малосернистый, малопарафинистый, содержит 96, 5% масс. фракций, выкипающих до 350°С, имеет технологический индекс IА₂Н₃Ф₃. Из него могут быть получены:

? реактивное топливо ТС-1 (фракция 130-230°С, выход 25, 6%);

? осветительный керосин КО-20 (фракция 140-250°С, выход 34, 5%);

? малосернистое зимнее дизельное топливо марки З-0, 2 минус 45 (фракция 140-300°С, выход 49, 5%);

? малосернистое зимнее дизельное топливо марки З-0, 2 минус 35 (фракция 140-350°С, выход 55, 7%);

? малосернистое летнее дизельное топливо марки Л-0, 2-40 (фракция 140-350°С, выход 65, 3%);

? малосернистое котельное топливо М 40 или 100 из высококипящих фракций.

Прямогонная бензиновая фракция валанжинского конденсата н.к.-180°С (выход 48, 6%) имеет октановое число 58, 5 пункта.

Конденсат ачимовской залежи Уренгойского ГКМ малосернистый, парафинистый, содержит 79, 5% масс. фракций, выкипающих до 350°С, имеет технологический индекс IА₃Н₁Ф₃. Из него могут быть получены:

? реактивное топливо ТС-1 (фракция 130-230°С, выход 27, 2%);

? осветительный керосин КО-20 или КО-25 (фракции 140-250 или 150-280°С, максимальный выход 31, 8%);

? малосернистое зимнее дизельное топливо марки З-0, 2 минус 45 (фракция 130-300°С, выход 44, 0%);

? малосернистое зимнее дизельное топливо марки З-0, 2 минус 35 (фракции 130-350 или 180-290°С, выходы соответственно 51, 9 и 26, 2%);

? малосернистое летнее дизельное топливо марки Л-0, 2-40 (фракция 130-380°С, выход 57, 2%);

? малосернистое летнее дизельное топливо марки Л-0, 2-61 (фракции 180-380 или 230-320°С, максимальный выход 42, 4%);

? малосернистое котельное топливо М 40 или 100 из высококипящих фракций.

Прямогонная бензиновая фракция ачимовского конденсата н.к.-180°С (выход 41, 9%) имеет октановое число 58 пунктов.

Приведены характеристики сырья (таблица 2) и катализаторов, использованных для разработки вторичных процессов ароматизации и деструктивной безводородной изомеризации, описаны методики проведения экспериментов, анализа продуктов, а также методы определения физико-химических характеристик катализаторов.

Таблица 2 - Характеристика бензиновых фракций астраханского газоконденсата

В качестве модельного сырья при выполнении работы использовался н-гексан марки «хч» ТУ 2631-003-05807999-98. Газообразные продукты превращения анализировали на хроматографе ЛХМ-80 на насадочной колонке, заполненной фазой Полисорб-1. Содержание водорода в газе определяли на хроматографе «Агат» с насадочной колонкой, заполненной цеолитом СаА. Сырье и жидкие продукты анализировали на хроматографе «Цвет-800» на капиллярной колонке, заполненной метилсилоксаном.

Образцы катализаторов для исследований готовили на основе цеолитов со структурой ZSM-5 (цеолит ЦВМ производства ЗАО «Нижегородские сорбенты», отношение SiO₂/Al₂O₃ = 42), BETA и морденита (производства фирмы ZEOLYST, США, отношение SiO₂/Al₂O₃ = 75 и 10 соответственно), а также мезопористого молекулярного сита МСМ-41 (отношение SiO₂/Al₂O₃ = 30), полученного в лаборатории кинетики и катализа химического факультета МГУ. В качестве связующего использовали влажный гидрогель гидроксида алюминия. Введение активного компонента - Ga или Pt проводили с использованием метода пропитки по влагоемкости. Активный компонент наносили так, чтобы его содержание в катализаторе составило 0, 5% масс. в пересчете на металл (Ga или Pt).

