Моделирование поведения кажущихся плотностей отдельных компонентов углеводородной смеси

  Главная       Учебники Газпром      СТО Газпром 5.1-2005

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  1  2  3  4 

 

 

Приложение Б (рекомендуемое)

Моделирование поведения кажущихся плотностей отдельных компонентов углеводородной смеси в зависимости от ее состава и совокупной плотности

В практике инженерных расчетов постоянно требуются данные по плотности сложных углеводородных систем в жидком состоянии как стабильных, так и нестабильных, которые, как правило, рассчитываются по компонентному составу этих систем. Традиционно эта задача решается на основе правила аддитивности парциальных мольных объемов компонентов смеси. При этом принимается, что мольные объемы отдельных компонентов в растворе

– их кажущиеся плотности – остаются неизменными и независимыми от состава смеси. Плотности смеси рассчитываются по следующей формуле

3

 

смеси = 1000/(mi  10/i), (Б.1) где mi – содержание компонента в смеси, % масс;

i – кажущая плотность компонента при нормальных условиях, кг/м .

Расчет смеси по формуле (Б.1) дает значение плотности смеси при стандартных условиях – 101,32 кПа и 20°С. Для пересчета плотности смеси для других температур и давлений

применяются соответствующие алгоритмы.

Известен метод определения плотности смеси при атмосферных условиях (р=0,1 МПа и Т=288,7 К) и нахождении поправок на сжимаемость смеси и ее термическое расширение. Стендинг и Катц приняли, что при атмосферных условиях состояние смесей жидких, парафиновых углеводородов незначительно отличается от состояния идеальных растворов. В этом

случае, если известен состав жидкости хi (в молярных долях) и плотность i

индивидуальных

компонентов, составляющих смесь, то плотность смеси при атмосферных условиях:


 


 

см

 

где m

image

image

,


 

– масса смеси, кг;

3


 

(Б.2)

Vсм – объем смеси, м ;

m

 

i

 

  • масса i-го компонента, кг;

    3

    i – объем i-го компонента, м ;

    М

     

    i

     

  • молекулярный вес i-го компонента;

i – плотность i-го компонента.

Как известно, в жидких углеводородных смесях при повышенном давлении растворены газообразные углеводороды, которые при атмосферных условиях находятся в газообразном состоянии. Поэтому для вычисления плотности пластовой смеси жидких углеводородов при атмосферных условиях по (Б.2) было введено понятие «кажущейся» плотности метана и этана в псевдожидком состоянии при 101,32 кПа и 288,6 К. Кажущаяся плотность газового

компонента при атмосферных условиях является корреляционной величиной, используемой для расчета ат смеси.

Кажущаяся плотность метана и этана зависит от плотности жидкой смеси при 101,32 кПа

3

 

и 288,6 К С + и содержания метана и этана.

Если массовое содержание метана и этана в пластовой смеси не превышает 5 %, то кажущуюся плотность метана и этана можно принять постоянной, равной соответственно 336 кг/м3 и 463 кг/м3.

Для определения плотности смеси при атмосферных условиях с учетом кажущейся плотности метана и этана Стендинг и Катц разработали номограмму, которая описывается уравнением (Б.1).

Поправку к плотности ат на сжимаемость Δр жидкой смеси при заданном давлении и

значении ат находят по кривым на рисунке Б.1. Уточненное значение плотности смеси

р = ат + Δр. (Б.3)

Поправку к плотности рр на тепловое расширение Δt при заданной температуре и значении р находят по кривым на рисунке Б.2. Искомое значение плотности смеси состава хi при заданных давлении и температуре, отличных от 0,1 МПа и 288,7 К

рt = рр  Δt. (Б.4)

Описанная методика определения плотности применима для жидких углеводородных смесей при температурах не ниже 283 К. Плотность смеси не должна быть меньше 480 кг/м3.

