Термодинамическое моделирование газогидратных систем для решения задач добычи газа

• Автор: Истомин, Владимир Александрович
• Шифр специальности: 02.00.04
• Научная степень: Докторская
• Год защиты: 1999
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 285 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ
Введение

1. Термодинамика многокомпонентных газовых смесей

1.1. Модификация кубических уравнений состояния многокомпонентных газовых смесей

1.2. Показатели полифонических процессов

1.3. Некоторые выводы и перспективы применения развиваемого подхода к термодинамике реального газа

2. Термодинамика газовых гидратов

2.1 Основные направления физикохимических исследований газовых

гидратов
2.2. Рациональное представление экспериментальных данных по фазовым равновесиям газовых гидратов

2.3. Энтальпийные характеристики газовых гидратов и гидратные числа

2.4. Экспериментальное исследование влияния метанола высоких конценфаций на условия гидратообразования многокомпонентных газовых смесей
2.5. Метастабильные состояния газовых гидратов
2.6. Термодинамические модели газогидратной фазы
3. Равновесии углеводородных систем с конденсированными водными фазами
3.1. Классификация фазовых равновесий и методика их расчета
3.2. Двухфазные равновесия многокомпонентный газовый раствор водная фаза вода, переохлажденная вода, лед газовые гидраты
3.3. Двухфазное равновесие многокомпонентный раствор аза в воде газовые гидраты
3.4. Трехфазные равновесия газовых гидратов
3.5. Точки росы 1аза по водным фазам
4. Термодинамические корреляции для расчета фазовых равновесий
4.1. Корреляции для описания равновесий У1Н и УЬН
4.2. Корреляции по расчету влияния третьего компонента на условия образования гидратов
4.3. Корреляции по растворимости конденсированных фаз в сжатых газах
4.4. Корреляция теплоемкости газовых гидратов
5. Совершенствование методики расчета расхода ингибиторов гидратообразования и разработка энергоресурсосберегающих технологических процессов добычи газа
5.1. Балансная схема расчета расхода многокомпонентных ингибиторов гидратообразования
5.2. Методический подход к разработке энерго и ресурсосберегающих технологий в добьгче газа
Основные выводы по диссертационной работе
Литература


Для азота варьирование У, в пределах 0,й,Укр мало влияет на сжимаемость и летучесть азота вплоть до очень высоких давлений до МПа. В результате проведенного анализа для азота принято Уо 0, Укр. Такие же зависимости получены и для всех ти компонентов газовой смеси, но здесь в полном объеме не приводятся изза громоздкости их выражений. Аналогичный подход был применен и при параметризации уравнения состояния газовой фазы для многокомпонентной газовой смеси. Р КТУУо, Вс, Уо,су КГУсм Усм У0,сч , 1. Вси второй вириальный коэффициент, У0см отталкивательный параметр для газовой смеси. Для летучестей компонентов газовой смеси из 1. К К . Уошряг Дм ва. Дм Уосмъ V Ауь 1а а а 0 3 а 2см В. У молярная доля того компонента в газовой фазе, Ву второй вириальный смешанный коэффициент для взаимодействия молекулы с молекулой. Уо. Сц дополнительные подгоночные коэффициенты бинарного взаимодействия, вообще говоря, являющиеся функцией температуры. Для смешанных вириальных коэффициентов В у нами проведен анализ практически всех имеющихся экспериментальных данных и выбраны 23 эмпирические зависимости и обобщенные корреляции. Коэффициенты бинарного взаимодействия су при необходимости настраивались по данным сжимаемости для бинарных газовых смесей во многих случаях их можно положить равными нулю. Подробное сравнение расчетных но предлагаемой модификации уравнения состояния и экспериментальных сжимаемостей и летучестей различных газов и газовых смесей представлено в публикации 1. Ниже на нескольких примерах проиллюстрирована достигнутая точность описания коэффициентов сжимаемости и летучестей. В табл. Стенби и Моллерапа высокого класса точности. В табл. Проведенная настройка параметров показала, что уравнения состояния 1. В тоже время погрешность описания коэффициента сжимаемости для типичных природных газов газоконденсатных месторождений и в условиях промысловой обработки и магистрального транспорта газа составляет всего 0,20,3 . Благодаря приемлемой точности описания коэффициента сжимаемости заведомо обеспечивается и повышенная точность описания летучестей компонентов газовой смеси. Например, в сравнении с часто применяемым в нефтегазовой отрасли уравнением ПенгаРобинсона 9 достигнуто более чем кратное уменьшение погрешности в расчете фугитивности чистого метана см. ПенгаРобинсона при весьма умеренных давлениях. Аналогичная ситуация имеет место и дтя природных газовых смесей типичных газоконденсатных месторождений природного газа для характерной области термобарических параметров. Разработанное модифицированное уравнение состояния использовано см. В то же время для уверстгного описания летучестей компонентов газовой смеси в метастабильной области вплоть до фаницы спинодали требуются более сложные уравнения состояния. Таблица 1. Сравнение расчетных и экспериментальных значений коэффициентов сжимаемости для тройной смеси состава , мол. СЬЦ , хмол. С2Нб , мол. МПа Сглаженные экспериментальные данные Расчет по Уравнению состояния 1. Таблица 1. Сравнение рекомендованых справочных и расчетных данных по предлагаемому модифицированному уравнению состояния для коэффициентов сжимаемости природного газа, состав которого регламентирован ГОСТом , мол. СН4 0, мол. СгН6 0, мол. СзНк 0,1 мол. С4 1, мол. СО 0. Рекомендованные справочные данные Расчет по уравнению состояния 1. Таблица 1. МГГа Таблицы ИЮПЛК Расчет по модифицирован ному уравнению состояния 1. МПа Таблицы ИЮПАК Расчет по модифи цированному уравнению состояния 1. УШТ, хТ1Ткр приведенная температура, сор1ру
приведенная плотность как для конкретных веществ, так и в обобщенном виде с включением параметров термодинамическою подобия. При переходе от чистых веществ к м но 1 о ко м по не нтны м смесям в качестве правил смешения целесообразно использование асимметричных соотношений Араи , ОрбиВера , Тву , оправдавших себя, например, на системах углеводородыалифатичсские спирты. Особенность такого подхода возможность описания единым уравнением состояния как газовой, гак и жидкой фаз.