В третьей главе представлены разработанные методы оптимизации определяющих параметров ректификации для секций атмосферной колонны, увеличения глубины отбора светлых фракций из остатка перегонки легкого нефтегазоконденсатного сырья, описан низкотемпературный способ переработки газового конденсата валанжинской залежи с температурой конца кипения ниже 360°С, защищенный патентом РФ № 2273655, и проведено его сопоставление с высокотемпературным способом ректификации.

Метод оптимизации основных параметров ректификации позволяет решать на практике задачу нахождения оптимальных флегмового числа и числа теоретических тарелок в секции атмосферной колонны с использованием температурной границы деления смеси t. Для расчета необходимо иметь кривые ИТК ректификата, флегмы и парового питания секции в мольных долях, а также показатели технологического режима: температуры t_ср, t_F, T_ср, Т_F, давления Р_ср, Р_F; флегмовые числа R_ср и R_F. Так как для заданной четкости разделения какого-либо сырья область оптимальных решений представляет собой множество (рисунок 1), то задача выбора оптимальных параметров ректификации сводится к выбору точки на кривой оптимальности (опт).

Рисунок 1 - Область оптимальных значений параметров ректификации

Критерий оптимальности, или минимум приведенных затрат, предлагается выразить зависимостью затрат S от основных параметров фракционирования:

.

Полученную функцию можно представить в виде суммы двух выражений, а именно приведенных затрат на организацию орошения и приведенных затрат на создание теоретических тарелок:

.

Тогда приведенные затраты для любой ректификационной системы можно представить в виде зависимости:

,

где S - приведённые затраты на заданное разделение углеводородного сырья;

M_R - удельные приведённые затраты на организацию единицы орошения;

R - рабочее флегмовое число;

M_N - удельные приведённые затраты на создание теоретической тарелки;

N - число теоретических тарелок.

Для заданной степени разделения исходной смеси числа теоретических тарелок и флегмовые числа определены на интервалах:

.

Значения удельных приведенных затрат для каждого конкретного производства есть величина постоянная, поэтому функция для заданной степени разделения определена и непрерывна на всем интервале существования R и N. Полученную зависимость можно продифференцировать по какому-либо из приведенных аргументов, например, по флегмовому числу:

.

В полученном выражении величины M_R и M_N являются постоянными:

.

Отношение определяет тангенс угла наклона кривой оптимальности (в оптимальных условиях фракционирования), то есть характеризует взаимосвязь между основными технологическими параметрами. Отношение отражает зависимость экономических параметров от технологических.

Критерием оптимальности является минимум приведенных затрат или

S(N, R)=min. Минимум функции находится, когда :

.

Последнее выражение связывает определяющие параметры ректификации с экономическими критериями. С использованием известного корреляционного уравнения Молоканова были получены зависимости, позволяющие определять оптимальные числа теоретических тарелок и оптимальные флегмовые числа:

- на стадии проектирования

Где ,

,

,

,

,

K - коэффициент, отражающий отношение удельных приведенных затрат на создание одной единицы флегмового числа к удельным приведенным затратам на создание одной теоретической тарелки (определяется сопоставительным анализом работы технологических установок);

- при оптимизации технологического режима действующей установки:

,

где N_ф - фактическое число тарелок в секции.

Разработанный метод позволяет обеспечить оптимальную технологию разделения сырья (в случае нового проектирования), либо оптимальный режим фракционирования действующей установки сведением двух рабочих параметров процесса фракционирования R_ф и N_ф к расчетным значениям R_опт и N_опт.

При переработке газовых конденсатов возникают трудности с извлечением тяжелых фракций из-за изначально низкого их содержания в сырье. Ввиду низких нагрузок на отгонную секцию атмосферной ректификационной колонны в составе остаточной фракции содержится более 60% светлых. Для «утяжеления» фракционного состава предлагается использовать конденсирующий агент - рециркулировать часть остатка в поток сырья. Такое решение способствует увеличению флегмового числа, соответственно, повышается к.п.д. контактных устройств и смещается фазовое равновесие в отгонной секции колонны. В результате тёмные фракции будут конденсироваться в остатке, а высвободившиеся светлые переходить в целевые продукты. На рисунках 2-4 приведены зависимости содержания светлых фракций в остатке, дополнительного выхода светлых и годового экономического эффекта от кратности циркуляции остатка перегонки в сырьевой поток колонны.

