Сравнение экспериментальных и расчетных данных

Сравнение некоторых экспериментальных и расчетных данных применительно к условиям обработки природных газов

Внимание! Содержание настоящего документа может отличаться от содержания документации ввиду постоянного совершенствования программы.



1. Плотность жидкости

     Известные кубические относительно объема уравнения состояния со значительной погрешностью представляют плотности даже неполярных жидкостей. Имеющаяся в «GIBBS» возможность использования метода Ханкинсона – Томсона позволяет решить эту проблему (таблица 1).

Таблица 1. Сравнение расчетных и экспериментальных плотностей (цитируются по [1] и [4]) жидких углеводородов.

Вещество/смесь

Т

Р

D эксп.

Расчет

(% мол.)

К

МПа

кг/м3

HYSYS

PRO-2(PR)

ГКН

GIBBS*

Метан(97.9) -

96.42

0.026

449.7

451.2

506.6

453.4

451.1

Этан(2.1)

114.93

1.31

423.4

426

477.6

425.4

425.8


128.18

3.25

403.5

408.2

455.4

407

407.8









Этан(49.54) -

172.81

0.027

607.6

614

653.1

598.3

611.7

Пропан(50.46)

229.16

0.37

541.1

543.4

581.1

533

544.6









Н-декан

250

0.1

762

763.7

695

764.5

763.7


300

0.1

724

726

674

722.3

726


400

0.1

645

644.9

617

643.7

645









Вода

293.15

0.1

998




1009.8


373.15

0.1

958




947









Метанол

273.15

0.1

810




832


223.15

0.1

858




888


     * - при включенной опции «Коррекция плотности легкой жидкости»



2. Вязкость жидкости

     Точности расчета вязкости чистых жидкостей иллюстрирует таблица 2.

Таблица 2.

Вещество

T, C

Вязкость, сП

источник



Эксп.

GIBBS


Метанол

-50

2.26

2.28

3


0

0.820

0.800

3


5

0.746

0.734

2


20

0.592

0.580

2


60

0.350

0.344

2






Пропан

-190

13.8

10.2

2


-140

0.984

1.001

2


-80

0.327

0.305

2


-40

0.205

0.193

2






Вода

0

1.79

1.46

4


50

0.549

0.621

4


100

0.284

0.331

4



3. Расчет условий ингибирования гидратообразования

     Для расчета понижения температуры гидратообразования в версиях с 3.3.3 используется выражение типа Нильсена – Баклина:


     В условиях GIBBS это выражение дает лучшие результаты, чем уравнение Хаммершмидта. Причем указанное уравнение используется до концентраций, не превышающих 55% ингибитора по массе. Если концентрация ингибитора превышает указанную, величина понижения температуры интерполируется между температурой замерзания чистого ингибитора и температурой, соответствующей его концентрации 55 % масс. По полученной прямой и находится величина понижения температуры, соответствующая заданной.

     В таблицах и на рисунке приведены сравнения с экспериментальными данными Нгэ – Робинсона:

Таблица 3. Условия образования гидратов в смеси метан - метанол - вода.

xCH3OH, % масс.

Р, Мпа

t эксп C [7]

t gibbs C

35

2.38

-22.3

-24.4

6.81

-12.9

-13.1

13.68

-5.4

-7.10

20.51

-3.1

-3.47

50

1.47

-40.1

-56.0

2.95

-33.1

-34.5

7.24

-25.8

-27.0

10.54

-22.8

-23.9

16.98

-17.9

-19.6



Таблица 4. Условия образования гидратов в смеси природный газ – метанол – вода. Состав газа, %мол.: азот (5.26), диоксид углерода (13.37), метан (73.9), этан (3.85), пропан (2.02), изобутан (0.8), н-бутан (0.8).

xCH3OH, % масс.

