Окт 14
Коллеги,
Я как разрабатываю методику расчета плотностей (и молярных масс) фракций для С6+ на основе уже накопленных данных по ИТК - для каждого отдельно взятого сепарированного жидкого флюида. Правда, свойства компонентов С1-С5 все равно берутся какие-нибудь стандартные, хорошо хоть что их в сепарированном флюиде не так много.
Модератор: сообщение перенесено из другой темы.
Опубликовано
08 Окт 2014
Активность
21
ответ
7050
просмотров
5
участников
0
Рейтинг
Направление правильное.
А в чем суть методики? Разбить кривую ИТК на интервалы кипения фракций и прочитать соответствующие плотности и молекулярные массы? Или вы "пришиваете" газовую хроматографию легкой части к ИТК?
Берется выборка разгонок ИТК с определёнными плотностями и ММ узких 10-градусных фракций, у тех флюидов, которые похожи на наш исследуемый флюид (например близкая плотность + геологические условия залегания). Потом да, разбиваются на интервалы, рассчитывается ММ и плотность для каждой фракции нашего флюида начиная от С6, потом по аддитивности рассчитываются свойства остатка, т.е нужно знать плотность и ММ самой нефти/конденсата. Состав на хроматографии исследуется до С30+, до С42+, как угодно, в принципе.
Надо доказательную базу подводить, переходить на моделирование, а тут пока тяму не хватает )) Зачем, спрашивается, такая технология нужна, если у PVTi есть механизм регрессий, и мы с его помощью можем коэффициенты в самом EoS менять, матчить что хотим с чем хотим? Вот на этот вопрос я пока ответ сам для себя найти не могу.
Мыслите верно, но не полностью правильно. И доказывать тут нечего. Все уже в принципе изобретено и доказано. Просто, у нас на практике в подавляющем большинстве случаев данные ИТК не используются.
Есть такое понятие в зарубежной практике PVT моделрования как характеризация флюида (fluid characterization). Почитайте в любой из книг по PVT в чем суть и важность свойств фракций, особенно измеренных и именно для конкретной нефти, а не обобщенные.
Посмотрите Ali Danesh глава 6, там все развернуто написано.
Регрессия не должна быть средством исправления неверных входных данных. Регрессия должна устранять огрехи применяемого мат аппарата (уравнение состояния, корреляции для характеризации...) и неопределенности входных данных.
Да я читал все это, у Riazi вроде бы целая книга есть про C7+ characterization. Суть в том, чтобы применять данные, которые уже получены, только они были получены у нас как правило для переработки (в составе комплекса товарных свойств). А можно их использовать.
Я не спорю, конечно лучше провести атмосферно-вакуумную дистилляцию, и для данной нефти получить свойства фракций. Только это дорого)) у нас только пришли к тому, чтобы включать такую дистилляцию в комплекс исследований для добытчиков, и состав флюида по имитированной дистилляции на 10-градусные фракции. Я ищу метод получить свойства фракций, когда реальной разгонки нет.
Регрессия-то не должна, но она-то об этом не знает)) подводит одно к другому, с теми свойствами, которые заданы.
Есть такая книга. Стоящая.
Я не пойму, а что для товарных свойств какие-то другие методы применяются?
И тогда еще более не понятно как вы хотите найти свойства фракций, когда нет разгонки?
Для товарных свойств других не применяется, в процессе получения товарных свойств получаются также полезные данные, которые можно использовать для моделирования флюида.
Я же написал, беру уже сделанные разгонки каких-то других флюидов, близких по разным параметрам. Ну а потом - вычисления.
Так это как раз Riazi и другие искатели делали, создавая обобщенный банк данных свойств компонентов. Не совсем понятно, в чем ожидается отличие. Люди ведь тоже пытались на основе сходства признаков обобщение получить. Может быть у вас один конкретный регион месторождений/нефтей?
Добавлю свои пять копеек.
