بهینه‌سازی عملکرد مدل PRμ0 و مقایسه با مدل فن و یانگ در پیش‌بینی ویسکوزیته مخلوط هیدروکربن‌های مایع سنگین همراه با CO2

نوع مقاله: مقاله پژوهشی

نویسندگان

1 گروه مهندسی نفت، دانشکده مهندسی شیمی، دانشگاه تربیت مدرس، تهران، ایران

2 شرکت بهره‌برداری نفت و گاز گچساران، مناطق نفتخیز جنوب، ایران

چکیده

در این پژوهش، با ارایه یک مدل برای ارائه ویسکوزیته هیدروکربن های خالص در حالات مختلفی از جمله گاز، مایع و فوق بحرانی به کمک تنها یک معادله حالت (پنگ رابینسون) ارائه شده است. ایده اصلی این روش براساس شباهت بین داده‌های PVT و TμP و از تئوری تعادل می‌باشد. به منظور غلبه بر ضعف معادله حالت در نزدیکی منطقه بحرانی و توسعه آن در نزدیکی و یا در فواصل دور از این منـطقه یـک روش تنـظیم شـده بـرای محاسبه ویسکوزیته ارائـه شده اسـت به طوری که قـابلیت پـوشـش شرایط فشاری خیلی بالا را دارا می‌باشد. در این مدل سازی ثابت‌های معادله حالت ویسکوزیته از تشابه دیاگرام‌های PVT و TµP در نقطه عطف بحرانی محاسبه شده است. همچنین ثابت R معادله ویسکوزیته (مشابه پارامتر ثابت جهانی گازها) از وابستگی به فشار در شرایط بحرانی محاسبه می‌شود. در مدل ارائه شده توسط فن وانگ (مشابه مدل حاضر) ضریب تراکم‌پذیری بحرانی با مقادیر متغیری برای هر ماده گزارش شده بود. در این تحقیق به منظور سادگی و عملکرد بهتر از مقدار ثابتی (Zc=3074/0) برای این ضریب ارائه شده است. در نهایت به منظور مقایسه عملکرد مدل با داده‌های تجربی، از یک تابع هدف آماری استفاده شده است. به طوری که میزان خطای مطلق میانگین برای مخلوطی از ترکیبات سبک و سنگین با مدل‌سازی روی 122 داده تجربی و همچنین به منظور تعمیم مدل به مخلوط‌های چهار و پنج تایی است که در محدوده‌های دمایی بر حسب کلوین و فشاری بر حسب بار که برای ترکیبات سه تایی در محدوده فشاری (35/6 تا 08/3) و دمایی (37/395 تا 26/324) برای ترکیبات چهارتایی در محدوده فشاری (12/4 تا73/2) و دمایی (37/395 تا 82/359) و ترکیبات چهارتایی همراه با کربن دی اکسید در محدوده فشاری (28/48 تا 14/25) و دمایی (37/395 تا 26/324) و بهره‌گیری از قوانین اختلاط جدید به منظور مدل‌سازی با دقت بالاتر استفاده شده است. ویسکوزیته مایع محاسبه شده براساس مدل PRμ0 از دقت پایینی برخوردار بوده، به همین دلیل با ایجاد پارامترهای بهینه‌سازی در معادلهPRμ0 انحراف محاسبات را کاهش داده که نسبت به مدل فن وانگ دقیق‌تر رفتار این مخلوط‌ها را پیش‌بینی می‌کنند
 

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

Optimization of PR Model and Compared with Fan and Yang Model to Predict the Viscosity of Heavy Liquid Mixture of Hydrocarbons with CO2

نویسندگان [English]

  • Amir Saeedi Dehaghani 1
  • behtash karami 2
1 Department of Petroleum Engineering, Faculty of Chemical Engineering, Tarbiat Modares University, Tehran, Iran
2 Gachsaran Oil & Gas Production Company, National Iranian South Oilfields Company, Tehran, Iran
چکیده [English]

In this research, an integrated model to provide both pure and mixed viscosity hydrocarbons in areas; such as, supercritical gas and liquid using only one equation of state (Peng and Robinson) is provided. The main idea of this method is based on the similarity between data and theory TμP, PVT and balance. In this modeling, the constants of the viscosity state’s equation are calculated from a similarity between diagrams of PVT and TμP at the critical turning point.  The equation of R constant viscosity (similar to universal gas constant parameter) is calculated from the dependence on the pressure in critical situations. In the model proposed by Fan Wang (the same model), critical compressibility factor values for each variable were reported. In this study, for the purpose of simplicity and better performance, a given amount (Zc = 0.3074) has been provided for this coefficient (index). Finally, a statistical objective function has been used for the purpose of making a comparison between the model’s performance and the experimental data.  So that the mean absolute error for the mixture of heavy and light compounds by using modeling on 122 experimental data as well as for the purpose of extending the model to a mixture of two, three, four and five which for the thermal limitation based on Kelvin and the pressure’s limitation based on Bar for the compounds of three at the limitation of pressure (3.08 to 6.35), thermal (324.26 to 395.37); for the compounds of four at the limitation of pressure (2.73 to 4.12), thermal (359.82 to 395.37); for the compounds of four with Carbon dioxide at the limitation of pressure (25.14 to 48.28), thermal (324.26 to 395.37) and  the incorporation of the new rules for more accurate modeling is used. Based on PRμmodel, the calculated liquid viscosity has had less accuracy, so that by generating the optimization parameters in PRμ0 equation, deviation calculations will be reduced. Moreover,  the average error rate for each of these mixtures is 5.04, 3.21, 5.16 and 2.9 percent recpectively, which is more accurate than the Wang technology for predicting the behavior of this mixture.
 