Если состав жидкой смеси не известен, то для оценки ее плотности пользуются номограммами Эллиотта и Келли. Эти номограммы получены в результате обработки экспериментальных данных Сейджа и Леси. Расчеты, проведенные по номограммам Эллиотта и Келли, дают расхождение между экспериментальными и найденными по графикам величинами плотности и составляет примерно 0,5 %, если молекулярная масса смеси меньше 150, а температура смеси находится в пределах от 277 до 477 К, а давление – от 0,1 до 69,6 МПа.


 

image image


 

image image image image image image image image image


 

image


 

Рисунок Б.1 – Поправка к плотности на сжимаемость (по Стендингу и Катцу)


 

Таким образом, установлен факт, что метан и этан не подчиняются правилу неизменности мольных объемов, их объемы и кажущиеся плотности сильно зависят от состава смеси. Часто в инженерных расчетах пренебрегают изменением кажущихся плотностей ме-

тана и этана, и они также принимаются постоянными. Причем чаще всего значения кажущихся плотностей принимаются при нормальных условиях: для метана – 336 кг/м3, а для этана – 463 кг/м3 [3].

Данный способ расчета был проверен на значительном массиве стабильных продуктов – нефтей, углеводородных конденсатов и их фракций, а также на массиве нестабильных и деэтанизированных конденсатов с содержанием суммы метана и этана от 1,5 % до 15 % массовых.


 

image image


 

image image image image image image image image


 

image


 

Рисунок Б.2 – Поправка к плотности на тепловое расширение (по Стендингу и Катцу)


 


 

Нестабильные конденсаты дегазировались с отделением газа и стабильного конденсата и определением объемно-массовых соотношений при дегазации. Газы дегазации и стабильные конденсаты исследовались методом капиллярной хроматографии, при этом определялся их компонентно-фракционный состав от метана до н-пентана в виде индивидуальных компонентов, а далее в компонентно-фракционной форме с ранжированием фракций по температурам кипения через 10 оС до конца кипения. Все процедуры разгазирования нестабильных конденсатов и определения составов газов и стабильных конденсатов производились в соответствии с ММ 51-00159093-004-04 [12].

Кроме того, отобранные пробы стабильных конденсатов подвергались разгонке на узкие 10о фракции на аппарате с ректификационной колонной в 15 теоретических тарелок в соответствии с ASTM D2892-90 [15]. При этом применялась сложная каскадная перегонка на двух аппаратах – с диаметрами колонок 50 и 28 мм. В результате из 8-10 кг продукта получалось 60-70 г остатка, который дальше уже нельзя было перегонять методами ректификации из-за

его малого количества. Такой сложной каскадной ректификацией перегонялось более 99 % исходного продукта. Остаток перегонялся дальше под вакуумом на аппарате в одну теоретическую тарелку (процессом постоянного испарения). При этом отбиралось еще 6-8 фракций. Таким образом, конденсаты перегонялись настолько глубоко, что эквивалентная температура конца кипения достигала 600-620 оС. По этой же технологии перегонялись и нефти.

Отобранные узкие фракции анализировались с определением плотности при 20 оС. Полученный массив плотностей фракций наносился на график в зависимости от логарифма нормальной температуры кипения. При необходимости значения плотностей тяжелых фракций экстраполировались в область высоких температур кипения линейной зависимостью на этом поле значений.

Компонентно-фракционный состав стабильных и нестабильных конденсатов определялся, как было отмечено выше, хроматографическим методом в соответствии с ММ 5100159093-004-04 [12]. Полученные подобным образом компонентно-фракционные составы со значениями плотности узких фракций были обсчитаны с определением плотности исходных продуктов по вышеприведенному алгоритму.

Кроме того, у исследованных нестабильных и стабильных нефтей и конденсатов была определена плотность экспериментально. Плотность продуктов определялась в диапазоне температур от плюс 50 до минус 10 оС и в диапазоне давлений от 0,1 до 16,0 МПа с помощью плотномера высокого давления вибрационного типа. Конструкция и принцип действия плотномера приведены ниже.

