содержание   ..  1  2  3   ..

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО “ГАЗПРОМ”

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК НЕСТАБИЛЬНЫХ ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ. РАСЧЕТ ПЛОТНОСТИ И ОБЪЕМНЫХ СВОЙСТВ

СТО Газпром 5.1-2005

Издание официальное

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО “ГАЗПРОМ”

Общество с ограниченной ответственностью “ТюменНИИгипрогаз”

Общество с ограниченной ответственностью “Информационно-рекламный центр газовой промышленности”

Москва 2005

Предисловие

1. РАЗРАБОТАН

   
    

2. ВНЕСЕН

   
    

3. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ

   
    

4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Обществом с ограниченной ответственностью

«ТюменНИИгипрогаз»

Управлением метрологии и контроля качества газа Депар. тамента автоматизации, информатизации, телекоммуника. ций и метрологии ОАО «Газпром»

Распоряжением ОАО «Газпром» от 27 мая 2005 г. № 89 с 22 августа 2005 г.

© ОАО «Газпром», 2005

© Разработка ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2004

© Оформление ООО «ИРЦ Газпром», 2005

Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»

Содержание

Введение IV

1. Область применения 1

2. Нормативные ссылки 1

3. Термины, определения, обозначения и сокращения 2

4. Общие положения 3

   1. Общие принципы расчета плотности и объемных свойств НЖУ 3

   2. Исходные данные для расчетов 4

   3. Получение исходных данных для расчетов 4

   4. Формат представления исходных данных для расчетов 7

5. Расчет плотности НЖУ 10

   1. Алгоритм расчета плотности НЖУ на основе кажущихся

      плотностей компонентов 10

   2. Алгоритм расчета объемных свойств нестабильных жидких углеводородов 11

6. Описание программы расчета плотности углеводородных смесей

   при различных давлениях и температурах 11

   1. Требования к компьютерному обеспечению 11

   2. Установка программы на персональный компьютер 12

   3. Назначение рабочих файлов программы 12

   4. Возможности программы расчета. 12

   5. Работа с программой. 13

7. Пределы применимости метода и нормы погрешности определения

   плотности и объемных свойств жидких углеводородных смесей. 23

8. Контроль точности получаемых результатов определений 23

Приложение А (обязательное) Значение коэффициента сжимаемости температурного коэффициента объемного расширения НК

при различных температурах и давлениях 26

Приложение Б (рекомендуемое) Моделирование поведения кажущихся плотностей отдельных компонентов углеводородной смеси в зависимости

от ее состава и совокупной плотности 50

Библиография. 64

Введение

Возможность точного расчета объемных свойств жидких многокомпонентных углево. дородных систем, к которым относятся нестабильные жидкие углеводороды, позволяет ре. шить большое количество задач, связанных с добычей, транспортировкой, переработкой и хранением углеводородного сырья. В частности, в процессе добычи и транспортировки газо. вого конденсата необходимо определять расход и количество конденсата для его коммерчес. кого учета. Решение задачи точного и достоверного расчета массового расхода газового кон. денсата невозможно без знания его плотности при рабочих условиях и кажущейся плотности при нормальных условиях.

Нестабильные жидкие углеводороды (НЖУ) – сложная многокомпонентная система (далее – газоконденсатная смесь или смесь), основными компонентами которой являются различные углеводороды метанового, ароматического и нафтенового рядов. После первич. ной переработки из нестабильного конденсата получают нестабильные полупродукты, такие как деэтанизированный конденсат и широкую фракцию легких углеводородов и товарные про. дукты – стабильный конденсат.

Для жидких стабильных углеводородных жидкостей имеется большое количество до. статочно простых и точных методов расчета плотности и вязкости, см. например [1,3]. При. чем наиболее эффективными из них следует считать методы, основанные на моделях расчета, параметрами которых являются такие свойства конденсатов, как плотность и вязкость при стандартных условиях (0.101325 МПа и 293.15 К), молярная масса, так как применение таких моделей позволяет, используя минимум информации о конденсате, рассчитывать плотность и вязкость этих сложных смесей в рабочих условиях с достаточной точностью. Однако это от. носится в основном к стабильным нефтям.

Расчет вышеуказанных свойств газоконденсатных смесей, как НК, ДК и ШФЛУ, до. статочно сложная задача, но особенно важная для проведения учета этого сырья. Большой шаг к решению этой задачи сделан в методике расчета ГСССД МР 107 98 (далее МР 107) [10], созданной в развитие МИ 2311.94 [11]. Однако сам принцип расчета плотности жидкой фазы, приведенный в МР 107 с использованием кубического уравнения состояния для задач, связанных с учетом нефти и конденсата в процессах их добычи, транспортировки и переработки, несостоятелен из.за низкой точности.

