Критические параметры природного газа

Вязкость газа (m)

Критическим состоянием вещества (газа) является такое состояние, при котором исчезает граница между его газовой и жидкой фазой и свойства этих фаз становятся равными друг другу.

Для природного газа (смеси углеводородных и не углеводородных компонентов) критические параметры – давление, температура, плотность, объем и т.д. –определяются как псевдокритические по составу газа расчётным путём.

Графический способ определения псевдокритических параметров состоит в определении величин (Рп.кр., Тп.кр.) по графической зависимости от относительной плотности газа по воздуху r.

Расчетный способ определения псевдокритических параметров применяется при известном составе газа, когда определены все компоненты природного газа, по формулам:

Состав	Содерж. %	Критические параметры	Псевдокритические
Рк	Тк	Рпк	Тпк
СН4	74,1	4,69	190,5	3,4	141,2
С2Н6	7,48	4,97	306,4	0,37	22,85
…..
å	4,76 Мпа 218,3 0 К

Приведенными параметрами называют отношение соответствующих параметров к их критическим значениям. Приведённые параметры природного газа определяются как отношение давления и температуры к их псевдокритическим значениям:

Коэффициент сверхсжимаемости газа ( z ).

Коэффициент сверхсжимаемости является отношением объема V газа, при заданных давлениях и температуре, к объему этого газа, определённому при идентичных Р и Т по законам «идеального» газа:

Z = V/Vид., (2.8)

Коэффициент сверхсжимаемости характеризует отклонение объёма реального газа от объёма «идеального» газа. Он зависит от состава газа, давления и температуры и может быть определён аналитическим или графическим способом. На практике (для текущих технических расчетов, в том числе и при обработке данных по исследованиям скважин) применяется графический способ – по зависимости z от Тпр. и Рпр.

Плотность – отношение массы газа к его объему (кг/м 3 ).

Плотность газа при нормальных условиях (Р = 760 мм рт.ст. и Т = 273 0 К) определяется по формуле:

r = М/22.4, (2.9)

где М – молекулярная масса газа.

Плотность п. газа зависит от состава, давления и температуры. Плотность газа при заданных (пластовых) условиях Р и Т определяется по известной плотности при нормальных (стандартных) условиях по формуле:

r = r_ст. (РТст/РатZТ) (2.10)

При наличие влаги (водяных паров) вносится в расчет поправка на влагосодержание. Для практических расчетов часто используется относительная плотность газа по воздуху ` r:

`r = r / r_возд., (2.11)

r_возд н 273 гр.К = 1.293 кг/м 3

r ст 293 гр.К = 1.205 кг/м 3

Вязкость – физическое свойство вещества, которое проявляется при движении и характеризует сопротивляемость скольжению и сдвигу одной части относительно другой.

Вязкость газа оценивается через коэффициент вязкости который зависит от давления, температуры и состава природного газа. При повышении в составе природного газа тяжелых углеводородов вязкость его увеличивается.

Влагосодержание газа (W) – это количество паров воды, растворенной в единице объема природного газа при заданных (например пластовых) условиях. Влагосодержание газа зависит от состава газа, Т, Р, физико – химических свойств конденсационной воды с которой с которой газ находится в термодинамическом равновесии.

где W_0,6 – влагосодержание с `r = 0,6;

С_с – поправка на соленность воды;

С_р – поправка на отклонение плотности данного газа от 0,6.

Понравилась статья? Добавь ее в закладку (CTRL+D) и не забудь поделиться с друзьями:

Источник

1.3. Основные физические свойства газа

При расчете некоторых свойств газов, а также производительности и пропускной способности газопроводов различают следующие условия состояния газа:

— нормальные условия: температура — 0°С, давление — 0.101325 МП а (760 мм рт. ст.);

— стандартные условия 20°С: температура — 20 о С, давление — 0,101325 МПа (760 мм рт. ст.);

— стандартные условия 15°С: температура — 15°С, давление -0,101325 МПа (760мм рт. ст.).