کلیدواژه‌ها [English]

  • Modeling
  • viscosity
  • Peng Robinson
  • Hydrocarbon Mixture
  • Mixing

[1]. Al-Syabi Z., Danesh A., Tohidi B., Todd A. C. and Tehrani D. H., “A residual Viscosity correlation for predicting the Viscosity of petroleum Reservoir Fluids over wide ranges of pressure and temperature”, Chemical Engineering Science, Vol. 56, No. 24, pp. 6997-7006, 2001.##

[2]. Pedersen K. S. and Fredenslund A., “An improved corresponding states model for the prediction of oil and gas viscosities and thermal conductivities”, J. Chem. Eng. Sci., Vol. 42, No. 1, pp. 182-186, 1987.##

[3]. Riazi M. R. and Al-Otaibi G. N., “Estimation of viscosity of liquid hydrocarbon systems”, Fuel, Vol. 80, No. 1, pp. 27-32, 2001.##

[4]. Lawal A. S., “Prediction of vapor and liquid viscosities from the Lawal-Lake-Silberberg equation of state”, SPE/DOE Paper No. 14926, Presented at the Fifth Symposium on Enhanced Oil Recovery, Tulsa, April, 20-23, 1986. ##

[5]. Guo X. Q., Sun C. Y., Rong S. X., Chen G. J., and Guo T. M., “Equation of state analog correlations for the viscosity and thermal conductivity of hydrocarbons and reservoir fluids”, J. Pet. Sci. Eng., Vol. 30, No. 1, pp. 15-27, 2001. ##

[6]. Lee M. J., Chiu J.Y., Hwang S.M. and Lin H. M., “Viscosity calculations with the Eyring-Patel-Teja model for liquid mixtures”, Ind. Eng. Chem. Res., Vol. 38, No. 7, pp. 2867–2876, 1999. ##

[7]. Cao W., Knudsen K., Fredenslund A. and Rasmussen P., “Simultaneous correlation of viscosity and vapor-liquid equilibrium data”, Ind. Eng. Chem. Res., Vol. 32, No. 9, pp. 2077–2087, 1993. ##

[8]. Rosana J. M., Marcio J. E. de M. Cardoso, and Oswaldo E. and Barcia, “A new model for calculating the viscosity of pure liquids at high pressures”, Ind. Eng. Chem. Res., Vol. 42, No. 16, 42 (16), pp. 3824–3830, 2003.##

[9]. Wu X., Li Ch. and Jia W., “An improved model based on Peng-Robinson equation of state for light hydrocarbon liquids and gases”, Fluid Phase Equilibria, Vol. 380, pp. 147–151, 2014. ##

[10]. Khosharay Sh., “Suggestion of mixing rule for parameters of PRμ model for light liquid hydrocarbon mixtures”, Korean J. Chem. Eng., Vol. 31, No. 7, pp.  1246-1252, 2014. ##

[11]. Kelayeh A., Ghotbi S. and Taghikhani V., “Correlation of viscosity of aqueous solutions of alkanol amine mixtures based on the eyring's theory and wong-sandler mixing rule,” Iran. J. Chem. Chem. Eng, Vol. 32, No. 2, pp. 9-17, 2013.## 

[12]. Novak L. T., “Predicting natural gas viscosity with a mixture viscosity model for the entire fluid region”, Ind. Eng. Chem. Res, Vol. 52, No. 45, pp. 16014–16018, 2013. ##

[13]. Twu C. H., Coon J. E. and Cunningham J. R., “A new generalized alpha function for a cubic equation of state Part 1. Peng-Robinson equation”, Fluid Phase Equilibria, Vol. 105, No. 1, pp. 49–54, 1995.##

[14]. Barrufet M. A., El-Sayed S. K., Mahmoud S., Gustavo T. and Iglesias-Silva A., “Liquid viscosities of Carbon Dioxide + Hydrocarbons from 310 K to 403 K”, J. Chem. Eng. Data, Vol. 41, No. 3, pp. 436–439, 1996.##

[15]. Abdulagatov I. M. and Azizov N. D., “(p, ρ, T, x) and viscosity measurements of {x1n-heptane + (1 − x1) n-octane} mixtures at high temperatures and high pressures”, J. Chem. Thermodynamics, Vol. 38, No. 11, pp. 1402–1415, 2006.##

[17]. Dolan J. P., Starling K. E., Lee A. L., Eakin B. E. and Ellington R. T., “Liquid, gas and dense fluid viscosity of n-Butane”, J. Chem. Eng. Data, Vol. 8, No. 3, pp 396–399, 1963.##

[16]. Fan T. B. and Wang L. S., “A viscosity model based on Peng–Robinson equation of state for light hydrocarbon liquids and gases”, Fluid Phase Equilibria, Vol. 247, No. 1-2, pp. 59-69, 2006.##

[18]. Wang Z. F., Wang L.-Sh. and Fan T. B., “Densities and viscosities of ternary mixtures of heptane, octane, nonane, and hexyl benzene from 293.15 K to 313.15 K”, J. Chem. Eng. Data, Vol. 52, No. 5, pp. 1866–1871, 2007.##

[19]. Danesh A., “Pvt and phase behavior of petroleum reservoir fluids”, Elsevier Science & Technology Books, 1998. ##