Prédiction des propriétés volumétriques des hydrocarbures par une translation de volume améliorée

Prediction of the Volumetric Properties of Hydrocarbons with an Improved Volume Translation Method

Institut Français du Pétrole

Résumé

Ce résumé contient des formules (***) qui ne peuvent s'afficher à l'écran. À la suite des travaux de Péneloux et al. (1982) , plusieurs auteurs (Soreide, 1989; Magoulas et Tassios, 1990; Coniglio, 1993) ont proposé des méthodes de translation de volume pour mieux calculer les masses volumiques des liquides au moyen des équations d'état. Le présent travail vise à améliorer ces prédictions, en particulier dans les conditions des gisements pétroliers (températures jusqu'à 200°C et pressions atteignant 120 MPa), en utilisant l'équation d'état de Peng-Robinson. Comme les méthodes existantes sont parfois incohérentes dans ces conditions (ex. coefficient d'expansion thermique négatif) nous avons dû mettre au point une expression originale pour la translation de volume. Dans ce but, nous avons utilisé des mesures de masse volumique à haute pression, et non les masses volumiques du liquide à saturation. On a ainsi étudié des hydrocarbures de plusieurs familles : n-alcanes de C6 à C40 cyclohexane, monoaromatiques de C6 à C12. La translation de volume c obéit approximativement à une dépendance linéaire en température et en masse moléculaire : c(T) = (0,023 - 0,00056 MW)T + (-34,5 + 0,4666 MW) où c est exprimé en cm³/Mol, T en K et MW en g/mol. Avec cette expression, les écarts résiduels moyens à haute pression sont faibles (inférieurs à 3 % pour les hydrocarbures C6 à C13 étudiés). Pour les hydrocarbures plus lourds, les prévisions sont sensibles au choix des paramètres critiques et l'on recommande l'expression: (***) où v(Tref, Pref) désigne le volume molaire liquide calculé par l'équation d'état non translatée dans les conditions où la mesure de masse volumique (Pref) est disponible. À l'exception de la région péri-critique, la précision reste bonne à basse pression. La nouvelle méthode de translation de volume permet de supprimer les incohérences des méthodes existantes et, à l'opposé de celles-ci, s'avère cohérente avec les règles de mélange quand l'on regroupe plusieurs constituants en un pseudo-constituant. Son application aux mélanges pétroliers apparaît donc prometteuse.

Abstract

This summary contains formulas (***) which can not be displayed on the screen. Following the work of Péneloux et al. (1982) , several attempts have been made to improve density calculations from equations of state by the use of alternative volume translation methods (Soreide, 1989; Magoulas and Tassios, 1990; Coniglio, 1993). The present work aims at improving these predictions, particularly in the case of oil and gas reservoirs (temperature up to 200°C and pressures as high as 120 MPa), using the Peng-Robinson equation of state. As volume translation methods sometimes show inconsistencies at high pressure (e. g. , negative thermal expansion coefficient) we had to develop an original expression. For this purpose, we used high pressure density measurements instead of saturated liquid densities. Several pure hydrocarbons from various families were considered : C6 to C40 n-alkanes, cyclohexane, C6 to C12 monoaromatics. Within a good approximation, the volume translation c is thus shown to follow a linear dependancy with temperature and with molecular weight :c(T) = (0. 023 - 0. 00056 MW)T + (- 34. 5 + 0. 4666 MW)where c is in cm³/mol, T in K and MW in g/mol. When this expression is used, average errors at high pressure are low (less than 3% for the C6 to C13 hydrocarbons investigated). For heavier hydrocarbons, its predictions are sensitive to critical properties and the following expression is recommended :(***)where v(Tref, Pref) is the liquid molar volume computed by the untranslated equation of state in the same conditions as those where a density measurement (pref) is available. With the exception of the near-critical region, the method is still accurate at low pressure. The method does not display the inconsistencies of previous methods, and it is also shown to be consistent with mixing rules when several pure components are lumped into a single pseudo-component. As a consequence, its application to real fluids looks promising.