Рисунок 2 - Зависимость содержания светлых в остатке от кратности циркуляции

Рисунок 3 - Зависимость дополнительного выхода светлых от кратности циркуляции

Рисунок 4 - Зависимость годового экономического эффекта от кратности циркуляции остатка

За кратность циркуляции принимали отношение количества циркулирующей остаточной фракции к балансовому количеству, отводимому с установки в качестве котельного топлива или его компонента. Для интенсификации процесса фракционирования легкого газового конденсата валанжинской залежи рекомендуется кратность циркуляции 2ч3 (15-21% масс. на сырьё). В соответствии с расчетами количество светлых в остатке составит менее 40%, а глубина их отбора от потенциала увеличится до 96%. С учетом затрат на циркуляцию на установке производительностью 50 тыс. т в год можно получить годовой экономический эффект 9-11 млн. рублей.

Обоснован также низкотемпературный способ переработки легкого газового конденсата валанжинской залежи с температурой конца кипения ниже 360°С, защищенный патентом РФ № 2273655, и проведено его сопоставление с высокотемпературным способом ректификации.

Принципиальная технологическая схема установки УПГК-16/30, реализующей низкотемпературный способ, приведена на рисунке 5. Газовый конденсат нагревается в теплообменниках и пароподогревателе водяным паром до 140ч180°С и в парожидкостном виде поступает в эвапорационную секцию ректификационной колонны. С верха колонны выводится головной погон - пары бензиновой фракции, которые смешиваются с парами отгона отпарной колонны. Часть потока подают в качестве острого орошения, а избыток направляют на блок компаундирования с целью производства бензина марки Нормаль-80.

Боковым погоном в отпарную колонну выводится дизельная фракция. С низа отпарной колонны выводится фракция арктического дизельного топлива, а с верха - паровой отгон, который смешивается с парами основной бензиновой фракции из ректификационной колонны. Из куба атмосферной колонны выводится остаток - компонент дизельного или котельного топлива. Тепловой баланс ректификационной колонны регулируется горячей струёй: часть остатка нагревается в пароподогревателе водяным паром и возвращается в куб. При этом температура куба поддерживается на 20°С выше по сравнению с эвапорационной секцией ректификационной колонны.

Рисунок 5 - Принципиальная технологическая схема установки УПГК-16/30

I - сырье; II - основная бензиновая фракция; III - боковой погон; IV - отгон бокового погона; V - бензиновая смесь; VI - острое орошение; VII - остаток; VIII - горячая струя; IX - дизельная фракция; X - углеводородный газ; XI - водяной пар 1 - ректификационная колонна; 2 - отпарная колонна; 3 - рефлюксная емкость; 4 - теплообменники; 5 - пароподогреватели; 6 - конденсаторы-холодильники; 7 - насосы

Использование для нагрева водяного пара обеспечивает высокую пожаробезопасность установки, а умеренный температурный режим улучшает экологичность за счет сокращения расхода топлива и выбросов в атмосферу.

Проведено сопоставление эффективности разделения легкой нефтегазоконденсатной смеси на установках УПГК-16/30 и УПКМ-50 низко- и высокотемпературным способами. Для сопоставительной оценки были рассчитаны материальные и тепловые балансы, флегмовые числа, гидродинамические характеристики колонн, показатели систем теплообмена установок при одинаковой производительности по сырью 50 тыс. т/год.