Например, плотность воздуха при различных условиях равна:

в₀=1,293 кг/м 3 (0°С, 760 мм рт. ст.);

в₂₀ =1206 кг/м» (20 °С, 760 мм рт. ст.);

в₁₅ =1225 кг/м 3 (15 °С, 760 мм рт. ст.).

В расчетах достаточно часто пользуются понятием относительной плотности, т.е. отношением плотности газа к плотности воздуха при одних и тех же условиях

Плотность газа при нормальных условиях может быть определена по его молярной массе М

где М — молярная масса, кг/кмоль; 22,41 — объем, который занимаемый

1 кмоль газа при нормальных условиях, м /кмоль.

Приведение плотности, объема и расхода газа к стандартным

условиям выполняется по следующим зависимостям _ _

где Р и Р_ст — абсолютные давления; Т и Т_ст — абсолютные температуры газа; Z и Z_ст — коэффициенты сжимаемости газа соответственно при двух состояниях.

Плотность смеси газов подчиняется закону аддитивности (смешения)

где а_i — молярная (мольная объемная) концентрация, — плотность i-го компонента (табл. 1.3).

Газовая постоянная зависит от состава газовой смеси определяется по формуле( /( ))

где — универсальная газовая постоянная,

=8314,3 н м / (кмоль К) = 8,3143 кДж / (кмоль К)

Средние критические температура и давление смеси также подчиняются закону аддитивности

где Т_крi и Р_крi — абсолютные критические температура и давление компонентов смеси.

Критическим давлением называется такое давление, при котором и выше которого повышением температуры нельзя испарить жидкость.

Критическая температура — это такая температура, при которой и выше которой при повышении давления нельзя сконденсировать пар.

В соответствии с нормами технологического проектирования [ ] критические параметры природного газа могут быть определены, по известной плотности газовой смеси

где — плотность газа (кг/м 3 ) при стандартных (20°С) условиях; критическое давление газа рассчитано в МПа, а критическая температура — в К.

Физические свойства компонентов, входящих в состав природных газов

Критические параметры газа:

Теплоемкость с_р, кДж/(кг К) при 0 о С

Критические параметры газа:

Теплоемкость с_р, кДж/(кг К) при 0 о С

Сжимаемость газа учитывает отклонение газов от законов идеального газа. Сжимаемость газа характеризуется коэффициентом сжимаемости Z, который определяется экспериментально. При отсутствии экспериментальных данных коэффициент сжимаемости определяется по номограммам в зависимости от приведенных температуры и давления (Т_ПР, Р_ПР) газа или в зависимости от давления температуры и относительной плотности по воздуху, а также по формулам, рекомендованным в отраслевых нормах проектирования [ ]

Влажность газов. Практически все газы содержат водяные пары, т.е. имеют некоторую влажность. Влажность природных газов обусловлена пластовыми условиями. В магистральных и распределительных газопроводах транспортируемый газ может насыщаться влагой, оставшейся в газопроводе после гидравлических испытаний. Присутствие сконденсированных водяных паров и кислых газов может вызвать коррозию трубопроводов и оборудования. При некоторых условиях (температуре и давлении) при наличии капельной влаги в газе могут образовываться кристаллогидраты.

Содержание влаги в газе характеризуется абсолютной и относительной влажностью.

Абсолютная влажность (в г/м 3 или кг/кг) характеризует содержание водяных паров соответственно в единице объема или единице массы газа. Влагосодержание природных газов зависит от состава газа, температуры и давления и определяется по номограмме (рис. 1.2).

Относительная влажность газа – отношение фактического количества водяных паров в единице объема газа к максимально возможному количеству при определенных давлении и температуре.

где m_П – количество водяного пара в единице объема пара; m_Т —максимально возможное количество водяного пара_, которое может находиться в газе без конденсации при данных давлении и температуре; Р_П — парциальное давление водяного пара в газовой смеси; Р_Т —давление насыщенного водяного пара при температуре Т.

Температура, при которой газ становится насыщенным при определенном давлении, называется точкой росы.

При подготовке к транспорту газ должен быть осушен так_, чтобы точка росы была на 5. 7 градусов ниже минимальной температуры охлаждения газа в газопроводе (табл. 1.4).

