ПЛОТНОСТЬ И УПРУГОСТЬ ПАРОВ ГРОЗНЕНСКОГО И НОВОУРЕНГОЙСКОГО ГАЗОВЫХ КОНДЕНСАТОВ В ЖИДКОЙ ФАЗЕ И НА ЛИНИИ НАЧАЛА КИПЕНИЯ Текст научной статьи по специальности «Физика»

УДК 665.6:536

Плотность и упругость паров грозненского и новоуренгойского газовых конденсатов в жидкой фазе и на линии начала кипения

Н.А. Овчинников1*, Е.Б. Григорьев2

1 ФГБОУ ВО «КГТА им. В.А. Дегтярева», Российская Федерация, 601910, Владимирская обл., г. Ковров, ул. Маяковского, д. 19

2 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., г.о. Ленинский, п. Развилка, пр-д Проектируемый № 5537, зд. 15, стр. 1

* E-mail: anikov@yandex.ru

Ключевые слова:

газовый конденсат, плотность, упругость паров, псевдокритическая температура.

Знание теплофизических свойств газовых конденсатов в широкой области параметров состояния имеет большое значение для обеспечения необходимых технологических режимов их добычи, транспорта и переработки. Исследованию теплофизических свойств газовых конденсатов посвящено множество работ отечественных и зарубежных исследователей, среди которых к числу наиболее фундаментальных по степени охвата экспериментальных данных и глубине теоретических обобщений в настоящее время следует отнести монографии под общей редакцией Б.А. Григорьева [1, 2]. Тем не менее следует признать, что работы в данном направлении продолжаются, и важным ресурсом для дальнейшего развития теоретических методов являются экспериментальные данные о теплофизических свойствах газовых конденсатов в широкой области параметров состояния. В настоящей работе приведены ранее неопубликованные данные о плотности и упругости паров двух образцов газовых конденсатов на линии кипения и в жидкой фазе при повышенных давлениях, а также результаты некоторых обобщений, полученные на их основе.

Экспериментальная техника и материалы

Для исследования были взяты и новоуренгойский газовые конденсаты. По стандартным методикам определены основные физико-химические свойства, такие как относительная плотность р20, показатель преломления п2£, молекулярная масса Ми сред-необъемная температура кипения Тъ (табл. 1).

Измерение плотности газовых конденсатов выполнено в жидкой фазе в интервале температур от 293 до 523 К и при давлениях до 87 бар на экспериментальной РУТ-установке, реализующей метод пьезометра постоянного объема [3, 4].

Тезисы. В статье приводятся результаты экспериментального исследования плотности и упругости паров двух образцов газовых конденсатов на линии начала кипения и в жидкой фазе в интервале температур от 361 до 525 К и давлениях до 87 бар. Экспериментальные данные обобщены на основе принципа соответственных состояний с применением характеристического параметра, учитывающего индивидуально-групповые особенности вещества.

Среднеквадратическая ошибка расчета плотности на линии начала кипения на основе полученных зависимостей составляет ±0,73 %, а упругости паров - ±11,3 %. Полученные зависимости справедливы в интервале приведенных температур т = 0,68.. .0,99.

Таблица 1

Физико-химические свойства газовых конденсатов

Наименование Pf П 20 "п M Г„, К

Грозненский газовый конденсат (ГГК) 0,6980 1,393 98,9 353,25

Новоуренгойский газовый конденсат (НУГК) 0,7322 1,408 102 373,95

Давление, бар

Рис. 1. Экспериментальные изотермы плотности газовых конденсатов в жидкой фазе

при повышенных давлениях

Экспериментальные изотермы плотности представлены на рис. 1. Средняя квадратическая погрешность определения плотности составляет ±0,04 %, возрастая до ±0,06 % вблизи линии начала кипения.

Экспериментальные данные о плотности и упругости паров на линии начала кипения определялись с помощью крупномасштабных графиков в точках излома экспериментальных изотерм.

На рис. 2 представлены данные о плотности (р8) и упругости (Р8) паров газовых конденсатов на линии начала кипения в зависимости от температуры.