При низкотемпературном способе перегонки смеси в атмосферную колонну поступает с сырьем и горячей струей тепло в количестве 5, 523 млн. кДж/час. При высокотемпературном способе перегонки количество тепла, поступающего в атмосферную колонну (с учётом регенерации его избытка потоком ПЦО) составляет 7, 573 млн. кДж/час, что на 37% больше. Гидродинамические характеристики работы колонн показывают, что фракционирование сырья идет в оптимальных условиях. Паровая нагрузка в верхней части колонн составляет

84-91% от допустимой. В случае рекуперации на установке УПКМ тепла головного погона обе установки будут иметь достаточно высокий коэффициент регенерации тепла 66, 2-67, 6%, однако переработка легкого сырья на установке УПГК низкотемпературным способом обуславливает более низкий расход топлива, пожаробезопасность и экологичность.

В четвертой главе представлены разработанные методы формирования потоков нефтегазоконденсатного сырья.

Экспериментальное определение оптимального соотношения компонентов в нефтегазоконденсатной смеси трудоёмко и требует времени. В условиях производства нефть и конденсат чаще всего смешивают произвольно, ориентируясь на максимально допустимые нагрузки в атмосферной колонне. Основным критерием оптимальности этого сырья является потенциальное содержание целевых фракций и соответствие их характеристик требованиям ГОСТ на нефтепродукты. Для повышения выхода и качества целевых фракций необходимо рациональное смешение компонентов сырья на основе соответствия их свойств нормируемым эксплуатационным свойствам нефтепродуктов. Недостаточный запас эксплуатационных свойств целевых фракций в составе сырья приведёт к выработке некондиционной продукции, а их избыточный

запас - к потерям потенциала сырья и увеличению затрат.

Нефтегазоконденсатные смеси обычно перерабатывают по трём вариантам:

? с максимальным отбором керосиновых фракций для увеличения выработки реактивных топлив. Увеличение выхода керосиновых фракций достигается вовлечением в их состав хвостовых бензиновых фракций. При этом режиме отбираются фракции дизельного топлива летней марки, а остаток используется как котельное топливо;

? с максимальным отбором дизельных фракций для увеличения выработки низкозастывающих топлив зимней и арктической марок. При этом режиме материальные и тепловые потоки в атмосферной колонне перераспределяются с целью максимального вовлечения в дизельное топливо хвостовых бензиновых фракций. Остаток используется как котельное топливо;

? с максимальным отбором дизельных фракций для увеличения выработки топлива летней марки. Остаток используется как котельное топливо.

При переходе с одного варианта на другой изменяется ассортимент вырабатываемых нефтепродуктов и параметры процесса фракционирования, поэтому для каждого варианта требуется дополнительная оперативная оценка свойств сырья. Необходимо определить, сколько добавить в нефть газового конденсата, чтобы получить нефтегазоконденсатную смесь с характеристиками, соответствующими вырабатываемому ассортименту нефтепродуктов.

Для рационального смешения нефти и газового конденсата наиболее важно привести характеристики целевых фракций в соответствие с нормируемыми свойствами товарных нефтепродуктов. Эту задачу можно решить расчетным методом по таким характеристикам целевых фракций как плотность, вязкость и температура застывания, наиболее полно определяющим аддитивные, реологические и низкотемпературные свойства товарных продуктов.

Используя выбранные характеристики сырья и его целевых фракций, правомерно выразить оптимальный состав материальных потоков процесса фракционирования через качественный показатель К_п:

К_п=(1-А)/(В-1),

гдеА - отношение нормируемых эксплуатационных свойств нефтепродукта к

соответствующим характеристикам целевой фракции основного компонента нефтегазоконденсатной смеси:

,

В - отношение характеристик целевой фракции основного и

дополнительного компонентов смеси:

,

где с_см, с_о, с_д - нормируемая плотность нефтепродукта и плотности целевой фракции основного и дополнительного компонентов смеси, кг/м³;

н_см, н_о, н_д - нормируемая вязкость нефтепродукта и вязкости целевой фракции основного и дополнительного компонентов смеси, м²/с10^-6;

Т_зсм, Т_зо, Т_зд - нормируемая температура застывания нефтепродукта и температуры застывания целевой фракции основного и дополнительного компонентов смеси, К.

