Оценка применимости уравнений состояния природного газа в области низких температур
DOI:
https://doi.org/10.22213/2410-9304-2023-3-4-10Ключевые слова:
погрешность, измерение расхода газа, коэффициент сжимаемости, уравнение состоянияАннотация
В статье проведена оценка целесообразности расширения рабочего диапазона уравнений состояния природного газа в направлении низких температур. Проанализированы уравнения состояния природного газа и методы оценки коэффициента сжимаемости, закрепленные в современных национальных и международных стандартах. Показано, что область их применимости ограничена температурой 250 К, однако указанные ограничения по температуре не касаются непосредственно уравнений состояния, а обусловлены отсутствием достоверных сведений о значениях коэффициента сжимаемости природного газа при температуре ниже 250 К и методик расчета возникающих дополнительных погрешностей. Представлены результаты сравнения значений коэффициента сжимаемости природного газа в зависимости от температуры при давлениях 1, 3 и 6 МПа, рассчитанных по наиболее широко используемым уравнениям состояния (ГОСТ 30319-96 и ГОСТ 30319-2015: AGA8-92 (ГОСТ 30319.2-96), ГОСТ 8.662 (ISO 20765), ГОСТ 30319.3-2015, GERG 2004, GERG 91, NX 19, ГССД 118-05, ГСССД 113-03). Выявлено, что результаты расчета по рассмотренным методикам имеют удовлетворительную сходимость в диапазоне 220 К, что в целом подтверждает применимость современных уравнений состояния для низких температур. В свою очередь, анализ влияния допущений, применяемых в настоящее время при определении объемного расхода природного газа, на погрешность его измерения показал, что использование подстановочных значений сжимаемости при определении объема газа, приведенного к стандартным условиям, может приводить к возникновению существенной дополнительной систематической погрешности. Этот факт свидетельствует о целесообразности расширения базы данных значений коэффициента сжимаемости для природного газа, а также разработки стандарта для оценки величины соответствующей дополнительной погрешности.Библиографические ссылки
Использование уравнения состояния gerg-2008 для расчета термодинамических свойств природного и попутного нефтяного газов / М. С. Немиров, Е. В. Березовский, Д. И. Целищев, Н. Ф. Кашапов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2015. № 6. С. 45-49.
Kunz О., Wagner W. The GERG-2008 widerange equation of state for natural gases and other mixtures: An expansion of GERG-2004 // Journal of Chemical & Engineering Data. 2012. № 57. P. 3032-3091.
The GERG-2004 widerange equation of state for natural gases and other mixtures / O. Kunz, R. Klimeck, W. Wagner, M. Jaeschke // GERG Technical Monograph. 2007. Vol. 6, no. 557. URL: http://www.gerg.eu/public/uploads/files/publications/technical_monographs/tm15_04.pdf.
Jaeschke M., Hinze H. M., Humphreys A.E. Supplement to the GERG databank of High-Accuracy Compression Factor Measurements // GERG Technical Monograph. 1997. Vol. 6, no. 355. URL: http://www.gerg.eu/public/uploads/files/publications/technical_monographs/tm7_97.pdf.
Jaeschke M. Standard GERG Virial Equation for Field Use, Simplification of the Input Data Requirements for the GERG Virial Equation - an Alternative Means of Compressibility Factor Calculation for Natural Gases and Similar Mixtures / M. Jaeschke, A. E. Humphreys // GERG Technical Monograph. 1992. Vol. 6, no. 266. URL: http://www.gerg.eu/public/uploads/files/publications/technical_monographs/tm5_large.pdf.
Jaeschke M., Humphreys A. E. The GERG Databank of High Accuracy Compressibility Factor Measurements // GERG Technical Monograph. 1991. Vol. 6. № 251. URL: http://www.gerg.eu/public/uploads/fi-es/publications/technical_monographs/tm4_91.pdf.
Starling, K.E. and Savidge, J.L. Compressibility Factors of Natural Gas and Other Related Hydrocarbon Gases. // American Gas Association Transmission Measurements Committee Report. 1992. Vol. 8. No. 1.
Коэффициент сжимаемости природного газа расчетного состава / Д. Н. Китаев, Д. О. Недобежкин, В. М. Богданов, Т. Бейманов // Градостроительство. Инфраструктура. Коммуникации. 2019. № 1 (14). С. 29-33.
Метод и техника непрерывного определения коэффициента сжимаемости газов / Д. В. Гришин, Г. С. Голод, И. Н. Москалев, Г. А. Деревягин, Д. А. Хапов, В. В. Кочнев // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2016. № 1. С. 11-20.
Немиров М. С., Лукманов П. И. Применение кориолисовых массовых расходомеров для измерений газожидкостных потоков // Приборы. 2010. № 6 (120). С. 1-5.
Лебедьков С. С., Латышев Л. Н. Применение погружных вихревых расходомеров при коммерческом учете расхода газа // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. № 2 (112). С. 86-94.
Даев Ж. А. Сравнительный анализ методов и средств измерения расхода газа // Нефтегазовое дело. 2010. № 1. С. 35. URL: http://ogbus.ru/files/ogbus/ authors/Daev/Daev_2.pdf.
Андреева М. М., Староверова Н. А., Нурахметов М. Б. Обзор рынка расходомеров для нефтяной и газовой промышленности // Вестник Технологического университета. 2015. Т. 18, № 10. С. 42-46.
Крюков О. В. Совершенствование технологических процедур измерения расхода газа на базе метрологических центров // Приборы и системы. Управление, контроль, диагностика. 2018. № 7. С. 27-32.
Росстат опубликовал информацию о доле нефтегазового сектора в ВВП России в I квартале 2022 года // Федеральная служба государственной статистики: Новости Росстата - 2022. URL: https://rosstat.gov.ru/folder/313/document/174229.
Загрузки
Опубликован
Как цитировать
Выпуск
Раздел
Лицензия
Copyright (c) 2023 Раис Ильясович Ганиев, Денис Юрьевич Кутовой, Виктор Андреевич Фафурин, Марина Леонидовна Шустрова, Владимир Борисович Явкин
![Лицензия Creative Commons](http://i.creativecommons.org/l/by/4.0/88x31.png)
Это произведение доступно по лицензии Creative Commons «Attribution» («Атрибуция») 4.0 Всемирная.