CC BY
72
----------------------------------------------- © А.А. Коршак, Т.В. Козлова,
2011
УДК 621.643.053
А.А. Коршак, Т.В. Козлова
СРАВНЕНИЕ МЕТОДОВ РАСЧЕТА ПАРАМЕТРОВ ГАЗОВЫХ СМЕСЕЙ
Представлено сравнение методов расчетов основных параметров природных газов на примере ряда месторождений РФ при различных температурах и давлениях. Уточнены диапазоны применения различных методик при расчете свойств газовых смесей.
Ключевые слова: газопровод, газовая смесь, природный газ, коэффициент сжимаемости, динамическая вязкость, теплоемкость, коэффициент Джоуля-Томсона.
Длительное время при проектировании и расчетах магистральных газопроводов основным руководящим документом были ОНТП 51-1-85 «Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть 1. Газопроводы» [1]. Однако в связи с развитием научнотехнических знаний и на основании Перечня приоритетных научно-
технических проблем ОАО «Газпром» на 2002-2006 гг. в настоящее время разработаны СТО Газпром 2-3.5-051-2006 «Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов» [2].
При анализе этого документа выявлено, что в разделе, посвященном гидравлическим расчетам магистральных
газопроводов, введены новые формулы расчета таких параметров газовых смесей как коэффициент сжимаемости z, динамическая вязкость ц, теплоемкость Cp и коэффициент Джоуля-Томсона Dp. Данные формулы сложнее использовавшихся ранее. В связи с этим большой интерес представляет вопрос о том какова разница между результатами, получаемыми по методикам, изложенным в вышеупомянутых документах.
В соответствии с поставленной задачей были рассчитаны основные параметры газовых смесей ряда месторождений РФ, компонентный состав которых представлен в табл. 1 [3].
Таблица 1
Компонентный состав природного газа месторождений РФ
Месторождения Объемная доля компонента, %
СН4 С2Н6 С3Н8 С4Н10 С5Н12 ГО2 N2
Уренгойское 98,8 0,07 0 0 0,01 0,29 0,8
Ямбургское 98,6 0,07 0,07 0,07 0,07 0,19 1,12
Медвежье 99,2 0,12 0 0 0,01 0,01 0,6
Бованенковское 99,0 0,028 0,007 0,003 0 0,063 0,855
Заполярное 98,4 0,07 0,01 0 0,01 0,2 1,3
Тазовское 98,6 0,1 0,03 0,02 0,01 0,2 1,0
Губкинское 98,4 0,13 0,01 0,005 0,01 0,15 1,3
Комсомольское 97,2 0,12 0,01 0 0,01 0,1 2,5
Юбилейное 98,4 0,07 0,01 0 0 0,4 1,1
Мессояхское 97,6 0,1 0,03 0,01 0,01 0,06 1,6
370
Таблица 2
Результаты расчетов коэффициента сжимаемости г и динамической вязкости
метры г
Давление, Па 8 9 10 11 12
Месторождения ОНТП СТО ОНТП СТО ОНТП СТО ОНТП СТО ОНТП СТО
288 Уренгойское 0,85 0,84 0,83 0,83 0,81 0,82 0,79 0,81 0,77 0,80