Достаточно определить количество обогащенного компонента смеси, необходимое для нормализации эксплуатационных свойств обеднённого компонента. Количество дополнительного компонента, интенсифицирующего процесс фракционирования, зависит от соотношения потенциальных долей x_{i, о}/x_{i, д} целевой фракции в основном и дополнительном компонентах смеси.

Совместное решение приведенных уравнений позволяет определить рациональное количество дополнительного компонента в смеси с основным, необходимое для повышения выхода и качества целевых фракций.

,

гдеG_см - количество нефтегазоконденсатной смеси, кг/ч;

G_д - количество дополнительного компонента в смеси, кг/ч.

Дополнительный компонент смеси, интенсифицирующий процесс фракционирования, должен иметь определённый запас нормируемых эксплуатационных свойств по отношению к основному компоненту, обеднённому этими свойствами. При оптимальном смешении компонентов излишек потенциала эксплуатационных свойств дополнительного компонента нормализуется до минимальных требований ГОСТ за счёт обогащения до такого же уровня эксплуатационных свойств основного компонента смеси.

Состав нефтегазоконденсатной смеси, рассчитанный по приведенному уравнению на основе нормируемых эксплуатационных свойств нефтепродуктов и соответствующих характеристик целевых фракций компонентов, обеспечивает условия, при которых потенциал эксплуатационных свойств смесевого сырья соответствует потенциальному содержанию целевых фракций, что позволяет выбрать оптимальный режим фракционирования.

На метод формирования потоков нефтегазоконденсатных смесей получен патент РФ № 2273656. Предложенная зависимость может также использоваться для рационального формирования поступающих на переработку потоков газовых конденсатов с различными характеристиками. Актуально это, например, для газовых конденсатов валанжинской и ачимовской залежей, которые имеют существенные отличия в температуре застывания (-50°С и -2°С).

В настоящее время при определении потенциального содержания целевых фракций в смесевом сырье пользуются правилом аддитивности. Кривые ИТК компонентов смеси делятся на узкие отрезки (узкие фракции), которые затем суммируются в целевые продукты пропорционально долям компонентов в смеси. Такое прогнозирование зачастую дает большие погрешности в определении потенциала целевых фракций, что, как следствие, снижает глубину извлечения. Разработан новый подход к выражению фракционного состава сырья через интенсивности кипения узких фракций. Для изучения изменений фракционного состава, происходящих при смешении, в качестве исходных компонентов были приняты среднетрубная нефть марки Urals (Н) и газовый конденсат валанжинской залежи (ГК). Их фракционный состав по ГОСТ 11011-85 приведен на рисунке 6.

Рисунок 6 - Кривые разгонок нефти и газового конденсата на аппарате АРН-2

Как видно из рисунка 6, кривые ИТК дают недостаточно информации для анализа потенциального содержания узких целевых фракций в смесевом сырье. Введено понятие равномерно выкипающего сырья, под которым понимается углеводородная смесь, имеющая постоянную скорость выкипания бесконечно узких фракций. Кривая ИТК такого сырья является прямой линией, и изменение выхода узких фракций с изменением температуры носит постоянный характер. Для такой смеси справедливо условие:

,

где dG - бесконечно малое изменение выхода узкой фракции сырья за соответствующий бесконечно малый интервал температур кипения dt.

Реальное сырье не является равномерно выкипающим, на разных температурных интервалах узкие фракции выкипают с разной интенсивностью. При его перегонке зависимость выхода ректификата от температуры можно представить в виде функции G=f(t). Кривая ИТК на промежутке от н.к. до к.к. определена, и каждому значению t соответствует единственное значение G. Кроме того, функция G=f(t) непрерывна, значит, её можно продифференцировать по аргументу. Зависимость предлагается назвать интенсивностью кипения (ИК). Полученные для реальных видов сырья кривые предлагается назвать осцилляторами интенсивности кипения (от лат. oscillo - колебаться), ось абсцисс на графиках представляет собой ИК равномерно выкипающего сырья. Осцилляторы ИК нефти и газового конденсата представлены на рисунке 7.

