Б - 8 |
Методы расчета нефтяных смесей |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
Aspen |
Результаты этих уравнений весьма близки к результатам |
|
|
|
|
уравнений Ли-Кеслера, но дают лучшие результаты для |
|
|
|
|
ароматических систем. Ограничения применения этих уравнений |
|
|
|
|
неизвестны, но ограничения уравнений Ли-Кеслера должны |
|
|
|
|
служить хорошим ориентиром. |
|
|
|
Hariu Sage |
Эти корреляции были разработаны для расчета молекулярного |
|
|
|
|
веса на основе точки кипения и удельного веса с использованием |
|
|
|
|
характеристического фактора Уотсона. Они дают возможность |
|
|
|
|
разумной экстраполяции для температур кипения выше 815°С и |
|
|
|
|
дают более точные результаты, чем расчет молекулярного веса |
|
|
|
|
по Ли-Кеслеру. |
|
Б.3 Литература
1.Whitson, C.H., «Characterizing Hydrocarbon Plus Fractions», Society of Petroleoum Engineers Journal, August 1983.
Методы расчета нефтяных смесей Б - 1
ВПакет свойств АМИНЫ
Внастоящее время этот раздел на русский язык не переведен.
Пакет свойств Гликоли Г - 1
ГПакет свойств Гликоли
Г.1 |
Введение................................................................................................. |
2 |
|
Г.2 Упругость паров чистых компонент ................................................. |
3 |
||
Г.3 |
Правила смешения............................................................................... |
3 |
|
Г.3.1 |
Правила смешения TST .................................................................. |
3 |
|
Г.3.2 Правила смешения CEOS/AE при нулевом давлении.................. |
5 |
||
Г.3.3 |
Модель жидкости GE........................................................................ |
7 |
|
Г.4 |
Расчет фазового равновесия............................................................. |
8 |
|
Г.5 Расчет энтальпии и энтропии ............................................................ |
9 |
||
Г.6 |
Литература.............................................................................................. |
9 |
|
Г - 2 Пакет свойств Гликоли
Г.1 Введение
В промышленности добычи и переработки природного газа добываемый газ, как правило, содержит воду. Наличие воды в газовом потоке может привести к следующим осложнениям:
•образование при низких температурах гидратов, которые забивают арматуру и фитинги
•вода, соединяясь с сероводородом и двуокисью углерода, образует слабые растворы соответствующих кислот, которые вызывают коррозию трубопроводов.
В связи с этим удаление влаги из потока природного газа является одной из важнейших технологических задач.
Стандартным способом осушки природного газа является поглощение воды триэтиленгликолем (ТЭГ). Программа Хайсис содержит специальный пакет свойств Гликоли, предназначенный для расчетов процессов осушки с помощью ТЭГ. Пакет базируется на уравнении состояния TST (Twu-Sim- Tassone) и содержит компоненты, обычно присутствующие в процессах осушки, а также необходимые параметры бинарного взаимодействия. Настроечные параметры пакета выбраны таким образом, чтобы адекватно описывать поведение именно этих компонент, особенно пары ТЭГ – Вода.
Уравнение состояние TST хорошо рассчитывает следующие параметры:
•коэффициенты активности системы ТЭГ – Вода со средним абсолютным отклонением 2%
•температуру росы со средней точностью ± 1С.
•содержание паров воды в газе со средним абсолютным отклонением 1%
Пакет Гликоли может применяться в диапазоне температур, давлений и составов, которые используются на реальных установках осушки:
абсорбер: температура 15 – 50С, давление 10 – 100 атм регенератор: температура 202-206 Сб давление 1.2 атм.
Предполагается, что точность расчета растворимости углеводородов в одной фазе находится пределах погрешности эксперимента.
В следующей таблице приводится рассчитанная с помощью пакета Гликолей растворимость воды в lb(Н2О)/ MMSCF для газовых потоков при контакте с раствором TEG 99.5% (вес.)
|
Т росы, К |
|
|
Опубликовано |
|
|
Расчет по TST |
|
||||||
|
|
|
McKetta2 |
|
|
Bukacek1 |
|
|
Содерж. Н2О |
|
|
Давление (Ра) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
277.59 |
|
390 |
|
396 |
|
393 |
|
838 |
|
|||||
266.48 |
|
170 |
|
176 |
|
174 |
|
370 |
|
|||||
255.37 |
|
70 |
|
72 |
|
71 |
|
151 |
|
|||||
244.26 |
|
28 |
|
27 |
|
26 |
|
56.1 |
|
|||||
233.15 |
|
9.2 |
|
9.1 |
|
9 |
|
18.7 |
|
|||||
222.04 |
|
2.4 |
|
2.8 |
|
2.6 |
|
6 |
|
|||||
На следующей диаграмме приведена зависимость рассчитанной точки росы по воде от температуры контактора при различных весовых концентрациях
TEG.