Ямбургское 0,84 0,84 0,82 0,83 0,80 0,81 0,78 0,80 0,76 0,80
Заполярное 0,84 0,84 0,82 0,83 0,81 0,82 0,79 0,81 0,77 0,80
Тазовское 0,84 0,84 0,83 0,83 0,81 0,82 0,79 0,81 0,77 0,80
Губкинское 0,84 0,84 0,82 0,83 0,81 0,82 0,79 0,81 0,77 0,80
293 Уренгойское 0,86 0,85 0,84 0,84 0,82 0,83 0,80 0,82 0,78 0,81
Ямбургское 0,85 0,85 0,83 0,84 0,82 0,83 0,80 0,82 0,78 0,81
Заполярное 0,85 0,85 0,84 0,84 0,82 0,83 0,80 0,82 0,78 0,81
Тазовское 0,86 0,85 0,84 0,84 0,82 0,83 0,80 0,82 0,78 0,81
Губкинское 0,85 0,85 0,84 0,84 0,82 0,83 0,80 0,82 0,78 0,81
298 Уренгойское 0,87 0,86 0,85 0,85 0,83 0,84 0,81 0,83 0,80 0,83
Ямбургское 0,86 0,86 0,85 0,85 0,83 0,84 0,81 0,83 0,79 0,82
Заполярное 0,86 0,86 0,85 0,85 0,83 0,84 0,81 0,83 0,80 0,82
Тазовское 0,86 0,86 0,85 0,85 0,83 0,84 0,81 0,83 0,80 0,82
Губкинское 0,86 0,86 0,85 0,85 0,83 0,84 0,81 0,83 0,80 0,82
303 Уренгойское 0,87 0,87 0,86 0,86 0,84 0,85 0,83 0,84 0,81 0,84
Ямбургское 0,87 0,87 0,86 0,86 0,84 0,85 0,82 0,84 0,81 0,83
Заполярное 0,87 0,87 0,86 0,86 0,84 0,85 0,83 0,84 0,81 0,84
Тазовское 0,87 0,87 0,86 0,86 0,84 0,85 0,83 0,84 0,81 0,84
Губкинское 0,87 0,87 0,86 0,86 0,84 0,85 0,83 0,84 0,81 0,84
308 Уренгойское 0,88 0,88 0,87 0,87 0,85 0,86 0,84 0,86 0,82 0,85
Ямбургское 0,88 0,88 0,86 0,87 0,85 0,86 0,83 0,85 0,82 0,85
Заполярное 0,88 0,88 0,87 0,87 0,85 0,86 0,84 0,85 0,82 0,85
Тазовское 0,88 0,88 0,87 0,87 0,85 0,86 0,84 0,85 0,82 0,85
Губкинское 0,88 0,88 0,87 0,87 0,85 0,86 0,84 0,85 0,82 0,85
И
М
Я
-
О
-
О
Я
п
©
а
8
а
с
я
а
н
я
а
с
к
к
Я
п
о
а
и
Окончание табл. 2
371
И
М
Я
-
О
-
О
Я
п
©
а
я
а
с
я
а
н
я
а
с
к
к
X
п
о
а
и
аметры ц*10-5, Пас
Давление, Па 8 9 10 11 12
Месторождения ОНТП СТО ОНТП СТО ОНТП СТО ОНТП СТО ОНТП СТО
288 Уренгойское 1,30 1,30 1,35 1,35 1,42 1,40 1,49 1,45 1,57 1,50
Ямбургское 1,30 1,30 1,36 1,35 1,42 1,40 1,49 1,45 1,57 1,51
Заполярное 1,30 1,30 1,35 1,35 1,42 1,40 1,49 1,45 1,57 1,50
Тазовское 1,30 1,30 1,35 1,35 1,42 1,40 1,49 1,45 1,57 1,50
Губкинское 1,30 1,30 1,35 1,35 1,42 1,40 1,49 1,45 1,57 1,50
293 Уренгойское 1,30 1,31 1,36 1,35 1,42 1,39 1,49 1,44 1,56 1,49
Ямбургское 1,31 1,30 1,36 1,35 1,42 1,39 1,49 1,44 1,57 1,50
Заполярное 1,30 1,30 1,36 1,35 1,42 1,39 1,49 1,44 1,57 1,49
Тазовское 1,30 1,30 1,36 1,35 1,42 1,39 1,49 1,44 1,57 1,49
Губкинское 1,30 1,30 1,36 1,35 1,42 1,39 1,49 1,44 1,57 1,49
298 Уренгойское 1,31 1,31 1,36 1,35 1,42 1,39 1,49 1,44 1,56 1,48
Ямбургское 1,31 1,31 1,37 1,35 1,43 1,39 1,49 1,44 1,57 1,49
