Научная статья на тему 'Экспериментально адаптированный метод расчета вязкости по составу нестабильных жидких углеводородов'

Экспериментально адаптированный метод расчета вязкости по составу нестабильных жидких углеводородов Текст научной статьи по специальности «Химические технологии»

CC BY
191
25
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
Журнал
Вести газовой науки
ВАК
Ключевые слова
МЕТОД РАСЧЕТА / ВЯЗКОСТЬ / НЕСТАБИЛЬНЫЕ ЖИДКИЕ УГЛЕВОДОРОДЫ / КОМПОНЕНТНОФРАКЦИОННЫЙ СОСТАВ / METHODOF CALCULATION / VISCOSITY / UNSTABLE LIQUID HYDROCARBONS / FRACTIONAL ANALYSIS

Аннотация научной статьи по химическим технологиям, автор научной работы — Прудников И.А., Нестеренко А.Н., Омельченко О.А., Рычков Д.А., Касперович А.Г.

Вязкость жидких углеводородов является одним из определяющих фильтрационные свойства пластовых флюидов физических параметров, который также необходимо контролировать при транспорте и переработке жидких углеводородов. В статье приводится обзор различных методов вычисления динамической вязкости жидких углеводородов. Особое внимание уделено методам, в основу которых положены компонентно-фракционный состав углеводородов и базисные физико-химические свойства компонентов (молярная масса, плотность и т.д.). Исходя из многолетнего опыта экспериментального определения вязкости различных составов жидких углеводородов Западной Сибири (и ряда серосодержащих составов Оренбургской области) авторы адаптировали метод расчета вязкости жидких углеводородов, опубликованный в отраслевом стандарте СибНИИНП. В статье приводится обоснование этапов вывода корреляционных коэффициентов на каждом этапе адаптации. В заключение сравниваются результаты расчетов с использованием различных методов определения динамической вязкости.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Похожие темы научных работ по химическим технологиям , автор научной работы — Прудников И.А., Нестеренко А.Н., Омельченко О.А., Рычков Д.А., Касперович А.Г.

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Experimentally adjusted method for calculating viscosity by composition of volatile liquid hydrocarbons

Viscosity of liquid hydrocarbons is both one of determinant physical parameters characterizing filter properties of reservoir fluids and necessary parameter regarding transport and processing of liquid hydrocarbons. There is an overview of different methods for calculating dynamic viscosity of liquid hydrocarbons in the article. Special attention is paid to the methods grounding on fractional analysis of hydrocarbons and basic physical and chemical properties of components (molar mass, density, viscosity etc.). Using long-term practice of experimental viscosity defining for different fractional composition of liquid hydrocarbons from Western Siberia (and some sulfurous compositions from Orenburg region) authors have adjusted a method for calculating viscosity of liquid hydrocarbons, published in industry standard prepared by Siberian Scientific Research Institute of Petroleum Industry. The stages of correlation factors’ calculation at each stage of adjustment are grounded. The article is concluded by comparison of results gained using different methods for calculation of dynamic viscosity.

Текст научной работы на тему «Экспериментально адаптированный метод расчета вязкости по составу нестабильных жидких углеводородов»

УДК: 665.7.035.6

И.А. Прудников, А.Н. Нестеренко, О.А. Омельченко, Д.А. Рынков, А.Г. Касперович, С.В. Бакустина

Экспериментально адаптированный метод расчета вязкости по составу нестабильных жидких углеводородов

Ключевые слова: Вязкость является одним из важнейших физико-химических свойств широкого спек-метод расчета, тра жидких углеводородов (ЖУ), в частности сырьевых потоков газового конденсата,

вязкость, нефти и продуктов их промысловой подготовки и переработки. От вязкости соответ-

нестабильные ствующих ЖУ зависят фильтрационные характеристики пластовых флюидов, гидрав-

жидкие лические сопротивления промысловых и магистральных трубопроводов, гидродина-

углеводороды, мические характеристики массообменных и теплообменных технологических про-

компонентно- цессов, параметры средств измерений объемов и масс потоков и пр. Поэтому расчет-

фракционный ные методы определения вязкости ЖУ весьма востребованы при решении задач про-

состав. ектирования и эксплуатации месторождений, сбора, промысловой подготовки, транс-

порта и переработки добываемого сырья. Keywords: Современные алгоритмы расчета вязкости ЖУ [1, 2] с точки зрения методологии

method можно разделить на следующие группы:

of calculation, 1) термодинамические, базирующиеся на использовании уравнений состояния;

viscosity, 2) эмпирические, основанные на использовании установленных корреляций

unstable liquid между динамической вязкостью и другими свойствами смеси - преимущественно

hydrocarbons, плотностью;

fractional analysis. 3) аддитивные, использующие для вычислений параметры состава смесей и вяз-

кости их компонентов.