В 2009 году занимался оценкой влияния способов описания группы С5+ на точность PVT модели. Оценивал методы сглаживания, когда имелись данные разгонки ИТК и методы, позволяющие разбить группу С5+ на псевдофракции, при отсутствии данных разгонки ИТК.
Получил следующее:
- при наличии данных разгонки ИТК лучшим методом описания свойств фракций был обобщенный закон распределения свойств, предложенный Riazi (в книжке Characterization and properties of petroleum fractions);
- при отсуствии данных разгонки ИТК лучшим методом описания свойств псевдофракций был метод квадратуры Гаусса, описанный у Whitson (в книжке Phase Behavior).
Я посмотрю на работе книгу Riazi и скажу точно, в чем отличие. НО насколько я помню сейчас, у него даже нет состава внутри С7+, и он помимо всего прочего пытается его получить. А у меня сделана имитированная дистилляция по группам SCNF (single carbon-number fractions). То есть, есть "глубокий" состав флюида, но нету для этих фракций свойств. В общем, я еще уточню по литературе и завтра отпишусь.
Помимо всего прочего - да, я "сужаю" выборку до тех флюидов, свойства фракций которых ождаемо МОГУТ быть близкими к свойствам фракций нашего исследуемого флюида. Выборочно обобщаю, например - нефти с близкими плотностями + отобраны с близких глубин, или конденсаты с похожим содержанием С5+ + плотностью сепарированного конденсата + глубины, и т.д.
В общем, посмотрел книгу, нашел дома. Из того, что разглядел на почти 100 страницах, имеющих отношение к теме:
1. Если есть ВОТ ЭТО свойство фракции, можно получить ДРУГОЕ - вот корреляции.
2. Кац и Фирузабади выдали свойства фракций в 1978 году, потом Уитсон сказал, что для фракций с SCN > 22 это лажа, нарисовал свои поправки - вот они.
3. У нас есть С7+, давайте попытаемся разбить его математически на С8, С9, С10, С11 и т.д.
У меня задача стоит совсем другая. Есть состав флюида по газовой хроматографии, есть померянные его плотность и молярная масса. Необходимо найти свойства каждой фракции (С20, С27, С35 и т.д.). Я эту задачу решаю так - нахожу те, которые теоретически можно было бы померить (плотность, ММ и температура кипения) - через свойства фракций "подобных" флюидов, определенных по соответствующим ИТК, а остальные высчитываю по уже известным корреляциям (Риази-Добер, Ли-Кесслер и т.д.).
Если на самом деле это лажа, и уже давно описано, то тогда конечно никакой научной новизны тут нет. Но пока что я не могу найти, где бы это было уже описано.
phenomen, можно уточняющий вопрос?
У тебя есть состав по газовой хроматографии, т.е. С1-С4 и С5+,
или все-таки С5+ уже как-то разбит на компоненты?
Мне хотелось бы въехать в суть проблемы. Может не зачем из состава, полученного по газовой хроматографии, пытаться получить длинный состав.
Если объективно, то там много еще чего надо знать. Например, распределение группового состава по узким фракциям.
Если взять книжку Каца (на русс.языке - стр.598), то химических элементов с общей формулой С7Н16 там представлено 8 шт. При одной молекулярной массе разброс температур кипения от 79,2 до 98,4оС.
А там есть С7Н14 (из нафтенов), и т.д. И вся эта беда отражается при разгонках (ИТК и др.)
Если книжку Lide – гроссбух по химии - открыть, то очумеешь от этого разнообразия элементов. Надо химиком быть, чтобы это понимать, извините, мне это тяжело.
Я только про С7 пример привел, а для более тяжелых компонентов вариантов меньше не становится.
Более того, наличие определенного в лаборатории длинного состава не всегда снимает все вопросы. Даже имея стандартный шлюмовский газоконденсатный отчет (CCE, CVD, сепаратор и т.д.), по приведенным ими составам до С36+, я было дело не мог собрать PVT блок для моделирования с длинным составом. Как правило, критических параметров узких фракций нет, сам перебираешь стандартные зависимости или придумываешь свои. В результате все равно где-нибудь хрень может получиться (если динамика содержания компонентов более-менее разумная, так газовый фактор или плотность на сепараторе уплывала и т.д.).