Р, МПа

t эксп C [7]

t gibbs C

35

0.362

-28.3

-40.0

0.60

-25.0

-26.8

1.39

-17.1

-16.3

3.61

-10.6

-9.10

7.29

-6.4

-3.41

13.82

-3.3

1.93

20.35

-0.1

5.40

50

1.41

-31.7

-30.7

3.45

-23.1

-24.0

7.25

-18.7

-18.2

14.25

-16.4

-12.5

20.28

-14.7

-9.3



Таблица 5. Образование гидратов в смеси метан – этиленгликоль – вода.

хЭГ, % масс.

Р, Мпа

t эксп C [7]

t gibbs C

10

2.42

-2.9

-5.2

3.40

0.3

-0.3

6.53

7.0

5.0

15.61

14.0

13.1

30

3.77

-5.6

-6.3

4.93

-3.4

-4.1

7.90

1.2

-0.2

16.38

6.7

6.2

50

9.90

-9.7

-9.2

15.24

-6.7

-5.5





























Рисунок 1. Сопоставление расчетных и экспериментальных данных по снижению температуры образования гидратов для смесей метан – метанол – вода, природный газ – метанол – вода и метан – этиленгликоль – вода.



4. Испарение метанола и воды в природном газе

     В системе "GIBBS" имеется возможность производить избирательную коррекцию коэффициентов парного взаимодействия для произвольных пар компонентов как функции температуры и давления. Эта возможность позволила разработать зависимости для расчета растворимости влаги и метанола, а также их растворов в природном газе. Такие расчеты могут быть полезными при анализе систем низкотемпературной сепарации природного газа с метанольным ингибированием гидратообразования.

     Расчет влагонасыщения может производиться при следующих условиях:

     - давление 2.0 - 20.0 МПа;
     - температура -40 ..+60 гpад.С;
     - присутствие пpимесей СО2 и Н2S в концентрациях до 40 % объемных.

     Расчет растворимости метанола в природном газе может пpоизводиться пpи следующих условиях:

     - давление 2.0 - 20.0 МПа;
     - темпеpатуpа -40 ..+40 гpад.С;
     - отсутствие пpимесей СО2 и Н2S в количестве, превышающем 10 % объемных.

     Предлагаемая методика позволяет рассчитать насыщенность газа парами пресной воды, метанола и их растворов при указанных условиях, но не растворимость метана в водометанольном растворе.

     Имеются две несколько отличающиеся настройки: CH-water-methanol и NG-water-methanol.

     При разработке методики коррекции равновесия в системах природного газа с водой и метанолом использовались данные [6,7,8,9]. Погрешность расчета влагосодержания в GIBBS по сравнению с данными [7] составляет не более 15 %:

Таблица 6.

Давление

Темпеpатуpа

Влагосодеpжание, г/нм3

кГс/см2

С

[5]

GIBBS,

настройка

NG-water-methanol

GIBBS,

настройка

CH-water-methanol

50

-40

0.0064

0.0059

0.0058

50

0

0.135

0.137

0.131

50

60

3.600

3.86

3.710

100

-40

0.0046

0.0054

0.0075

100

0

0.0890

0.0852

0.0920

100

60

2.08

2.07

2.086

150

-20

0.02

0.016

0.0237

150

0

0.0730

0.0584

0.0755

150

60

1.58

1.51

1.477



     Погpешность pасчета pавновесной концентpации метанола в газе составляет в сравнении с данными [6] не более 20 %:

Таблица 7.

Давление, МПа

Темпеpатуpа, К

Содержание СН4О в газе, г / м3

данные [6]

GIBBS,

настройка

NG-water-methanol

GIBBS,

настройка

CH-water-methanol

2

293

12.8

11.32

11.26

2

273

3.8

3.47

3.43

2

253

1.05

0.858

0.84

2

243

0.52

0.388

0.4

5

293

7.0

6.90

7.0

5

273

2.65

2.39

2.43

5

253

0.78

0.71

0.72

5

243

0.42

0.37

0.37

10

293

6.9

6.65

6.34

10

273

3.0

2.87

2.64

10

253

1.12

1.23

1.28

     При анализе испарения водометанольных растворов для сравнения с расчетом использовалась методика, изложенная в [8,10] и данные по растворимости чистых метанола и воды [6,7]. Результаты сравнения показаны ниже:


Таблица 8.