Заполярное 1,31 1,31 1,36 1,35 1,42 1,39 1,49 1,44 1,56 1,49
Тазовское 1,31 1,31 1,36 1,35 1,42 1,39 1,49 1,44 1,56 1,48
Губкинское 1,31 1,31 1,36 1,35 1,42 1,39 1,49 1,44 1,56 1,49
303 Уренгойское 1,32 1,32 1,37 1,35 1,43 1,39 1,49 1,43 1,56 1,48
Ямбургское 1,32 1,31 1,37 1,35 1,43 1,39 1,50 1,44 1,57 1,48
Заполярное 1,32 1,32 1,37 1,35 1,43 1,39 1,49 1,43 1,56 1,48
Тазовское 1,32 1,32 1,37 1,35 1,43 1,39 1,49 1,43 1,56 1,48
Губкинское 1,32 1,32 1,37 1,35 1,43 1,39 1,49 1,43 1,56 1,48
308 Уренгойское 1,33 1,32 1,38 1,36 1,43 1,39 1,50 1,43 1,56 1,47
Ямбургское 1,33 1,32 1,38 1,36 1,44 1,39 1,50 1,43 1,57 1,48
Заполярное 1,33 1,32 1,38 1,36 1,43 1,39 1,50 1,43 1,56 1,47
Тазовское 1,33 1,32 1,38 1,36 1,43 1,39 1,50 1,43 1,56 1,47
Губкинское 1,33 1,32 1,38 1,36 1,43 1,39 1,50 1,43 1,56 1,47
372
Таблица 3
Результаты расчетов теплоемкости Ср и коэффициента Джоуля-Томсона Dp
аметры Ср, кДж-кг ‘-К 1
Давление, Па 8 9 10 11 12
Месторождения ОНТП СТО ОНТП СТО ОНТП СТО ОНТП СТО ОНТП СТО
288 Уренгойское 2,87 2,89 2,95 2,99 3,04 3,10 3,12 3,20 3,20 3,29
Ямбургское 2,87 2,88 2,95 2,98 3,04 3,09 3,12 3,19 3,20 3,29
Заполярное 2,87 2,88 2,95 2,99 3,04 3,09 3,12 3,19 3,20 3,29
Тазовское 2,87 2,89 2,95 2,99 3,04 3,09 3,12 3,20 3,20 3,29
Губкинское 2,87 2,88 2,95 2,99 3,04 3,09 3,12 3,19 3,20 3,29
293 Уренгойское 2,85 2,84 2,93 2,94 3,00 3,04 3,08 3,13 3,16 3,22
Ямбургское 2,85 2,83 2,93 2,93 3,00 3,03 3,08 3,12 3,16 3,21
Заполярное 2,85 2,84 2,93 2,94 3,00 3,03 3,08 3,13 3,16 3,22
Тазовское 2,85 2,84 2,93 2,94 3,00 3,03 3,08 3,13 3,16 3,22
Губкинское 2,85 2,84 2,93 2,94 3,00 3,03 3,08 3,13 3,16 3,22
298 Уренгойское 2,83 2,81 2,90 2,89 2,98 2,98 3,05 3,07 3,12 3,15
Ямбургское 2,83 2,79 2,90 2,88 2,98 2,97 3,05 3,06 3,12 3,15
Заполярное 2,83 2,80 2,90 2,89 2,98 2,98 3,05 3,07 3,12 3,15
Тазовское 2,83 2,80 2,90 2,89 2,98 2,98 3,05 3,07 3,12 3,15
Губкинское 2,83 2,80 2,90 2,89 2,98 2,98 3,05 3,07 3,12 3,15
303 Уренгойское 2,81 2,77 2,88 2,85 2,95 2,93 3,02 3,01 3,09 3,09
Ямбургское 2,81 2,76 2,88 2,84 2,95 2,92 3,02 3,00 3,09 3,08
Заполярное 2,81 2,77 2,88 2,85 2,95 2,93 3,02 3,01 3,09 3,09
Тазовское 2,81 2,77 2,88 2,85 2,95 2,93 3,02 3,01 3,09 3,09
Губкинское 2,81 2,77 2,88 2,85 2,95 2,93 3,02 3,01 3,09 3,09
308 Уренгойское 2,79 2,74 2,86 2,82 2,93 2,89 2,99 2,96 3,06 3,04
Ямбургское 2,79 2,73 2,86 2,80 2,93 2,88 2,99 2,95 3,06 3,03
Заполярное 2,79 2,74 2,86 2,81 2,93 2,89 2,99 2,96 3,06 3,03
Тазовское 2,79 2,74 2,86 2,82 2,93 2,89 2,99 2,96 3,06 3,03