Таким образом, цель разработки настоящего стандарта заключается в создании более точной и достоверной методики для расчета плотности и объемных свойств газоконденсат. ных смесей, основанной на других подходах к проблеме, в частности на использовании кажу. щихся (парциальных) удельных объемов отдельных компонентов и фракций в жидкой угле. водородной смеси.

СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА

“ГАЗПРОМ”

МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК НЕСТАБИЛЬНЫХ ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ.

РАСЧЕТ ПЛОТНОСТИ И ОБЪЕМНЫХ СВОЙСТВ

Дата введения 2005-08-22

1. Область применения

   Настоящий стандарт устанавливает методику косвенного определения плотности и объемных свойств нестабильных жидких углеводородов (газовых конденсатов и нефтегазоконденсатных смесей) – коэффициента сжимаемости и коэффициента объемного расширения по измеренным значениям содержания компонентов и фракций в смеси методом газовой хроматографии.

   Настоящий стандарт распространяется на нестабильные жидкие углеводороды, включающие в себя нестабильные газовые конденсаты, нефтегазоконденсатные смеси и продукты их промысловой переработки с давлением насыщенных паров не более 5,0 МПа, имеющие плотность от 400 кг/м3 до 900 кг/м3 при стандартных условиях (101,32 кПа, 20 °С).

   Настоящий стандарт используют для решения задач, связанных с добычей, транспортировкой, переработкой и хранением углеводородного сырья, в частности для его коммерческого учета. Настоящий стандарт может быть также применен при расчетах плотности, сжимаемости и теплового расширения деэтанизированного конденсата и широкой фракции легких углеводородов.

2. Нормативные ссылки

   В настоящем стандарте применены нормативные ссылки на следующие стандарты: ГОСТ 1756 2000 (ИСО 3007-99) Нефтепродукты. Определение давления насыщен-

   ных паров

   ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности ГОСТ 2939-63 Газы. Условия для определения объема

   
    

   
    

   

   
    

   Издание официальное

   ГОСТ 10679-76 Газы углеводородные сжиженные. Метод определения углеводородного состава

   ГОСТ 11011-85 Нефть и нефтепродукты. Метод определения фракционного состава в аппарате АРН-2

   ГОСТ 23781-87 Газы горючие природные. Хроматографический метод определения компонентного состава

   ГОСТ 30319.1-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его переработки

   ГОСТ Р ИСО 5725-6-2002 Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Часть 6. Использование значений точности на практике

   ГОСТ Р 50779.42-99 Статистические методы. Контрольные карты Шухарта ОСТ 51 65 – 80 Конденсат газовый стабильный. Технические условия

   
    

   П р и м е ч а н и е – При пользовании настоящего стандарта целесообразно проверить действие ссылочных документов по соответствующему указателю стандартов, составленному по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) стандартом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3. Термины, определения, обозначения и сокращения

3.1 Термины, определения и сокращения

3.1.1 нестабильные жидкие углеводороды; НЖУ: Жидкие смеси углеводородов, включающие в себя широкий круг газонасыщенных флюидов, выделяющихся из природных газов.

1. стабильный конденсат; СК: Продукт первичной промысловой обработки газово-

   го конденсата, состоящий преимущественно из жидких углеводородных компонентов С5+В с

   1

    

   минимальным остаточным содержанием газообразных углеводородных компонентов С –

   С4, имеющий давление насыщенных паров по ГОСТ 1756 в соответствии с требованиями ОСТ 51.65 -80 не более 66,7 кПа в летний период и не более 93,3 кПа в зимний период.

2. нестабильный конденсат; НК: Конденсат, выделившийся из природного газа в промысловых установках подготовки и первичной обработки при рабочих условиях промысловых аппаратов, в составе которых наряду с жидкими углеводородными компонентами пентаны плюс высшие содержится значительная доля газообразных углеводородных компонентов от метана до бутанов.

3. деэтанизированный конденсат; ДК: Нестабильный конденсат, выделившийся из природного газа в промысловых установках и прошедший первичную обработку на ректификационной колонне с отделением метан-этановой фракции.

4. нефтегазоконденсатная смесь; НГКС: Продукт, полученный в результате смешивания ДК и товарной нефти.

5. широкая фракция легких углеводородов; ШФЛУ: Фракция углеводородов, получающаяся при стабилизации ДК на ректификационных колоннах и состоящая в основном из пропана и бутанов.

   i

    

6. кажущаяся плотность компонента или фракции с , кг/м3: Величина, обратная удельному объему компонента или фракции, который они занимают в смеси.

1. Обозначения

   M – Молярная масса, кг/кмоль; p – Давление, МПа;

   T – Температура, К;

   m – Массовое содержание компонента в смеси, %; r – Плотность, кг/м3.