Принцип действия вибрационного плотномера основан на изменении резонансной частоты колебаний трубчатого камертона от массы ветвей камертона. В свою очередь масса ветвей зависит от плотности жидкости, заполняемой трубки камертона. Таким образом, изменение плотности жидкости, протекающей по трубкам ветвей камертона, вызывает изменение резонансной частоты и, соответственно, периода колебаний, который измеряется и преобразуется в значения плотности. Принцип устройства чувствительного элемента (сенсора) плотномера и блок-схема его включения изображены на рисунке А.3.

Схема возбуждения колебаний трубчатого камертона вибрационного плотномера проста (см. рисунок Б.3). Ветви камертона возбуждаются на собственной частоте, благодаря положительной электромеханической обратной связи, которая охватывает собственно камертон 1, датчик 2, электромагнитный возбудитель колебаний 3, и усилитель 6. Далее сигнал в виде последовательности электрических импульсов поступает в устройство преобразователя аналоговых сигналов в цифровой вид 7, где происходит измерение периода следования и преобразование в значения плотности по формуле

 = а  2 – b , (Б.5)

где  – плотность протекающей жидкости, кг/м3;

 – период колебаний ветвей камертона плотномера, млс;

a и b – безразмерные коэффициенты, вводимые при калибровке.

Давление в плотномере создается с помощью ручного пресса, подключенного к плотномеру через контейнер высокого давления с исследуемой жидкостью (на рисунке не показаны). Ветви камертона плотномера помещаются в воздушный термостат. Ввиду того, что на момент получения экспериментальных данных плотномер не был аттестован, его калибровка проводилась по эталонным жидкостям непосредственно при проведении измерений плотности нестабильных углеводородных смесей.


 

image


 

Рисунок А.3 – Электрическая блок-схема вибрационного плотномера:

1 – камертон из металлической трубки; 2 – электромагнитный датчик колебаний; 3 – электромагнитный возбудитель колебаний; 4 – датчик температуры; 5 – датчик

давления; 6 – усилитель-формирователь электрических импульсов; 7 – преобразователь аналоговых сигналов в цифровой вид измеряемых физических параметров (плотности, температуры, давления); 8 – преобразователь интерфейса (RS 232); 9 – ПК.

С использованием описанного плотномера при 20 оС были получены значения плотностей стабильных конденсатов при атмосферном давлении и значения плотностей нестабильных конденсатов под давлением. Замеренная плотность нестабильных конденсатов экстраполировалась к атмосферному давлению (760 мм. рт. ст), т.е. к стандартным условиям. Этой процедурой была получена кажущаяся плотность нестабильного конденсата при нормальных условиях, и эти данные можно сравнивать со значениями кажущихся плотностей конденсатов, полученными расчетом по компонентно-фракционному составу и известным (экспериментальным) значениям плотности узких фракций. Расчет проводился по формуле (Б.1), основанной на постоянстве мольных объемов компонентов не зависимо от плотности смеси.

В таблице Б.1 приведено сравнение экспериментально определенных кажущихся плотностей продуктов с расчетными значениями плотностей этих же продуктов.

image

Как видно из таблицы Б.1, расчетная плотность нестабильного конденсата выше экспериментально измеренной на весьма разную величину. Для товарного нестабильного конденсата отклонение составляет 5,3-8,6 кг/м3. Для нестабильного конденсата из входного сепаратора установок УКПГ эта разница составляет 5,8-35,6 кг/м3. Для легкого конденсата ступени НТС разница достигает 53,6-102,2 кг/м3. Причем наблюдается закономерность: чем больше содержание в конденсате метана и этана – тем больше отклонение рассчитанной плотности по стандартной модели от экспериментально измеренной. Эти факты говорят о том, что положенный в традиционную расчетную модель плотности принцип постоянства мольного объема компонента неверен.


 

Таблица Б.1 – Сравнение экспериментальных и расчетных значений плотности НК при стандартных условиях


 

image

Другой подход к решению этой задачи сделан в методике расчета МР 107 [10], созданной в развитие МИ 2311-94 [11]. Методы расчета плотности НК, заложенные в МР 107, базируются на расчете объемных свойств жидкого состояния по его известному компонентнофракционному составу с использованием кубического уравнения состояния. Здесь следует сделать несколько замечаний.