3 700

!а

оТ 600 500 400 300 200 100 0

р5: ГГК НУГК

Р :

— ГГК — НУГК

42 &

ю

36 ^ 30 24 18 12 6 0

350 390 430 470 510 550

Температура Т, К

Рис. 2. Экспериментальные значения плотности и упругости паров газовых конденсатов на линии начала кипения

Результаты и обобщения

На основе полученного массива данных была выполнена проверка методики расчета плотности нефтепродуктов, которая основана на использовании изотермического уравнения состояния Тейта применительно к определению плотности газовых конденсатов в жидкой фазе при повышенных давлениях, а также плотности и упругости паров на линии начала кипения [3]. Приводимые [3] значения средне-квадратической ошибки расчета, актуальные для соответствующих интервалов приведенной температуры, представлены в табл. 2.

Как показывают результаты анализа, в интервале значений приведенной температуры до т = 0,85 погрешности расчета свойств газовых конденсатов [3] в целом соответствуют значениям, приведенным в табл. 2. Однако при значениях приведенной температуры от т = 0,85 и выше погрешности расчета плотности и упругости паров на линии начала кипения начинают существенно возрастать. Ошибки расчета плотности и упругости паров исследованных газовых конденсатов на основе формул методики [3] при значениях приведенной температуры т > 0,85 приведены в табл. 3.

Температурные функции коэффициентов уравнения Тейта [3] имеют ограниченные возможности относительно их экстраполяции за пределы рабочей области, оговоренные методикой, и перестают работать при т > 0,9.

Таким образом, актуальной задачей на будущее представляется оценка границ применения уравнения Тейта для расчета плотности

Таблица 2

Среднеквадратические ошибки расчета согласно [3]

Параметр Среднеквадратическая ошибка расчета, % т

Плотность на линии начала кипения ±0,45 0,65.0,9

Упругость паров на линии начала кипения ±8,3 0,65.0,9

Плотность в жидкой фазе при повышенных давлениях ±0,5 0,3.0,85

Таблица 3

Расчетные ошибки при значениях приведенной температуры т > 0,85

Свойство ГГК НУГК

т Ошибка расчета, % т Ошибка расчета, %

Плотность на линии начала кипения 0,910 +0,587 0,862 +0,858

Упругость паров на линии начала кипения +11,9 +27,8

Плотность на линии начала кипения 0,993 +7,4 0,938 +0,865

Упругость паров на линии начала кипения +6,85 +23,1

в жидкой фазе при повышенных давлениях в области приведенных температур т > 0,9 и разработка соответствующих температурных функций коэффициентов уравнения Тейта, применимых для данной области. Очевидно, что в данной области в качестве опорных значений для расчета плотности при повышенных давлениях по уравнению Тейта используются значения р8 и Р8 при соответствующей температуре.

В настоящей работе предпринята попытка на основе полученных экспериментальных данных разработать зависимости, позволяющие с более высокой точностью, чем на основе ранее названной методики [3], определить плотность и упругость паров газовых конденсатов на линии начала кипения в широкой области приведенных температур, включая околокритическую область. Основным ограничением в решении данной задачи стало практическое отсутствие экспериментальных данных о плотности и упругости паров газовых конденсатов при т > 0,9.

Поэтому к обобщению привлечены данные о плотности и упругости паров узкой фракции каталитического крекинга (КК), выкипающей в интервале температур 110.. .140 °С (110.. .140 К) [3] и уренгойского газового конденсата (УГК)1.

Экспериментальные данные обобщены на основе принципа соответственных состояний с допущением в отношении многокомпонентных углеводородных смесей неопределенного состава, к которым относятся газовые конденсаты, гипотезы о так называемой одножидкостной модели. При этом в качестве параметра приведения температуры принимались псевдокритические температуры Тс, К, рассчитанные по формуле Риази [5]:

Tc = 9,5233ехр(-9,314 -10 4 Гъ - 0,54444^ + 6,4791-10 4^p^T0'81067 ^)0'53691,

(1)

где р[5 - относительная плотность, г/см3.