C5+ уже разбит - до С36+, например, только свойств фракций нет, как в Шлюмовском отчете. По идее, такая технология, которую я пытаюсь сделать, должна из данных шлюмовского отчета получать свойства фракций для композиционной модели флюида (Е300, а не Е100).
Вот никак не понятно как вы из хроматографии вытяните свойства фракций, а тем более дальше С12.
Ну можно индивидуальный (детальный) состав нефти сделать до С12. А дальше что?
Для обычных нефтей такого (условно) достаточно, а для газоконденсатов желательно иметь данные по фракциям до С36+.
Получается, вы применяете метод аналогии для процедуры описания свойств узких фракций. Метод аналогии, конечно, не нов (в других областях), но если у вас "база данных флюидов-аналогов" выверенно точна, то это самое ценное с практической точки зрения.
Так а как вы аналогию установите? Без знания физ-хим свойств это не получится. Надо знать не только состав по хроматографии, но и хотя бы плотности, мол массы фракций, а еще лучше и содержание парафинов-нефтенов-ароматики во фракциях. Тогда можно говорить об аналогиях в свойствах фракций.
Результаты получили сами, проведя расчеты независимо от ПО?
У Riazi тоже используется квадратура Гаусса (если быть математически точным, то Гаусса-Лагерра - https://ru.wikipedia.org/wiki/Квадратурная_формула_Гаусса_—_Лагерра), только функция немного другая ("обобщенный закон"), и предлагается считать все свойства сразу, используя только разные наборы констант для разных свойств (Ткип, плотность и ММ).
В то время как Whitson считает только молекулярные массы по гамма-функции, а остальные свойства - по корреляциям. Но и тут есть гибкость, если использовать разный characterization factor (Watson, Jacoby или Soreide), подгоняя функцию для расчета плотностей фракций так, чтобы минимизировать невязку расчетной плотности самой плюс-фракции.
Знать PNA или PIONA или что-то еще для фракций - хорошо. Но ведь в этом случае нам нужны сами фракции физически? Тогда мы зацикливаемся - для построения аналогии нужны свойства фракций, которые мы и пытаемся в итоге получить?Или нет?
PS Но это пусть автор пояснит. Вдруг я вывод не тот сделал из цитаты выше.
О том и речь. Не понятно как автор задачу решать хочет.
phenomen, хотел пожелать вам удачи. При получении положительного решения, от себя лично перезентую вискарь или коньяк (на выбор победителя).
Сейчас кроме как тупым перебором доступных (вложенных в софт) зависимостей критических параметров от мол.массы и плотностей фракций, каких-то еще возможностей по большому счету нет. А зависимости - это так или иначе корреляция по каким-либо выбокам. Одни работают для светлых конденсатов, другие для темных. Чем то напоминает формулу КИН для Урало-Поволжья, т.е. в целом правильно, но в данном, конкретном случае, никуда не годится
Успехов
Дмитрий_Б, спасибо большое. Еще посмотрим, что из этого получится.
Все верно, у меня составы как минимум до С20. Лучше до С40. Конденсаты до С36.
Действительно, мы можем попасть впросак. Физ-химические данные, которые мне обязательно нужны от исследуемого флюида - его плотность и молярная масса. Данные ИТК, которые у меня имеются (и используются в качестве аналогий), содержат и другие параметры (кое-какие геологические условия, всякая совковая физ-химия), которые тоже можно (и нужно) использовать для сужения нашей "аналогии".
Описанный метод, конечно же, не дает 100% верных данных. Верные данные получаются ТОЛЬКО из эксперимента. Но просто я не раз сталкивался с условиями, когда эксперимента нет. И стандартные наборы данных (как писал Дмитрий_Б), не работают. Описанный метод можно рассматривать как некое научное первое приближение в отсутствие экспериментальных данных.
В любом случае, большое спасибо всем за комментарии.