Сам принцип расчета плотности жидкой фазы, приведенный в МР 107, с использованием уравнения состояния для задач, связанных с учетом нефти и конденсата в процессах их добычи, транспортировки и переработки, не следует применять из-за низкой точности. Кро-

ме того, в МР-107 термодинамические свойства остаточной фракции фрС


 

10+

приравнивают-

ся к свойствам нормального декана, что также ошибочно. Ниже приведено подробное описание возможных ошибок, связанных с применением такого подхода.

В документе не регламентированы вид и форма представления компонентно-фракционного состава рассчитываемого НК. Из МР 107, где приведены физические параметры и коэффициенты компонентов газоконденсатных смесей, можно понять, что состав НК представляется в виде индивидуальных компонентов от метана до н-пентана (и неуглеводородные компоненты – азот, диоксид углерода и сероводород), а далее в виде фракций по имени

нормального парафинового углеводорода – фрС , фрС , фрС , фрС

и остаточная фрС .

6 7 8 9

10+

Молярная масса, критические давление и температура, ацентрический фактор для

6

 

фракций фрС

9

 

– фрС

принимаются по свойствам соответствующих нормальных парафино-

вых углеводородов, что неверно в принципе. Набор углеводородов, составляющих фракцию, будет иметь термодинамические параметры, значительно отличающиеся от параметров нормального парафинового углеводорода, маркирующего фракцию. Причем эти параметры будут значительно различаться для одноименных фракций конденсатов разных регионов из-за различного индивидуального углеводородного состава фракций конденсатов разных месторождений. Поэтому нормативный документ обязан содержать регламентированную процедуру выбора термодинамических параметров для флюидов разных месторождений.

Термодинамические свойства остаточной фракции фрС


 

10+

принимаются равными

свойствам нормального декана, что является грубой ошибкой. Реально остаток перегонки

конденсата С


 

10+

(остаток, выкипающий при температуре выше 175 оС) содержит углеводоро-

ды до С25 – С50. Его состав различен даже для разных объектов разработки одного месторождения. Поэтому для выбора его термодинамических параметров должен быть регламентиру-

емый алгоритм. Он также отсутствует в рассматриваемом документе.

Принцип расчета плотности жидкой фазы с использованием уравнения состояния для задач, связанных с учетом нефти и конденсата в процессах их добычи, транспортировки

и переработки, не следует применять из-за низкой точности. Существуют десятки версий и вариантов кубических уравнений состояния многокомпонентных систем. К настоящему времени физической теории поведения реальных газовых смесей не существует, а существует весьма значительное количество вариантов математических формализмов, моделирующих фазовое и PVT-поведение реальных многокомпонентных систем. Применение кубических уравнений к описанию фазового поведения многокомпонентных систем требует сложных калибровочных процедур. Достигаемая точность расчета плотности жидкой фазы с использованием уравнения состояния весьма низка, ошибка достигает от 10 % до 18 %. Именно по этой причине многие программные продукты, моделирующие фазовое поведение многокомпонентных систем, имеют отдельный специализированный алгоритм расчета свойств жидкой фазы, существующий отдельно от расчета по уравнению состояния. Декларируемая точность расчета 5,6 % в области жидкости и 8,8 % на кривой кипения свойств жидкой фазы, заложенная в МР 107, на наш взгляд, занижена. Реально она может достигать 10 %. Даже декларируемая погрешность в 5,6 % для конденсата плотностью 650 кг/м3 составляет в абсолютном выражении + 36 кг/м3, что недопустимо много для учетных операций.