Для пересчета относительной плотности р|0 в относительную плотность р[5 использована формула

р^ = 0,0112 + 0,99167p;;

(2)

Для обобщения данных о плотности и упругости паров на линии кипения в качестве параметра приведения были использованы значения плотности р8 и упругости паров

1 ГСССД 289-2013. Теплофизические свойства газового конденсата Уренгойского месторождения на линии начала

кипения (линии насыщения) и в жидкой фазе в диапазоне температур 250.. .600 К при давлении до 60 МПа /

Б.А. Григорьев, А.А. Герасимов, Е.Б. Григорьев. - М.: Стандартинформ, 2013. - 36 с.

при значении приведенной температуры т = 0,9, которые определялись на основе зависимостей плотности и упругости паров на линии кипения от приведенной температуры т = Т/Тс. Значения соответствующих параметров приведения р и Ра выделены непосредственно из экспериментальных данных.

Зависимость приведенной плотности

Р8 =-

от приведенной температуры т пред-

ставлена на рис. 3. Зависимость аппроксимирована уравнением вида

Р293 _ ть

пРт ^-Реп

(5)

где р™3 - плотность нефтепродукта при Т = 293 К; рРП - плотность н-пентана

Т

при Т = 293 К; т™ = —- - приведенная нормаль-

Тс

ная температура кипения нефтепродукта.

Зависимости параметров приведения р и Р^ от характеристического параметра С для четырех продуктов, участвовавших в обобщении, представлены на рис. 5 и аппроксимированы уравнениями (6) и (7):

р8 = -2,405х2 + 2,303т + 0,864.

(3)

Зависимость приведенной упругости паР

ров Р =

Р

от приведенной температу-

ры т представлена на рис. 4 и аппроксимирована уравнением вида

Р = 14,83т2 -18,89т + 6,044.

Для обобщения значений параметров приведения р и Р^ использован характеристический параметр С [3], опосредованно учитывающий индивидуально-групповые особенности углеводородного состава вещества

р, = -2097С2 + 1047С + 392,6;

1 ьт=0,9

Р = -350,8С2 + 71Л6С +15,35.

(6) (7)

(4)

В статье приведены результаты экспериментального исследования плотности в жидкой фазе при повышенных давлениях двух образцов газовых конденсатов в интервале температур от 361 до 525 К и при давлениях до 87 бар. Из имеющихся опытных данных выделены значения плотности и упругости паров газовых конденсатов на линии начала кипения (НК).

1,4

1,2

1,0

0,8

0,6

О О °о

О ГГК О НУГК О 110...140 °СКК О УГК

<ъ °о о

3 °о

о

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0 т

Рис. 3. Зависимость приведенной плотности р5* = р5/р5 о9 от приведенной температуры т

2,5

2,0

1,5

1,0

0,5

О ГГК О НУГК ■ О 110...140°СКК -О УГК

О О о °о

о о

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0 т

Рис. 4. Зависимость приведенной упругости паров Р* = Р5/Р от приведенной температуры т

0

& 20

га Ю

а.

s 18 16 14 12 10

0,10

..........

0,15

0,20

530 520 510 500 490 480

— 470 0,25 C

= 0,9 P : si = 0,9

О ГГК • ГГК

о НУГК • НУГК

О 110...140 °СКК i 110..140°СКК

о УГК • УГК

Рис. 5. Зависимость параметров приведения ps s и Ps от характеристического параметра C

Экспериментальные данные были обобщены на основе принципа соответственных состояний. Среднеквадратическая ошибка расчета плотности на линии НК на основе полученных зависимостей составляет ±0,73 %, а упругости паров - ±11,3 %. Полученные зависимости справедливы в интервале приведенных температур т = 0,68.0,99.

На основе полученных зависимостей рассчитаны значения плотности и упругости паров на линии кипения фракции НК...180 °С Троицко-Анастасьевской нефти, не участвовавшей в обобщении. Ошибка расчета плотности при т = 0,95 составила +0,62 %, а упругости паров - +9,24 %.