     Испарение в природном газе водометанольных растворов, г/м3
     PR - настройка CH-water-methanol
     (Концентрация метанола в растворе - 70 % масс)



чистого CH4O



СН4О над раствором



чистого H2O



Н2О над раствором

расчет

[6]

расчет

по [10]

расчет

[7]

расчет

по [10]

P=7.5

МПа

Т=253

К





0.81

0.93

0.566

0.53

0.027

0.027

0.0155

0.013

P=10

МПа

Т=273

К





2.64

2.98

1.79

1.76

0.092

0.105

0.051

0.052

P=12.5

МПа

Т=293

К





6.71

7.05

4.42

4.27

0.255

0.295

0.145

0.153


Таблица 9.

     Испарение в природном газе водометанольных растворов, г/м3
     PR - настройка NG-water-methanol
     (Концентрация метанола в растворе - 70 % масс)

Давление

Температура

Содержание СН4О над раствором

Содержание Н2О над раствором

Мпа

К

расчет

по [10]

расчет

по [10]

7.5

253

0.537

0.53

0.141

0.13

10

273

1.72

1.76

0.047

0.052

12.5

293

4.21

4.27

0.13

0.153



     Корреляция - NG-water-methanol немного более точно описывает испарение водо-метанольных растворов, как это следует из таблицы 9.

     Также можно сравнить результаты расчета влагосодержания и испарения метанола по GIBBS с данным, цитируемыми по [1]. Результаты этого сравнения представлены в таблицах 10 и 11.


Таблица 10. Литературные и расчетные данные по влагосодержанию метана.

P

T

% (мол.) водяных паров в газе

MPa

C

[11,12,13]

HYSYS

PRO-2

ГКН

GIBBS

NG-water-methanol

10

-40

0.00066

0.00042

0.00041

0.00061

0.00067

10

0

0.0110

0.0099

0.0100

0.0110

0.0107

10

20

0.037

0.035

0.035

0.037

0.0355

2.8

37.8

0.2708

0.2590

0.2590

0.2700

0.266

6.9

37.8

0.1275

0.1210

0.1210

0.1260

0.127

13.8

37.8

0.0794

0.0769

0.0769

0.0795

0.068

27.6

37.8

0.0556

0.0566

0.0566

0.0567

0.0504


Таблица 11. Литературные и расчетные данные по растворимости метанола в сжатом метане.

T,

Р,

% (мол.) метанола в газе

C

МПа

Эксп.

HYSYS

PRO-2

ГКН

GIBBS-PR

NG-water-methanol

-20

4.9

0.052

0.054

0.050

0.052

0.050

10

0.093

0.134

0.109

0.081

0.087

14.7

0.150

0.338

0.245

0.136

0.149

20

0.210

0.685

0.452

0.200

0.210

20

4.9

0.49

0.52

0.511

0.487

0.487

10

0.46

0.65

0.579

0.475

0.47

14.7

0.53

0.99

0.850

0.577

0.54

20

0.60

1.58

1.280

0.726

0.63


     Для использования описанной выше методики примените модель взаимодействия, объединяющую пары метан-метанол, метан-вода и метанол-вода «NG-water-methanol» или «CH-water-methanol».

     Модели взаимодействия также учитывает растворимость метанола в углеводородной фазе.

     Ниже представлены результаты работы корреляции «NG-water-methanol» в сравнении с экспериментальными данными:

Таблица 12. Экспериментальные и расчетные данные по растворимости метанола в углеводородной фазе.

