Теплофизические свойства

Для расчета плотности жидких смесей используется уравнение состояния Стаpлинга-Хана [5], распространенное на тяжелые углеводороды [1]. Это уравнение принято в результате сравнения с уравнениями состояния Бенедикта-Вебба-Pубина, Ли-Кеслеpа и Патела-Тея. Для газовых смесей и жидких смесей воды, метанола и гликолей используется последнее уравнение [6] c корректировочными коэффициентами. Погрешности расчета плотности газов и жидкостей обычно находятся в пределах 2-4 %.

Расчет вязкости газов ведется по уравнению Дина - Стила [7], распространенному на область высоких давлений (до 100 МПа) [8]. Вязкость жидкостей определяется по обобщенной корреляции Недужего, Хмаpы и Волкова [9], уточненного и распространенного на тяжелые углеводороды [8]. Теплопроводность газов и жидкостей находится с помощью корреляции Стила-Тодоса [10], предложенной для газов и распространенной на жидкости [8]. Для расчета поверхностного натяжения используются соотношения Бpока-Беpда-Миллеpа [10]. Точность pасчета вязкости газа и легких жидких углеводородов, теплопроводности обеих фаз и поверхностного натяжения обычно находится в пределах 10 %. Расчетное определение молекулярной массы, плотности и особенно вязкости конденсатов и нефтей нуждается в адаптации к лабоpатоpных данным. Такая возможность имеется в программной системе ГазКондНефть.

Коэффициент адиабаты газа рассчитывается с помощью строгого термодинамического соотношения:

К = dH/dU при S=const,

где H - энтальпия, U - внутренняя энергия, S - энтропия.

Влияние солей на фазовое состояние и свойства учитывается с помощью дополнительных соотношений к указанным уравнениям.

В работе [11] сравниваются теплофизические базы ПС HYSYS, PRO-2 и ГазКондНефть. Показана равная точность их по углеводородным смесям и лучшие результаты ПС ГазКондНефть для систем углеводороды - водные растворы метанола, гликолей и солей.

Таким образом, используемые в программной системе ГазКондНефть расчетные модели базируются на наиболее точных обобщенных уравнениях состояния и корреляциях, выбранных, дополнительно уточненных и распространенных на тяжелые углеводороды и водные растворы с помощью банка экспериментальных данных. Они применимы при температурах от 70 до 700 К и давлениях от 0.003 до 100 МПа. Температуры кипения фракций нефти и конденсата от 20 до 700 С.

В основу гидравлического расчета трубопроводов (горизонтальных, наклонных, рельефных), транспортирующих смеси в одно-, двух- и трехфазном состояниях (в частности, газоводоконденсатные и газоводонефтяные смеси, нестабильная нефть или конденсат, газопроводы, нефтепроводы, продуктопроводы), положены уравнения, представленные в Ведомственных строительных нормах [12] и в [13]. Тепловой расчет трубопроводов выполняется по уравнению Шухова, учитывающему дроссель-эффект [14]. Точность расчета потерь давления в нефтегазовых трубоповодах приводится в статье [15].

Способ перевода разгонки дегазированных конденсата или нефти в разгонку по ИТК с прогнозированием содержания в них легких углеводородов изложен в [16].

Расчет температуры гидратообразования во влажном природном газе до 35 МПа выполняется по уточненной в [17] корреляции Макогона – Схаляхо.

Литература

1. Калашников О.В. Иванов Ю.В. Инженерные расчетные модели технологических сред газопереработки. 1.Фазовое состояние жидкость-паp//Хим. технология. - 1991.- N 6.- С.28-36. 2. Калорические свойства// Хим. технология. - 1991.- N 1.- С.38-43. 3. Плотность газовых и жидких смесей// Хим. технология. - 1991.- N 2.- С.26-29.

2. Peng D.-Y.,Robinson D.B. A new two-constant equation of state //Ind.Eng.Chem.Fundam.-1976.-Vol.15, N 1.- P.59-64.

3. Калашников О.В. Описание фазового pаспpеделения сеpооpганических соединений в сpедах углеводоpодов// Хим. технология. - 1986.-N 3.- С.61-67.

4. Калашников О.В., Иванов Ю.В., Будняк С.В. Инженерные расчетные модели технологических сред нефтяных и газовых промыслов// Экотехнологии и ресурсосбережение, № 3 - С.25-29; № 4 - С.29-31; № 6 - С.44-48 (1995); № 1 –С. 46-49; № 2 - С.50-51(1996).

5. Starling K.E., Han M.S. Termo data for LPG// Hydrocarbon proc.-1972.- Vol.51, N 5.- P.129-132.

6. Pаtеl N.C.,Teya A.S. A new cubic equation of state for fluid and fluid mixtures// Chem.Eng.Sci.-1982. -Vol.37, N 3.-P.463-473.

7. Dean D.E. Stiel L.I. The viscosity of nonpolar gas mixtures at moderate and high pressures// AIChE Journal. -1965. -Vol.11, N 3.-P.526-532.

8. Калашников О.В. Инженерные расчетные модели технологических сред газопеpеpаботки. 4. Вязкость, теплопроводность и поверхностное натяжение// Хим. технология. -1991.-N 3.-С.28-34.

9. Недужий И.А., Хмаpа Ю.И., Волков О.И. Исследование вязкости смесей н-паpафинов и олефинов в жидкой фазе// Теплофизические свойства жидкостей. -М.: Наука, 1970. -С.77-78.

10. Pид P., Пpаусниц Дж., Шеpвуд Т. Свойства газов и жидкостей. - Л.: Химия, 1982.- 591с.

11. Калашников О.В., Иванов Ю.В., Будняк С.В. Вопросы адекватности теплофизической базы программных систем HYSYS, PRO-2 и ГАЗКОНДНЕФТЬ// Экотехнологии и ресурсосбережение.-1999.-N 6.- С.13-18; 2000.-N 1.- С. 31-35.

12. Проектирование промысловых стальных трубопроводов. ВСН 51-3-85 (МИНГАЗПРОМ), ВСН 51-2.38-85 (МИННЕФТЕПРОМ), М., 1985.

13. Гужов А.И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа. М., Недра, 1973.

14. Ходанович И.Е., Кривошеин Б.Л., Бикчентай Р.Н. Тепловые режимы магистральных газопроводов. М.: Недра, 1971.

15. Калашников О.В. Расчетные и действительные перепады давления при двухфазном транспорте нефти и газа. // Экотехнологии и ресурсосбережение.-2001.-N 1.- С.9-13.

16. Калашников О.В., Иванов Ю.В., Будняк С.В. Вопросы адекватности теплофизической базы программных систем HYSYS, PRO-2 и ГАЗКОНДНЕФТЬ. 3. Моделирование состава и свойств природного углеводородного сырья// Экотехнологии и ресурсосбережение.-2000.-N 4.- С.23-28.

17. Калашников О.В. К определению температуры гидратообразования во влажном природном газе // Экотехнологии и ресурсосбережение.- 2001.-N 3.- С. 10-13.

18. Гриценко А.И., Истомин В.А., Кульков А.Н., Сулейманов Р.С. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. – М., Недра, 1999. – 476 с.

19. Елистратов М.В. Некоторые вопросы моделирования фазовых равновесий при исследования процессов гликолевой осушки газа. (Приложение к Руководству)