Методики первой группы достаточно сложны для широкой практики. Эмпирические корреляции имеют ограниченную область применения. Аддитивный расчет вязкости ЖУ по их составам и свойствам компонентов представляется наиболее доступным, надежным в реализации и, как показывает практика, вполне приемлемым по точности вычислений.

Преимущества аддитивных алгоритмов особенно значимы при расчете вязкости газонасыщенных, или нестабильных - согласно сложившейся терминологии, жидких углеводородов (НЖУ). Поэтому с учетом экспериментальных исследований, методических разработок и практического опыта ведущего в Западной Сибири Сибирского научно-исследовательского института нефтяной промышленности (СибНИИНП) для расчета вязкости газонасыщенной нефти стандартизован аддитивный метод [3], базирующийся на использовании уравнения Кэндэла и Монро. В стандарте [3] состав нефти для расчета вязкости представлен азотом, углекислотой, легкими углеводородами до пентана включительно и обобщенным жидким псевдокомпонентом С6+, вязкость которого рассчитывается по тому же уравнению Кэндела и Монро исходя из состава и вязкости разгазированной нефти и стандартизованных значений кажущейся вязкости перечисленных выше легких компонентов.

Данный метод был успешно адаптирован в ООО «ТюменНИИгипрогаз» для расчетов вязкости углеводородных потоков на основе их более детализированных компонентно-фракционных составов (КФС) [4], в которых кроме индивидуальных легких углеводородов (до пентанов включительно), неуглеводородных и серосодержащих газов подробно представлена и жидкая часть в виде псевдокомпонентов - узких фракций, ранжированных по интервалам температур кипения или по числу атомов углерода, для которых экспериментально определены значения базовых

физико-химических свойств, в том числе вязкости при стандартных условиях. Это позволило повысить точность расчетов вязкости за счет детализации исходного состава и включить данный метод в комплекс моделей транспорта и переработки углеводородных потоков северных газоконденсатных (ГКМ) и нефтегазокон-денсатных (НГКМ) месторождений Западной Сибири как наиболее концептуально приемлемый для расчета вязкости ЖУ

В указанной интерпретации [4] уравнение Кэндэла и Монро имеет следующий вид: ( (г „Л 1 лУ

ису =

И-жу

V V

100

т, = 1,02-106 ■ M % + 5,48-10-

барический

тр = 4,24-105 ■МЖУ + 6,82-103;

где МЖУ - молярная масса ЖУ, вычисляемая по правилу аддитивности исходя из КФС ЖУ и молярных масс компонентов.

Соответственно, вязкость ЖУ при заданных давлении Р МПа, и температуре °С, рассчитывается по формуле:

ехр[тр (Р-0,101)]

м P-' = м су И-жу И-ЖУ

исследований физико-химических свойств узких фракций, в процессе которых определялись также величины плотности и температуры застывания. Молярные массы псевдокомпонентов наиболее корректно определяются расчетным методом по корреляции API1 [5]. Оптимальное применение данного метода проверено сопоставлением расчетных и справочных молярных масс для широкой гаммы углеводородов различного строения. Уравнение определения молярной массы псевдокомпонентов М, кг/моль, имеет вид:

(1)

M. = 20 48бе1Д65 -7-787127' +1'1582'10 т\-<, +

, TD126007Y 4,98308 + LKb, li '

(5)

где - динамическая вязкость ЖУ в СУ мПа-с; - молярная масса /-го компонента (псевдокомпонента); ц, - динамическая вязкость /-го компонента (псевдокомпонента) ЖУ в СУ мПа-с.