Список литературы

1. Григорьев Б.А. Теплофизические свойства и фазовые равновесия газовых конденсатов

и их фракций / Б.А. Григорьев, А.А. Герасимов, Г.А. Ланчаков; под общ. ред. Б.А. Григорьева. -М.: Издательский дом МЭИ, 2007. - 344 с.

2. Григорьев Б.А. Теплофизические свойства углеводородов нефти, газовых конденсатов, природного и сопутствующих газов: в 2 т. Т. 1 / Б.А. Григорьев, А.А. Герасимов, И.С. Александров; под общ. ред.

Б.А. Григорьева. - М.: Издательский дом МЭИ, 2019. - 735 с.

Овчинников Н.А. Плотность нефтяных фракций и нефтепродуктов, полученных физическими и каталитическими процессами переработки нефти: дисс. ... канд. техн. наук / Н.А. Овчинников. - М., 1993. - 169 с.

Шевченко Н.В. Экспериментальное исследование плотности нефтей и прямогонных нефтяных фракций до давлений 60 МПа: дисс. ... канд. техн. наук / Н.В. Шевченко. - Грозный, 1978. - 204 с.

Riazi M.-R. Characterization and properties of petroleum fractions / M.-R. Riazi. - 1st ed. p. cm. - Philadelphia, 2005. - 407 с. - (ASTM manual series: MNL50).

8

Density and elasticity of vapors saturated by Groznyy and Novyy Urengoy gas condensates being in liquid phase or at initial boiling line

N.A. Ovchinnikov1*, Ye.B. Grigoryev2

1 The Kovrov State Technological Academy named after V.A. Degtyarev, Bld. 19, Mayakovskogo street, Kovrov, Vladimir region, 601910, Russian Federation

2 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy urban district, Moscow Region, 142717, Russian Federation

* E-mail: anikov@yandex.ru

Abstract. The article presents the experimental data on density and elasticity of vapors for two samples of gas condensates at the initial boiling line (IBL) and in liquid phase against the temperature range of 361...525 K and pressures up to 87 bars. Authors generalized the data according to a corresponding states principle using a characteristic parameter leaning upon the individual-group specifics of a substance.

According to the derived dependencies, a mean root square error (MRSE) of density calculation at the IBL is ±0,73%, and a MRSE of vapor elasticity is ±11,3%. The represented dependencies are valid in the

0.68.0.99.interval of the reduced temperature.

Keywords: gas condensate, density, saturation pressure, pseudocritical temperature. References

1. GRIGORYEV, B.A., A.A. GERASIMOV, G.A. LANCHAKOV. Thermophysical properties and phase equilibria of gas condensates and their fractions [Teplofizicheskiye svoystva i fazovyye ravnovesiya gazovykh kondensatov i ikh fraktsiy]. Moscow: MPEI, 2007. (Russ.).

2. GRIGORYEV, B.A., A.A. GERASIMOV, I.S. ALEKSANDROV. Thermophysical properties of oil hydrocarbons, gas condensates, natural and associated gases [Teplofizicheskiye svoystva uglevodorodov nefti, gazovykh kondensatov, prirodnogo i soputstvuyushchego gazov]: in 2 vols. Moscow: MPEI, 2019, vol. 1. (Russ.).

3. OVCHINNIKOV, N.A. Density of oil fractions and oil products derived in course of physical and catalytic processes of oil refining [Plotnost neftyanykh fraktsiy i nefteproduktov, poluchennykh fizicheskimi i kataliticheskimi protsessami pererabotki nefti]. Candidate's thesis (engineering). Moscow Power Engineering Institute. Moscow, 1993. (Russ.).

4. SHEVCHENKO, N.V. Experimental study of density for oils and virgin oil fractions up to pressures of 60MPa [Eksperimentalnoye issledovaniye plotnosti neftey i pryamogonnykh neftyanykh fraktsiy do davleniy 60 MPa]. Candidate's thesis (engineering). Groznyy Oil Institute named after M.D. Millionshchikov. Groznyy, 1978. (Russ.).

5. RIAZI, M.-R. Characterization and properties of petroleum fractions. 1st ed. Philadelphia, 2005. ASTM manual series: MNL50.