2. Перечень используемых в тексте нижних индексов

р – значение параметра при давлении Р;

t – значение параметра при температуре t;

с – значение параметра при стандартных условиях;

рt – значение параметра при давлении p и температуре t; i – компоненты смеси;

imod – характеристика компонента по модели из расчетного массива; кп – кипение

ср – среднее значение

1. Общие положения

   1. Общие принципы расчета плотности и объемных свойств НЖУ

      1. Определение плотности НЖУ основано на экспериментальном факте сложного поведения кажущейся плотности отдельных компонентов и фракций в зависимости от температуры кипения (компоненты или фракции) и совокупной плотности смеси.

      2. На основе обработки экспериментальных данных [1,3], а также полученных при специальных исследованиях бинарных растворов углеводородов [2], создана математическая модель поведения кажущейся плотности отдельных компонентов и фракций в зависимо-

         сти от температуры кипения (компоненты или фракции) и совокупной плотности смеси. Принципы создания этой модели изложены в приложении Б. На основании этой математической модели рассчитываются массивы значений кажущихся плотностей отдельных компонентов и фракций при различных совокупных плотностях смесей.

      3. Определение плотности НК основано на общих подходах к жидким углеводородным смесям и рассчитывается по уравнению

         
          

         
          

         

         

         , (1)

         
          

         где N – количество компонентов (фракций);

         mi – массовая доля компонента (фракции) в смеси, %;

         3

         i – кажущая плотность компонента (фракции) при стандартных условиях, кг/м .

         Расчет см по формуле (1) дает значение плотности смеси при стандартных условиях –

         101,32 кПа и 20 С. При этом учитывается сложное поведение кажущихся плотностей компонентов и фракций в зависимости от совокупной плотности смеси в соответствии с 4.1.

      4. Определение объемных свойств НЖУ основано на использовании математических таблиц, полученных обработкой экспериментальных данных по сжимаемости и тепловому расширению реальных углеводородных смесей в широком диапазоне составов, приведенных в приложении А.

   2. Исходные данные для расчетов

      1. Для проведения расчета плотности и объемных свойств НЖУ необходимо иметь данные по компонентно-фракционному составу НЖУ и плотности отдельных компонентов и фракций (псевдокомпонентов) при стандартных условиях, входящих в состав НЖУ. Причем, если компонентно-фракционный состав НЖУ представляют в молярных долях, то дополнительно необходимо иметь данные по молекулярной массе отдельных компонентов и фракций, входящих в состав НЖУ.

1. Получение исходных данных для расчетов

   1. Массовое содержание компонентов и фракций в нестабильном конденсате определяют по методике ММ 51-00159093-004-04 [12].

   2. Допускается определение компонентно-фракционного состава НЖУ проводить по другим методикам или совокупности методик, например ГОСТ 10679, ГОСТ 23781, АSTM D 5134-92 [13], СТП 36-87 [16], или использовать данные по компонентно-фракционному составу, полученному на поточных хроматографах. При этом необходимо иметь данные по плотностям при стандартных условиях и молекулярным массам не только отдельных компо-

      нентов и фракций, но и суммарных псевдокомпонентов, если применяемый метод определения ограничивает состав остатком, например С6+, С7+, С8+, С9+ и т.д.

   3. Плотности в жидком виде отдельных компонентов НЖУ, таких как метан, этан и пропан, при стандартных условиях являются кажущимися и их значения принимают равными для метана – 270,2 кг/м3, для этана – 364,4 кг/м3 и для пропана – 505,1 кг/м3. Для остальных компонентов от бутанов и выше значения плотности при стандартных условиях включены в базу данных расчетной программы.

   4. Значения плотностей фракций получают после фракционной разгонки отстабилизированного конденсата на узкие фракции по ГОСТ 11011 или ASTM D2892 [15]. Плотности узких фракций стабильного конденсата, полученных после фракционной разгонки, измеряют по ГОСТ 3900-85 или ASTM D 1298-99 [14] с приведением значения плотности к стандартным условиям – 101,32 кПа и 20 °С. При эксплуатации стабильного соотношения объектов добычи конденсата (газоконденсатных пластов) процедуру экспериментального определения плотности узких фракций достаточно проводить 2 раза в год.

      

      

      

      

      

   5. Значения плотностей высококипящих фракций, содержание которых в НК крайне мало, не измеряются экспериментально, а рассчитываются методом экстраполяции в область высоких температур в координатах: плотность фракции – логарифм абсолютной температуры их кипения линейной функцией. Пример подобной экстраполяции приведен на рисунке 1.

      
       

      

      
       

      

      
       

      

      
       

      

      

      

      Рисунок 1 – Зависимость плотности углеводородных фракций от температуры кипения

   6. При наличии компонентно-фракционного состава НЖУ (НК), представленного в мольных долях (процентах), необходимы данные по молекулярным массам отдельных компонентов и фракций. Для индивидуальных компонентов принимают табличные значения молекулярных масс. Для фракций допускается определение молекулярной массы с использованием диаграммы Ватсона, приведенной на рисунке 2 [1].