Для расчета динамической вязкости в других термобарических условиях используются вычисляемые в зависимости от молярной массы ЖУ поправочные коэффициенты вязкости [3, 4]:

• термический

(2)

(3)

(4)

ехр [ (Г -20)]

Необходимые для расчетов по приведенным уравнениям значения вязкости индивидуальных компонентов представлены в стандарте [3], молярные массы для них являются справочными величинами. Для псевдокомпонентов различных ГКМ и НГКМ северной части Западной Сибири установлены статистически достоверные, усредненные по типам пластовых флюидов (валанжин, ачим, нефть) значения вязкости, наработанные в процессе многолетних экспериментальных

где ТЯЬ = 1,8 • Ть - температурный параметр, К; Ть - температура кипения псевдокомпонента при давлении 0,101325 МПа, К;

0,99345р.

у. =-L + 0,00907 - относительная плот-

1000

ность псевдокомпонента по воде при 15,5 °С; р, - плотность /-го псевдокомпонента, кг/м3.

Методика расчета вязкости ЖУ в данной интерпретации почти 30 лет успешно использовалась при балансовых и теплогидравличе-ских расчетах в моделях промысловой подготовки, транспорта и переработки углеводородного сырья северных ГКМ и НГКМ Западной Сибири. При этом результаты расчетов вязкости, как правило, приемлемо соответствовали результатам измерений соответствующих ЖУ. Однако такое сравнение до недавнего времени было доступно лишь для разгазированных, или стабильных - согласно сложившейся терминологии, жидких углеводородов (СЖУ) ввиду отсутствия средств измерений и экспериментальных данных для НЖУ При этом для СЖУ (в частности, стабильного конденсата, дизельного топлива, авиакеросина) сравнения проводились преимущественно в СУ, поскольку именно в них нормируется вязкость и, соответственно, проводятся ее измерения для перечисленных продуктов.

1 API (англ. American Petroleum Institute) -

Американский институт нефти, национальная

неправительственная организация США,

занимающаяся исследованиями и техническим

регулированием в области нефтяной и газовой

промышленности. Одним из основных направлений

деятельности этой организации является разработка стандартов.

В 2012 г. в ООО «ТюменНИИгипрогаз» появилась возможность измерений вязкости не только СЖУ, но и НЖУ в различных термобарических условиях с помощью вискозиметра высокого давления электромагнитного типа БУ 1000. Его использование позволило выполнить комплекс исследований КФС и динамической вязкости для 13 проб НЖУ - нестабильных конденсатов различных валанжин-ских месторождений и ачимовских отложений, деэтанизированного конденсата и широкой фракции легких углеводородов с целью наработки экспериментальных данных для проверки и корректировки методики расчета вязкости ЖУ. Измерения вязкости выполнены в диапазонах температур 0-50 °С и давлений 5-20 МПа. Предварительно для сверки новой методики с постоянно действующей метрологически аттестованной проведено сопоставление нескольких значений динамической вязкости СЖУ, полученных при стандартных условиях с применением вискозиметра высокого давления Е1000 и вискозиметра Штабингера,

регулярно использующегося при стандартных измерениях вязкости. Относительное отклонение результатов измерений вискозиметров составило не более 3 %.

Посредством изложенной в статье методики для экспериментально полученных КФС перечисленных проб НЖУ по уравнениям (1)-(4) были рассчитаны значения вязкости, которые в дальнейшем сравнили с соответствующими экспериментальными величинами, полученными при соответствующих давлениях и температурах, с определением абсолютных и относительных отклонений (рис. 1). Среднее отклонение составило -11,8 %.

Анализ полученных результатов выявил практически монотонный рост отклонений по мере снижения температуры, что свидетельствует о превышении расчетных величин вязкости относительно экспериментальных и необходимости коррекции уравнения для расчета термического коэффициента. При этом подобных тенденций зависимости отклонений от давления не обнаружено (рис. 2).

£

я а * й

а н

£ «

га ^

Л й

м §

0 >

1 ^

50

40

30

20

10

-10

-20

-30

-40

-50

-60

-70

-Мш-

* V

А А

■У

Номер пробы

Значение вязкости:

проба: * 0°С » 10оС * 20°С среднее отклонение: — 0°С — 10°С — 20°С

30 °с 30 °с

50 °С 50 °С

Рис. 1. Относительные отклонения расчетных значений вязкости (см. уравнения (1)-(4)) от экспериментальных величин, сгруппированные по температурам исследований1

0

1 Здесь и далее на последующих рисунках под номером пробы следует понимать конкретное сочетание одного из составов ЖУ (всего исследовано 13 составов) и тех или иных термобарических условий определения вязкости.