Источник

2.2. Определение физических свойств газа

2.2.1. Критические параметры природных газов и их компонентов

Критическим называется такое состояние вещества, при котором исчезает граница между его газовой и жидкой фазами и свойства этих фаз становятся равными. Для природного газа, являющегося смесью углеводородных и неуглеводородных компонентов, критические параметры (давление, температура, плотность, объем и т.д.) определяются как псевдокритические по составу газа.

Наиболее простым способом определения псевдокритических давления и температуры при известной плотности газа и неизвестном составе является графический способ. На рисунке 2.1показаны зависимости псевдокритических давления Р_п.кри температуры Т_п.крот относительной по воздуху плотности газа. При наличии в газе азота, сероводорода и углекислого газа на псевдокритические параметры, определяемые изрисунка 2.1, вводятся поправки с соответствующим знаком, величины которых в зависимости от содержания этих компонентов показаны нарисунке 2.2. (Руководство по исслед. СКВ. Алиева стр.36)

Рисунок 2.1 – Зависимости псевдокритичских давления и температуры для газа (кривые 1 и 4) и газоконденсатной смеси (кривые 2 и 3)

Рисунок 2.2 – Поправки к псевдокритическим давлениям – (а) и температурам – (б) газов, содержащих примеси H₂S (1), CO₂ (2), N₂ (3).

При известном составе газа, если содержание метана составляет ≥95% псевдокритические параметры Р_п.кри Т_п.кропределяются по формулам:

; (2.3)

где x_i– доляi-го компонента в газе; Р_кр.i, Т_кр.i– критические давление и температураi-го компонента в смеси, значения которых приведены втаблице 2.2.

Для более точного определения псевдокритических параметров газовых смесей Р_п.кр и Т_п.кр газоконденсатных месторождений рекомендуется использовать формулы:

; (2.4)

где ;(2.5)

Если смесь газа включает в себя полярные и неполярные компоненты, то при превышении содержания полярных компонентов 5% мольных псевдокритические параметры определяются согласно методике, изложенной в работе [18].

Все углеводородные компоненты газа, азот и углекислый газ относятся к неполярным соединениям. К полярным соединениям относятся пары воды, сероводород и вводимые в поток газа метанол, соляная кислота и др.

2.2.2 Фактор ацентричности молекул реальных газов (рис стр.44)

Молекулы реальных газов имеют конечные размеры и форму и оказывают значительное взаимное влияние. Поэтому для характеристики реальных газов необходимо учесть параметры, связанные молекулярным взаимодействием.

Молекулы простых газов имеют сферическую форму, для них схемы притяжения, которые действуют по линии, соединяющей их центры, пропорциональны расстоянию в шестой степени. Для газов с несферической формой молекул схемы притяжения или отталкивания состоят не только из сил между центрами молекул, но и из дополнительных нецентричных сил. Для учета дополнительных нецентричных сил между молекулами газа несферической формы введен дополнительный параметр, названный ацентрическим фактором.

Таблица 2.2 – Физико-химические свойства компонентов природного газа при Р=0,1013 МПа.

Он является одним из параметров, оценивающих отклонения газов со сложной формой молекул от газов со сферической формой молекул. Для отдельных компонентов газов значения ацентрического фактора приведены в таблице 2.2.

Приближенно ацентрический фактор компонентов может быть определен формулой:

(2.6)

где Т_кип.i– температура кипенияi-го компонента, значение которой определяется изтаблицы 2.2.

Если содержание высококипящих углеводородов С₅₊в газе не превышает 1% мольных, то критические параметры этой группы могут быть заменены критическими параметрами нормального гептана. При содержании С₅₊превышающем 1%, желательно эту группу углеводородов заменить фракцией товарного конденсата и рассматривать их как компоненты смеси.

Если в составе газа содержится до 50% кислых компонентов СО₂иH₂Sи при этом концентрация каждого из них не превышает 25%, то для определения псевдокритических параметров можно использовать приближенные формулы:

; (2.7)

(2.8)

где – мольные доли сероводорода и углекислого газа в составе газа; Р_п.кр, Т_п.кр– псевдокритические давление и температура, определяемые с использованием формулы (2.3).

Источник