Губкинское 2,79 2,74 2,86 2,81 2,93 2,89 2,99 2,96 3,06 3,03
И
М
Я
-
О
-
О
Я
п
©
а
8
а
с
я
а
н
я
а
с
к
к
X
п
о
а
и
373
Окончание табл. 3
И
О
Я
п
©
а
8
а
с
я
а
н
я
а
н
к
к
я
о
а
и
аметры Dp, К/МПа
Давление, Па 8 9 10 11 12
Месторождения ОНТП СТО ОНТП СТО ОНТП СТО ОНТП СТО ОНТП СТО
288 Уренгойское 3,59 3,96 3,49 3,78 3,40 3,59 3,31 3,40 3,22 3,20
Ямбургское 3,59 3,99 3,49 3,81 3,40 3,62 3,31 3,42 3,22 3,22
Заполярное 3,59 3,97 3,49 3,79 3,40 3,60 3,31 3,40 3,22 3,20
Тазовское 3,59 3,96 3,49 3,78 3,40 3,60 3,31 3,40 3,22 3,20
Губкинское 3,59 3,97 3,49 3,79 3,40 3,60 3,31 3,40 3,22 3,20
293 Уренгойское 3,48 3,82 3,39 3,66 3,30 3,48 3,22 3,30 3,14 3,21
Ямбургское 3,48 3,86 3,39 3,69 3,30 3,51 3,22 3,33 3,14 3,14
Заполярное 3,48 3,83 3,39 3,67 3,30 3,49 3,22 3,31 3,14 3,12
Тазовское 3,48 3,83 3,39 3,66 3,30 3,49 3,22 3,31 3,14 3,12
Губкинское 3,48 3,83 3,39 3,66 3,30 3,49 3,22 3,31 3,14 3,12
298 Уренгойское 3,37 3,69 3,29 3,54 3,20 3,37 3,13 3,21 3,05 3,03
Ямбургское 3,37 3,72 3,29 3,57 3,20 3,40 3,13 3,23 3,05 3,06
Заполярное 3,37 3,70 3,29 3,55 3,20 3,38 3,13 3,21 3,05 3,04
Тазовское 3,37 3,69 3,29 3,54 3,20 3,38 3,13 3,21 3,05 3,04
Губкинское 3,37 3,70 3,29 3,55 3,20 3,38 3,13 3,21 3,05 3,04
303 Уренгойское 3,27 3,56 3,19 3,42 3,11 3,27 3,04 3,11 2,97 2,95
Ямбургское 3,27 3,60 3,19 3,45 3,11 3,30 3,04 3,14 2,97 2,97
Заполярное 3,27 3,57 3,19 3,43 3,11 3,28 3,04 3,12 2,97 2,96
Тазовское 3,27 3,57 3,19 3,42 3,11 3,27 3,04 3,12 2,97 2,96
Губкинское 3,27 3,57 3,19 3,43 3,11 3,28 3,04 3,12 2,97 2,96
308 Уренгойское 3,16 3,44 3,09 3,31 3,02 3,17 2,95 3,02 2,89 2,87
Ямбургское 3,16 3,48 3,09 3,34 3,02 3,19 2,95 3,05 2,89 2,89
Заполярное 3,16 3,45 3,09 3,32 3,02 3,18 2,95 3,03 2,89 2,88
Тазовское 3,16 3,45 3,09 3,31 3,02 3,17 2,95 3,03 2,89 2,87
Губкинское 3,16 3,45 3,09 3,32 3,02 3,18 2,95 3,03 2,89 2,88
1
/
/
г / /
. /
/
/
N
11 12 Рср, МПа
1313.3 14
—*— Уренгойское —•— Ямбургс кое Медвежье
Бованенковское —*— Заполярное —•— Тазовское
■ Губкинекое Комсомольское Юбилейное
Мессояхское
/
1
/
у ;
\л
8 9 10 11 12 Рсрг МПа 13 14 15
—*— Уренгойское И Ямбургс кое Медвежье
Бованенковское —*— Заполярное • Тазовское
—|— Губкинское Комсомольское Юбилейное
Мессояхское
б
а
в
г
Рис. 1. Графики зависимостей относительной погрешности расчета е от величины среднего давления Рср при температуре 278К при расчете: а - коэффициента сжимаемости z; б - расчете динамической вязкости ц; в - теплоемкости Ср; г - коэффициента Джоуля-Томсона Dp