Рисунок 2 – Соотношение между молекулярной массой, характеристическим фактором, плотностью и средней температурой кипения фракции

При этом характеристический фактор К (фактор Ватсона) находят по уравнению (2):

 , (2)

где Тср – средняя температура кипения фракции (псевдокомпонента) в градусах Кельвина;

15,5

 – плотность фракции (псевдокомпонента) при температуре 15,5 °С, кг/м3.

1. Формат представления исходных данных для расчетов

   1. Полученные данные по массовому компонентно-фракционному составу, плотностям компонентов и фракций и температурам кипения сводят в таблицу. При этом для удобства наименование узких фракций записывают в виде F45-60, что означает – фракция с температурой выхода от 45 °С до 60 °С. За температуру кипения фракций принимают среднюю температуру выхода. Пример набора перечисленных данных представлен в таблице 1.

      
       

      Таблица 1 – Формат исходных данных для расчета плотности НК с массовым содержанием компонентов и фракций

      
       

      

      Продолжение табл. 1

      
       

      
       

      

      
       

   2. Полученные данные по компонентно-фракционному составу в молярных долях, плотностям компонентов и фракций, их температурам кипения и молекулярным массам сводят в таблицу. При этом, если углеводороды выше пентанов представлены в виде фракций, состоящих из группы углеводородного ряда по числу углеводорода с близкими свойствами (временами выхода, температурой кипения), то их именуют FC6, FC7, FC8 и т.д. За температуру кипения принимают среднюю температуру выхода соответствующих компонентов, входящих в состав фракций. Пример набора перечисленных данных представлен в таблице 2.

Таблица 2 – Формат исходных данных для расчета плотности НК с молярным содержанием компонентов и фракций

1. Расчет плотности НЖУ

   1. Алгоритм расчета плотности НЖУ на основе кажущихся плотностей компонентов

      1. При расчете плотности НЖУ по имеющимся данным по компонентно-фракционному составу, плотностям компонентов и фракций при стандартных условиях, температурам кипения и молекулярным массам учитывают сложное поведение кажущихся плотностей этих компонентов и фракций в жидкой смеси. Кажущиеся плотности отдельных компонентов и фракций изменяются в зависимости от совокупной плотности смеси. Модель поведения кажущихся плотностей компонентов и фракций в жидкой смеси – их зависимость от температуры кипения этих компонентов и фракций и совокупной плотности смеси приведена на рисунке 3.

      2. Плотность продукта рассчитывают методом последовательных приближений с изменением в каждом итерационном шаге всего массива кажущихся плотностей компонентов в соответствии с изменением расчетной плотности системы. По мере увеличения числа итерационных шагов изменение значения расчетной плотности системы становится меньше, и при некотором наборе кажущихся плотностей отдельных компонентов расчетная плотность системы не изменяется. При этом расчет прекращают.

         Расчет плотности системы проводится по формуле:

         
          

         

         , (3)

         где N – количество компонент или фракций;

         mi – массовое содержание компонента в смеси, %;

         imod – кажущая плотность компонента при стандартных условиях по модели, приведенной на рисунке 3, кг/м3.

         В начальный момент – на первом итерационном шаге – imod придают табличное значение плотности при стандартных условиях для компонентов, существующих в жидком виде.

         На каждом итерационном шаге изменяются кажущаяся плотность каждого компонента сimod в соответствии с принятой моделью и расчетная плотность смеси. За критерий схождения

         итерационного ряда принимают величину 0,01 кг/м3. Итерации прекращают, когда расчетная плотность системы на предыдущем шаге отличается от расчетного значения на последующем шаге не более чем 0,01 кг/м3.

      3. Алгоритм расчета реализован в программном продукте «Density», в котором заложены необходимые математические модели поведения кажущихся плотностей компонентов и фракций, молекулярных масс фракций и другие массивы данных для расчета плотности НК.

Рисунок 3 – Зависимость кажущихся плотностей компонентов и фракций от плотности смеси

1. Алгоритм расчета объемных свойств нестабильных жидких углеводородов

   1. Расчет объемных свойств в настоящем стандарте основан на использовании аналитических зависимостей изменения плотности углеводородных смесей от давления и температуры, основанных на обработке экспериментального материала [2,3] и экспериментальных данных по сжимаемости и тепловому расширению реальных углеводородных смесей (НК) в широком диапазоне составов [9].

   2. Расчет объемных свойств реализован в программном продукте «Density». Описание программного продукта «Density» приведено в разделе 6.

содержание   ..  1  2  3   ..