P=1004 psia


Feed

Vapor

Organic

Aqueous

T=51.8 oF



GIBBS

DATA

GIBBS

DATA

GIBBS

DATA

Methane

Molar frac

0.18002

0.97177

0.97080

0.31751

0.28320

1.8E-05

2.79E-03

Propane

Molar frac

0.01560

0.02424

0.02533

0.09969

0.10260


6.60E-05

n-Heptane

Molar frac

0.07061

0.00297

0.00303

0.57957

0.61230


5.00E-06

H2O

Molar frac

0.61776

0.00025

0.00032

0.00160

0.00027

0.84219

0.83980

Methanol

Molar frac

0.11601

0.00077

0.00053

0.00163

0.00162

0.15779

0.15740

     DATA – [14]



Литература

  1. Калашников О.В., Иванов Ю.В., Будняк С.В. ВОПРОСЫ АДЕКВАТНОСТИ ТЕПЛОФИЗИЧЕСКОЙ БАЗЫ ПРОГРАММНЫХ СИСТЕМ HYSYS, PRO-2 И ГАЗКОНДНЕФТЬ. Экотехнологии и ресурсосбережение, Киев, 1999 г., N 6, стр.13-18.

  2. The Рroрerties of Gases and Liquids, 3rd Edition, R.C. Reid, J.M. Рrausnitz, T.K. Sherwood, McGraw Hill Book Comрany (1981).

  3. Т.М. Бекиров, Г.А. Ланчаков. Технология обработки газа и конденсата. Москва, НЕДРА, 1999, 596 с.

  4. К.Ф.Павлов, П.Г.Романков, А.А.Носков. Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии. Ленинград, Химия, 1981, 560 с.

  5. Robinson D.B., NG H.J. Hydrate formation and inhibition in gas or gas condensate streams // The Journal of Canadian Petroleum Technology. – 1976. – Vol. 25, №4. – pp. 26–30.

  6. Nielsen R.B., Bucklin R.W., Why Not Use Methanol for Hydrate Control. - Hydrocarbon Process., 1983, vol. 62, No 4, pp. 71-78.

  7. Robinson J.N., Wichert E., Moore R.C., Hendemann R.A., Charts Help Estimate H2O Content of Sour Gases. Oil & Gas Journ., 6, 1978, pp. 76-78.

  8. Истомин В.А., Бурмистров А.Г., Квон В.Г. Растворимость метанола в газовой фазе в системе природный газ - метанол - вода. (в сб. трудов ВНИИГАЗ, Особенности освоения месторождений прикаспийской впадины), - М., ВНИИГАЗ, 1986, с. 119-122.

  9. Степанова Г.С., Зайцев И.Ю., Бурмистров А.Г. Разработка сероводородсодержащих месторождений углеводородов.-М., "Недра", 1986, 163 с.

  10. Истомин В.А. и др. Пути сокращения расхода ингибиторов гидратообразования в системах подготовки газа Уренгойского месторождения. Обз. информ. М. ВНИИЭГазпром, 1987, Вып. 8, 48 с.

  11. Жданова Н.Б., Халиф А.А. Осушка природных газов. - М.: Химия, 1984.-189 с.

  12. Katz D.L., Cornell D., Kobayashi R. a. ot. Handbook of natural gas engineering.-N.-Y.: McGraw-Hill book co., 1964.

  13. Olds R.H., Sage B.H., Lacey W.N. Phase equilibria in hydrocarbon systems. Composition of the dew-point gas of the methane-water system. Ind.Eng.Chem.-1942.-Vol.34, N10.- pp. 1223-1227.

  14. Ng, H-J and C.-J. Chen, Research Report 149 Vapor-Liquid and Vapor-Liquid-Liquid Equilibria for H2S, CO2, Selected Light Hydrocarbons and a Gas Condensate in Aqueous Methanol or Ethylene Glycol Solutions, Gas Processors Association, Tulsa Oklahoma, 1995.