Вышесказанное по поводу точности расчетов МР 107 подтверждают последние данные по испытаниям датчика комплексного с вычислителем расхода «ГиперФлоу-3м», в котором используется расчетный модуль МР 107. В отчете о проведении межведомственных испытаний [8] приведено сравнение расчета плотности по МР 107 прямых замеров поточным плотномером ПЛОТ-3М. Расчетное значение плотности конденсата, поставляемого с Ямбурга на узле учета УПКТ ООО «Уренгойгазпром», по методике МР 107 составило 640 кг/м3, а измеренное плотномером ПЛОТ-3М – составило 665 кг/м3. При этом поточный плотномер ПЛОТ-3М сравнивался с поточным плотномером «Солатрон» и расхождение в показаниях составило 0,22 %. Таким образом, расхождение расчета с замерами в 25 кг/м3 (3,7 %) обусловлено погрешностями расчета по МР 107.

По этой причине нами были предприняты попытки уточнить расчет плотности углеводородных смесей по компонентно-фракционному составу без применения уравнений состояния. В качестве рабочей гипотезы мы предположили, что мольные объемы и кажущиеся плотности в растворе меняются в зависимости от свойств системы не только для метана и этана, но и для всех остальных компонентов и фракций, входящих в состав смеси. Такой подход обусловлен тем обстоятельством, что кажущиеся плотности метана и этана по литературным данным (см. рисунок Б.4) меняются в широких пределах – от 200 до 410 кг/м3 для метана и от 340 до 500 кг/м3 для этана. В то же время данные об изменении кажущейся плотности пропана в зависимости от состава смеси отсутствуют, и принимается, что кажущаяся

image

image

image

image

image

плотность пропана остается неизменной и составляет 498 кг/м3. Хотя имеется очевидное противоречие, однако эта гипотеза принята для всех компонентов тяжелее этана.


 


 

imageimage image


 

image image image image image image


 

image


 

image

image

image

image

image

Рисунок Б.4 – Зависимость кажущейся плотности метана и этана от плотности смеси


 

Поэтому нами была проведены исследования плотности бинарных растворов различных углеводородных компонентов при различных взаимных концентрациях с целью проверки гипотезы о неизменности мольного объема компонентов в различных системах. Были проведены исследования растворов пропана, н-пентана, н-гексана, н-октана и изооктана в машинном масле, а также н-гексана в -метилнафталине.

В таблице Б.3 приведены экспериментальные данные по отклонению расчетной плотности исходя из предположения неизменности мольных объемов компонентов в растворе от экспериментальной. Как видно из таблицы, отклонение расчетных плотностей от экспериментальных достигает значительных величин. Так, в системе н-гексан – машинное масло максимальное отклонение составляет 8 кг/м3, н-пентан – машинное масло составляет 10 кг/м3, а в системе пропан – машинное масло отклонение достигает 25 кг/м3. На рисунке Б.5 приведены значения отклонений плотности по расчету, основанному на принципе постоянства мольных объемов различных веществ, при различных концентрациях от экспериментальных значений.

Изложенные результаты исследований опровергли принцип постоянства мольных объемов различных веществ и подтвердили наше предположение о том, что кажущиеся плот-

Таблица Б.3 – Экспериментальные данные по значениям плотности растворов и отклонение расчетной плотности

image


 

Продолжение таблицы Б.3


 

image


 

ности компонентов в растворах не остаются постоянными, а меняются в широких пределах в зависимости от концентрации. За основной фактор, влияющий на величину кажущейся плотности компонента в растворе, нами была принята плотность раствора, что ранее и было установлено для метана и этана (см. рисунок Б.4).

В результате математической обработки этих зависимостей в основу которой были положены гладкость и монотонность математических функций и их производных, нами был получен массив данных, в котором кажущиеся плотности компонентов находятся в зависимости от температуры кипения и от плотности всей совокупной системы.

На рисунке Б.6 приведены значения кажущихся плотностей компонентов в растворе в зависимости от температуры кипения и плотности раствора. Кажущиеся плотности компонентов моделировались на поле, представленном на этом рисунке. На этом поле обрабатывались как литературные данные для метана и этана, так полученные нами экспериментально.