Рисунок 7 - Осцилляторы ИК нефти марки Urals и газового конденсата валанжинской залежи

Осцилляторы ИК более полно характеризуют поведение сырья в процессе испарения. Положительное значение интенсивности кипения на температурном интервале говорит об ускорении процесса кипения, отрицательное - о снижении темпов выкипания смеси. Такой подход дает возможность оценить относительное содержание узких фракций в сырье, а также определить температурные пределы наиболее энергетически выгодного разделения смеси ректификацией (области локальных минимумов осциллятора ИК). По форме осцилляторов ИК сырья можно обосновать целесообразность его перегонки по одноколонной или двухколонной схеме, а также необходимость применения интенсификаторов. Смесевое сырье рекомендуется перегонять по двухколонной схеме для повышения эффективности контактных устройств колонны и для увеличения четкости погоноразделения.

Представление фракционного состава с помощью осцилляторов ИК позволило разработать метод для определения оптимального состава смесевого сырья. При оптимизации перегонки смесевого сырья, компоненты которого сильно различаются между собой по фракционному составу, необходимо обеспечить такое их соотношение, при котором выход целевых фракций и глубина отбора светлых от потенциала были бы максимальными. Для графоаналитического метода определения оптимального соотношения компонентов смеси исходными данными являются кривые ИТК смешиваемых потоков. Необходимо рассчитать и построить осцилляторы ИК обоих видов сырья и их смесей с шагом 10% масс. Интенсификатором является тот компонент, который снижает интенсивность кипения целевой фракции (в рассматриваемом примере - суммы светлых н.к.-360^оС), увеличивая выход от аддитивно рассчитанного. Компонент-интенсификатор определяем через отношение сумм площадей осцилляторов ИК выше и ниже линии равномерно выкипающего сырья:

.

Величину назовем потенциалом интенсивности кипения. Потенциал ИК показывает характер поведения рассматриваемой фракции. Если он меньше 1, то в процессе перегонки эта фракция склонна к процессам конденсации, если больше - к процессам испарения. Для получения наибольшего выхода суммы светлых н.к.-360^оС из смеси нефти марки Urals (=2, 19) и газового конденсата (=1, 08) последний следует рассматривать как интенсификатор.

За линию аддитивности примем линейную интерполяцию полученных значений и построим зависимость (верхний график рисунка 8). Отклонение от аддитивности определяем как разность функций v_ИК и v_ад:

;

,

где v_ад - рассчитанная аддитивно средняя скорость выкипания фракций смеси; v_ИК(ГК) - рассчитанная по ИК средняя скорость выкипания фракций газового конденсата; v_ИК(Н) - рассчитанная по ИК средняя скорость выкипания фракций нефти; v_ИК - рассчитанная по ИК средняя скорость выкипания смесевого сырья; щ(ГК) и щ(Н) - массовые доля газового конденсата и нефти в смеси.

Нефти и газовые конденсаты представляют собой сложные молекулярные системы, отличающиеся устойчивостью. Признаком любой устойчивой системы является минимум потенциальных энергий внутри системы. Если взять углеводородную систему А, которая является интенсифицируемой (рисунок 8) и добавлять в неё систему Б (интенсификатор), то после смешения выход узких фракций будет расти от аддитивно рассчитанного до достижения некоторого критического значения концентраций АБ (интервал А+Б). Если в систему Б (деинтенсифицируемую) добавлять систему А (деинтенсификатор), то выход фракций будет уменьшаться от расчетного до некоторого значения БА (интервал Б+А). С практической точки зрения, при решении задачи определения оптимального состава смеси из нескольких компонентов необходимо найти точку АБ, то есть область максимально эффективного действия интенсификатора.