§ й

а н

^ к

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

8 В

га ^

Л й

м К

а Л

Э ^

Ей 5

к «

О

5 н

и о

н м

3 ^

о ся

о я

¡5 о

30 20 10 0 -10 -20 -30 -40 -50 -60 -70

* А

А А

А/ А А д ^ ^ А А А А ** А Ч

; А * А * ^А * 1 . 1 * » 1 !

ж —:-г.,__ 1 А А АЛ А д АЖ Аа

Л А * А А А А ^ ^ А А А" А 4 ^ А А

А А А А А А АА А А А А А

А* ▲ ^

▲ ▲ А А А

▲ А

0505050505050505050505050505050505050

Номер пробы

Значение вязкости:

проба: * 0,0981 МПа а 5,1 МПа а 10,1 МПа а 15,1 МПа а 20,1 МПа

среднееотклонение: — 0,0981 МПа — 5,1 МПа — 10,1 МПа — 15,1 МПа — 20,1 МПа

Рис. 2. Относительные отклонения расчетных значений вязкости (см. уравнения (1)-(4)) от экспериментальных величин, сгруппированные по давлениям исследований

Следовательно, в целом изложенная методика приемлема для расчетов вязкости ЖУ однако нуждается в корректировке путем адаптации по результатам выполненных исследований. При этом для минимизации отклонений требуется скорректировать базовый расчет вязкости по уравнению (1) и расчет термического коэффициента по уравнению (2).

Исходя из вида уравнения (1) расчетная динамическая вязкость ЖУ зависит от динамической вязкости всех входящих в состав потока компонентов. Логично предположить, что в первую очередь нужно проводить корректировку обнародованных в научной литературе величин кажущейся вязкости газовых компонентов, растворенных в жидкой фазе, поскольку они существенно менее надежны, чем экспериментально полученные величины вязкости жидких компонентов и псевдокомпонентов. Поэтому для адаптации уравнения (1) по экспериментальным данным предприняты попытки уточнения кажущейся вязкости легких газообразных компонентов, растворенных в ЖУ, путем определения поправок на их сжимаемость. Наилучший результат достигнут с помощью линейной кор-

рекции путем умножения разности вязкостей изопентана и /-го газового компонента на постоянный подбираемый коэффициент. При этом установить какую-либо достаточно определенную статистически достоверную зависимость этого коэффициента от состава НЖУ не удалось, поэтому остановились на его усредненной величине, при которой получены минимальные разности средних значений расчетной и экспериментальной вязкости. Значение коэффициента, отвечающее указанному критерию, составило 0,342. Соответственно, для коррекции кажущейся вязкости легких газообразных компонентов получено уравнение:

ц = Ц0 + (1С" Ю0,342,

(6)

где ц, - скорректированная кажущаяся вязкость /-го легкого компонента, мПа-с; ц0 - стандартизованная в [3] кажущаяся вязкость /-го легкого компонента; - справочное значение вязкости изопентана, мПа-с. Рассчитанные значения кажущейся вязкости компонентов, полученные с учетом коррекции на сжимаемость, приведены в таблице.

Значения кажущейся вязкости растворенных в ЖУ газообразных компонентов

Компонент Динамическая вязкость при СУ*, мПа-с

по СТО 51.00.021-84 скорректированная на сжимаемость

Азот 0,120 0,156

Углекислота 0,260 0,248

Метан 0,044 0,106

Этан 0,085 0,133

Пропан 0,120 0,156

Изобутан 0,179 0,194

Нормальный бутан 0,171 0,189

* СУ - стандартные термобарические условия (20 °С и 0,1 МПа).

Для устранения зависимости от температуры отклонения расчетной вязкости от экспериментальной проведена коррекция констант уравнения расчета поправочного термического коэффициента. Подбор новых значений констант осуществлялся для всего массива выполненных экспериментальных исследований НЖУ, а также дополнительно для нескольких проб СЖУ по критерию минимизации расхождений средних относительных отклонений расчетных значений вязкости от экспериментальных в целом и для данных, сгруппированных отдельно при каждой из исследованных температур. По результатам такой обработки

изменены константы уравнения (2) для расчета термического коэффициента:

т, = 1,37-10-6 ■ Ы^у' + !

,7-10-

(7)

Среднее отклонение по 172 экспериментальным точкам в диапазоне температур для НЖУ и СЖУ после вышеизложенной коррекции уравнения составило -1,1 %, при этом максимальное среднее отклонение по модулю при различных температурах не превышает 2,2 %, что свидетельствует о хорошей адаптации скорректированной методики к экспериментальным данным (рис. 3, 4).