 

imageimage image


 

image image image image image image image image image image image


 

image


 

image image image


 

image image


 

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

Рисунок Б.5 – Зависимость отклонения расчетной плотности смеси по аддитивности от реальной


 

image image


 

image


 

image

image

image

image

image

Рисунок Б.6 – Зависимость кажущихся плотностей компонентов и фракций от плотности смеси

На основании экспериментальных данных и смоделированных значений кажущихся плотностей нами был составлен алгоритм расчета плотности углеводородных систем по известному компонентно-фракционному составу и плотности узких фракций.

Плотность системы рассчитывается методом последовательных приближений с изменением в каждом итерационном шаге всего массива кажущихся плотностей компонентов, которые выбираются из массива по полученной модели в соответствии с изменением расчетной плотности системы.

Расчетная формула плотности системы остается прежней, как (Б.1)

3

 

смеси = 1000/(mi  10/iмод), (Б.6) где mi – содержание компонента в смеси, % масс;

iмод – кажущаяся плотность компонента при нормальных условиях по модели, кг/м .

В начальный момент на первом итерационном шаге сiмод придается значение реальной плотности при нормальных условиях для компонентов, существующих в жидком виде. Если

компонент при нормальных условиях находится в газообразном состоянии, то для него на первом итерационном шаге задается кажущаяся плотность, полученная экстраполяцией. На

каждом итерационном шаге изменяется кажущаяся плотность каждого компонента iмод в

соответствии с принятой моделью и, соответственно, расчетная плотность смеси. За критерий схождения итерационного ряда принята величина 0,01 кг/м3. Это означает, что итерации прекращают, когда расчетная плотность системы на предыдущем шаге отличается от расчетного значения на последующем шаге не более чем 0,01 кг/м3. По приведенному алгоритму были просчитаны кажущиеся плотности нестабильных конденсатов при нормальных условиях. Затем проведено сравнение расчетных значений плотности с экспериментальными измерениями этих же конденсатов. В таблице Б.4 приведено это сравнение.

Как видно из таблицы Б.4, расчетная плотность по стандартной методике сильно отличается от экспериментальной. Причем, чем ниже плотность смеси, тем больше отклонение расчета от эксперимента, и это отклонение достигает 10 кг/м3. Расчет с учетом изменения кажущихся плотностей компонентов дает в этом примере максимальное отклонение лишь 0,4 кг/м3.

Таким образом, учет зависимости кажущихся плотностей компонентов, составляющих углеводородную смесь, при расчетах совокупной плотности смеси является необходимым условием для повышения точности.

Влияние давления и температуры на плотность углеводородной жидкости по сравнению с их влиянием на плотность газа значительно меньше. Традиционно это влияние учитывается с помощью поправок к плотности жидкости, определенной при атмосферном давле-

Таблица Б.4 – Сравнение расчетных значений плотности с экспериментальными измерениями


 

image


 

нии и соответствующей температуре [5, 6, 7]. При атмосферном давлении и температуре окружающей среды плотность жидкости легко может быть установлена лабораторным путем. С повышением температуры плотность жидкостей уменьшается, а с ростом давления она несколько возрастает.

Расчет объемных свойств основан на введении поправок к плотности углеводородных

жидкостей на сжимаемость Δр и тепловое расширение Δt, однако решение этой задачи реализовано на аналитической основе. Для этого обработан полученный ранее эксперимен-

тальный материал [2,3] и большой объем экспериментальных данных по сжимаемости и тепловому расширению реальных углеводородных смесей (НК) в широком диапазоне составов, полученный авторами [9]. Обработка проводилась путем сглаживания зависимостей по первым производным, аппроксимации этих зависимостей с целью расширения диапазонов по давлениям и температурам, создания аналитических зависимостей изменения плотности углеводородных смесей от давления и температуры.

На основе полученных аналитических зависимостей создана программа расчета плотности углеводородных смесей при различных заданных давлениях и температурах, входящая в состав программного продукта «Density».

