«Автоматизация и информатизация ТЭК»

Коэффициент сжимаемости природного газа: сопоставление аппроксимаций и критерии выбора

УДК: 622.691.4
DOI: 10.33285/2782-604X-2023-1(594)-42-54

Авторы:

¹ РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, Москва, Россия
² Газпром промгаз, Видное, Россия

Ключевые слова: природный газ, уравнение состояния, коэффициент сжимаемости, стандарты, скорость звука

Аннотация:

Коэффициент сжимаемости z(P, T) вводится в уравнение состояния газа для учета его реальных свойств и зависит от давления P, температуры T и компонентного состава газа. Функция z(P, T) нужна при проведении разнообразных технологических расчетов. В расчетах используются аппроксимации z(P, T), которые зависят от диапазона изменения аргументов функции. Чем точнее необходимо знать результат технологического расчета, тем большие требования предъявляются к адекватности аппроксимации. По коэффициенту сжимаемости вычисляется скорость звука в газе, которая позволяет, в частности, обнаружить появление утечки газа и локализовать ее местонахождение. С течением времени знания о свойствах газов углубляются, что определяет целесообразность пересмотра процедуры вычисления z(P, T). В статье сопоставляются некоторые из используемых в настоящее время аппроксимаций коэффициента z(P, T). Наибольшее внимание уделено трем из них: СТО Газпром 2-3.5-051-2006, ГОСТ 30319.3-2015 и ISO 20765-2:2015. Выяснено, что модель в СТО Газпром, отвечая целям, поставленным перед стандартом при разработке, недостаточно точно аппроксимирует производные функции z(P, T), в частности непригодна для вычисления скорости звука. В статье сопоставлено также быстродействие рассмотренных моделей.

Список литературы:

1. ISO 20765-2:2015. Natural gas – Calculation of thermodynamic properties – Part 1: Gas phase properties for transmission and distribution applications. – ISO, 2015. – VI, 9 p.
2. ГОСТ 30319.3-2015. Газ природный. Методы расчета физических свойств. Вычисление физических свойств на основе данных о компонентном составе. – Введ. 2017–01–01. – М.: Стандартинформ, 2016. – III, 28 с.
3. СТО Газпром 2-3.5-051-2006. Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов. – М.: Полиграфия, 2006. – VIII, 197 с.
4. Лурье М.В. Теоретические основы трубопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. – М.: Недра, 2017. – 477 с.
5. Сухарев М.Г., Самойлов Р.В. Анализ и управление стационарными и нестационарными режимами транспорта газа. – М.: Издат. центр РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2016. – 397 с.
6. Dranchuk P.M., Abou-Kassem H. Calculation of Z Factors for Natural Gases Using Equations of State // J. of Canadian Petroleum Technology. – 1975. – Vol. 14, Issue 03. – P. 34–36. – DOI: 10.2118/75-03-03
7. Takacs G. Comparisons made for computer Z-factor calculations // Oil and Gas J. – 1976. – Vol. 74, Issue 51. – P. 64–66.
8. Kareem L.A., Iwalewa T.M., Al-Marhoun M. New explicit correlation for the compressibility factor of natural gas: linearized z-factor isotherms // J. of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2016. – Vol. 6. – P. 481–492. – DOI: 10.1007/s13202-015-0209-3
9. Validation of 1D flow model for high pressure natural gas pipelines / J.F. Helgaker, A. Oosterkamp, L.I. Langelandsvik, T. Ytrehus // J. of Natural Gas Science and Engineering. – 2014. – Vol. 16. – P. 44–56. – DOI: 10.1016/j.jngse.2013.11.001
10. Алексаночкин А.А., Сарданашвили С.А. Расчетные методы определения свойств природного газа по данным о плотности при стандартных условиях, содержании азота и диоксида углерода // Деловой журн. Neftegaz.RU. – 2020. – № 1(97). – С. 78–85.
11. Kunz O., Wagner W. The GERG-2008 Wide-Range Equation of State for Natural Gases and Other Mixtures: An Expansion оf GERG-2004 // J. of Chemical & Engineering Data. – 2012. – Vol. 57, Issue 11. – P. 3032–3091. – DOI: 10.1021/je300655b
12. The GERG-2004 wide-range equation of state for natural gases and other mixtures / O. Kunz, R. Klimeck, W. Wagner, M. Jaeschke. – Düsseldorf: VDI Verlag, 2007. – XVII, 534 p.
13. Modisette J.L. Equation of State Tutorial // 32nd Annual Meeting PSIG, Savanah, Georgia. – 2000.
14. Shashi Menon E. Gas Pipeline Hydraulics. – 1st Edition. – Boca Raton: CRC Press, 2005. – 416 p.
15. Lagoni P., Barley J. On Simulation Accuracy // PSIG Annual Meeting. – 2007. – 23 p.
16. Sundar K., Zlotnik A. State and Parameter Estimation for Natural Gas Pipeline Networks Using Transient State Data // IEEE Transactions on Control Systems Technology. – 2019. – Vol. 27, Issue 5. – P. 2110–2124. – DOI: 10.1109/TCST.2018.2851507
17. Study on the natural gas pipeline safety monitoring technique and the time-frequency signal analysis method / Zhigang Qu, Yanfen Wang, Huanhuan Yue [et al.] // J. of Loss Prevention in the Process Industries. – 2017. – Vol. 47. – P. 1–9. – DOI: 10.1016/j.jlp.2017.02.016
18. Лурье М.В., Мусаилов И.Т. Исследование зависимости скорости звука от давления в магистральных газопроводах высокого и сверхвысокого давления // Газовая пром-сть. – 2019. – № 5(784). – С. 80–84.
19. О стандартизации в Российской Федерации: Федер. закон от 29 июня 2015 г. № 162-ФЗ (с изменениями на 30 декабря 2020 г.).