Для каждого из месторождений природного газа были рассчитаны коэффициент сжимаемости 2, динамическая вязкость л, теплоемкость Ср и коэффициент Джоуля-Томсона Dp по методикам, изложенным в [1, 2]. Результаты расчетов для пяти выбранных из рассмотренных в таблице 1 месторождений при пяти различных температурах и давлениях приведены в табл. 2-3.
На основании полученных данных были построены графики зависимостей относительной погрешности расчета указанных параметров е от величины среднего давления Рср для средних температур природного газа от 273К до 308К. Графики зависимостей при средней температуре газа 278К представлены на рисунке.
Из данных графиков видно, что, как и предполагалось, в области относительно низких давлений отклонение результатов расчета параметров газовых смесей по рассматриваемым методикам [1, 2] незначительно. Так выявлено, что формулы, изложенные
1. СТО Газпром 2-3.5-051-2006. Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2006. - 196 с.
2. ОНТП 51-1-85. Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магист-
в методике [1], при средней температуре газа 278 К в пределах инженерной погрешности 5 % могут быть использованы как и формулы методики [2] до давления 11,9 МПа при расчете коэффициента сжимаемости 2, до 13,3 МПа при вычислении динамической вязкости л и до давления 11,3 МПа при определении теплоемкости Ср. Для остальных температур природного газа от 273 К до 308 К максимальное давление, при котором достигается 5 % погрешность, составляет около 12 МПа. Это означает, что в указанной области (до 12 МПа) формулы ОНТП 51-1-85 могут быть использованы, наряду с формулами СТО Газпром 2-3.5051-2006. Исключение составляет только расчет коэффициента Джоуля-Томсона. Однако, учитывая, что вклад расширения газа в температурный режим магистральных газопроводов относительно невелик, можно распространить сделанную выше рекомендацию и на коэффициент Dp.
-------------- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
ральные трубопроводы. Часть 1. Газопроводы. - М.:, 1986. - 202 с.
3. Волков М.М., Михеев А.Л., Конев К.А. Справочник работника газовой промышленности. - М: Недра, 1989. - 279 с. ЕШ
КОРОТКО ОБ АВТОРАХ -------------------------------------------------------------------------
Коршак А.А. - доктор технических наук, профессор, зав. кафедрой, [email protected] Козлова Т.В. - аспирант, [email protected]
Санкт-Петербургский государственный горный университет, кафедра Транспорта и хранения нефти и газа.
А