Библиография


 

[1] Катц Д. Руководство по добыче, транспорту и переработке газа. – М.: Недра, 1965. [2] Новопашин В.Ф., Олейник П.М., Касперович А.Г. Анализ применяемых методик измерений плотности и расхода конденсата и нефти при транспорте по трубопроводным системам ОАО «Газпром» в Тюменской области. Материалы VI Научно-технической конфе-

ренции «Метрологическое обеспечение учета энергетических ресурсов». – М., 2002.

[3] Гуревич Г.Р., Брусиловский А. И. Справочное пособие по расчету фазового состояния и свойств газоконденсатных смесей. – М.: Недра, 1984, с. 151-169.

[4] Гужов А. И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа. – М.: Недра, 1973. – С.15-23. [5] МИ 2632-2001 «Государственная система обеспечения единства измерений. Плот-

ность нефти и нефтепродуктов и коэффициенты объемного расширения и сжимаемости. Методы и программа расчета». – Санкт-Петербург, 2001.

[6] МИ 2637-2001 «Государственная система обеспечения единства измерений. Плотность нефти и нефтепродуктов при 20 оС. Таблицы пересчета плотности». – Санкт-Петербург, 2001.

[7] МИ 2653-2001 «Государственная система обеспечения единства измерений. Плотность нефти. Требования к методике выполнения измерений ареометром при учетных операциях». – Санкт-Петербург, 2001.

[8] Отчет по межведомственным испытаниям автоматизированной системы учета расхода и количества многокомпонентных жидкостей и газов на базе датчика комплексного с вычислителем расхода «ГиперФлоу-3ПМ». – Новый Уренгой, 2004.

[9] Отчет НИР. Совершенствование методологии учета балансов при транспортировке углеводородного сырья, отбора проб и экспериментального определения физико-химических характеристик газонасыщенных углеводородных продуктов (заключительный), этап 3

«НТД по определению физико-химических характеристик газонасыщенных углеводородных продуктов». – Тюмень, 2004.

[10] ГСССД МР 107 98 Определение плотности, объемного газосодержания, показателя изоэнтропии и вязкости газоконденсатных смесей в диапазоне температур 240…350 К при давлениях до 10 МПа.

[11] МИ 2311-94 Расход и масса газовых конденсатов, ШФЛУ и продуктов их переработки. Методика выполнения измерений и расчета. – ВНИИГАЗ, ВНИИР, ВНИИЦСМВ.

[12] ММ 51-00159093-004-04 «Нестабильные жидкие углеводороды. Методы определения компонентно-фракционного состава». – ТюменНИИГипрогаз.

[13] АSTM D 5134-92 Стандартный метод детального анализа нефти, включая n-нонан методом капиллярной газовой хроматографии

[14] ASTM D 1298-99 Метод определения плотности, относительной плотности (удельного веса) или плотности в градусах API сырой нефти и жидких углеводородов с помощью ареометра

[15] ASTM D 2892-90 Определения фракционного состава сырой нефти

[16] СТП 36-87 «Хроматографический метод определения содержания легких углеводородов и расчет плотности нестабильного конденсата». – Уренгойгазпром.


 

image


 

ОКС 17.020


 

Ключевые слова: конденсат, нефть, нестабильные жидкие углеводороды, стабильные жидкие углеводороды, нестабильный конденсат, стабильный конденсат, компонентно-фракционный состав, плотность, объемные свойства, коэффициент сжимаемости, температурный коэффициент объемного расширения


 

image


 

Корректор В.И. Кортикова

Компьютерная верстка Н.П. Архиповой


 

image


 

ИД № 01886. Подписано в печать 08.11.2005 г. Формат 60х84/8. Гарнитура “Ньютон”.

Усл. печ. л. 7,35. Уч.-изд. л. 7,2. Тираж 100 экз. Заказ 36.


 

image

ООО “ИРЦ Газпром” 117630, Москва, ул. Обручева, д. 27, корп. 2. Тел. (095) 719-64-75, факс (095) 411-58-30


 

Отпечатано в ЗАО “Издательский Дом Полиграфия”

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  1  2  3  4