£

я а § Й

л Л

0 >

1 *

Н и

и о

Н И

з ^

о ся

о я

о

60 50 40 30 20 10 0 -10 -20 -30 -40 -50

Ч А

А А

' V

V

> V

.аУ

А.

ЙЙ—-

V а

0505050505050505050505050505050505050

Номер пробы

Значение вязкости:

проба: а 0°С а Ю°С а 20°С а 30°С а 50°С среднее отклонение: — 0°С — 10°С — 20°С — 30°С — 50°С

Рис. 3. Отклонения расчетных значений вязкости по адаптированной методике от экспериментальных величин при различных температурах

§ й

а н

^ к

8 В

га ^

Л й

м К

а Л

Э ^

Ей 5

к «

О

5 н

и о

н м

3 ^

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

о ся

о я

40 30 20 10 0 -10 -20 -30 -40 -50

* —Г

0505050505050505050505050505050505050

Номер пробы

Значение вязкости:

проба: * 0,0981 МПа а 5,1 МПа а 10,1 МПа а 15,1 МПа а 20,1 МПа

среднееотклонение: — 0,0981 МПа — 5,1 МПа — 10,1 МПа — 15,1 МПа — 20,1 МПа

Рис. 4. Отклонения расчетных значений вязкости по адаптированной методике от экспериментальных величин при различных давлениях

Для сравнения предлагаемой методики с другими наиболее известными - стандартизованными и используемыми в популярных системах технологического моделирования - проведено сопоставление выполненных по ним результатов расчетов динамической вязкости с экспериментальными данными во всем диапазоне ранее охарактеризованных исследований (для всех составов и термобарических параметров).

Сравнительный анализ результатов расчетов динамической вязкости разными методами показал, что наименьшее среднее отклонение от экспериментальных данных демонстрирует разработанная авторами адаптированная методика расчета динамической вязкости на базе уравнения Кэндела и Монро (рис. 5, см. «АдаптМетод»).

На основании изложенного разработанная методика рекомендуется к использованию

К Н

и Й ^ ^

° к К

<и " к

н ^ м

3

Л Л

СТО Адапт СТО Газпром

51.00.021-84 Метод 5.10

НУБУБ ОШББ ГазКондНефть

л ^

8 *

^ 3

к а

а я

ЕТ Я

С «

0,54

-11,79

-16,00

0 -5 -10 -15 -20 -25

° -30 -35

Рис. 5. Сравнительный анализ результатов расчета динамической вязкости НЖУ с применением различных методов

-21,09

-24,85

-29,11

5

для расчетов вязкости нестабильных и стабильных жидких углеводородных потоков га-зоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений - газового конденсата, нефти и продуктов их промысловой подготовки и переработки. В настоящее время ведется работа по включению ее в нормативный документ СТО Газпром 5.ХХ-2016. Методика прошла

метрологическую аттестацию ВНИИМ, согласно которой установлена ее относительная неопределенность от 7 до 15 % (при коэффициенте охвата 2 и доверительной вероятности 0,95) в диапазонах давлений 0,1-15,0 МПа и температур 10-50 °С. Общий диапазон устойчивой работы гарантируется при давлениях 0,1-30,0 МПа и температурах от -100 до 100 °С.

Список литературы

1. Рамазанова Э.Э. Прикладная термодинамика нефтегазоконденсатных месторождений / Э.Э. Рамазанова, Ф.Г. Велиев. - М.: Недра, 1986. - 223 с.

2. Калашников О. В. Инженерные расчетные модели технологических сред газопереработки. Ч. 4: Вязкость, теплопроводность и поверхностное натяжение / О.В. Калашников // Химическая технология. - 1991. - № 3. -

С. 28-34.

3. СТО 51.00.021-84. Расчет состава и свойств нефти, газа и воды нефтяных месторождений Главтюменнефтегаза. - Тюмень: СибНИИНП, 1985. - 39 с.

4. Касперович А. Г. Балансовые расчеты при проектировании и планировании переработки углеводородного сырья газоконденсатных

и нефтегазоконденсатных месторождений / А.Г. Касперович, Р.З. Магарил. - М.: КДУ, 2008. - 412 с.

5. API Technical data book. Petroleum refining, Fig. 2B2.1. - 1980.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.