Добрый день коллеги!
Комп состав известен. парафина в данном случае нет, больше содержания жидкости,в основном конденсата.
Касающихся выбора метода вычисления коэффициента сжимаемости, реализуемого в вычислителях узла учета газа СИКГГК и сопоставления принятых решений требованиям нормативных документов, образовались следующие выводы, которыми считаю необходимым поделиться с вами:
1. При использовании уравнений состояния ВНИЦСМВ и AGA8-92DC сумма концентраций компонентов «метан, пропан, азот, сероводород, этан, бутаны, диоксид углерода» должна составлять не менее 99%, а прочие компоненты должны составлять в сумме не более 1% (п.3.2.1. ГОСТ 30319.2-96). У нашего сырого газа, сумма прочих компонентов «пентан, гексан, гептан» составляет 1,18%, т.е. превышает 1%. Таким образом, напрашивается вывод, что наш природный газ не входит в область применения уравнений состояния ВНИЦСМВ и AGA8-92DC.
2. Модифицированный метод NX19мод. имеет область применения в части высшей удельной теплоты сгорания от 32 до 40МДж/м3 (п.3.2.1. ГОСТ 30319.2-96). При выполнении расчета данного показателя для сырого газа с использованием компонентного состава, результат составил 40,2 МДж/м3, что не входит в область применения метода NX19мод.
3. Изучение метода GERG 91mod показало, что по рассмотренным выше показателям сырой газ удовлетворяет его области применения. Вместе с тем, погрешность расчета коэффициента сжимаемости природного газа для смесей с H2S у данного метода составляет 2,10%, что на фоне 0,15-0,36% у остальных трех методов выглядит очень высокой. Кроме того, данный метод не относится к рекомендованным для применения при добыче и переработке газа.
Надеюсь, что данная информация окажется полезной при выборе и реализации в вычислителях расхода газа правильного метода вычисления коэффициента сжимаемости газа.
Для информации сообщаю, что в Российской Федерации, наряду с комплексом стандартов ГОСТ 30319, широко применяется методика ГСССД МР 113-2003 «Определение плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости влажного нефтяного газа в диапазоне температур 263…500 К при давлениях до 15 МПа.» При вычислении СУ с помощью программы "Расходомер ИСО" у нас получается погрешность узла 0,7%.