Зависимость плотности природного газа от давления

§ 7. Плотности природного газа, стабильного и насыщенного углеводородного конденсата

где _р,t и _рoto —плотности газа соответственно при давлении р₁ и температуре t и нормальном давлении р_о и температуре t_о.

Плотность стабильного углеводородного конденсата (C₅₊) можно определить путем непосредственного измерения, рас­чета по формулам (по известному составу, по его молекуляр­ной массе М_к или коэффициенту преломления n_d).

где t_кип—средняя температура кипения конденсата, °С.

Результаты расчетов по этим формулам в зависимости от группового состава конденсата (молярных долей парафино­вых, нафтеновых и ароматических углеводородов в его составе) и молекулярной массы получают с определенной по­грешностью.

Коэффициент термического расширения стабильного конден­сата для большинства газоконденсатных месторождений _t = 0,810 -3 1/°С, коэффициент сжимаемости конденсата _К= -1,8 ГПа -1 .

Зависимость плотности стабильного конденсата от давления и температуры (при 30

Плотность насыщенного углеводородного конденсата можно определить по графоаналитическому методу Катца и Стендинга [25] и расчетным путем по приведенным параметрам. По методу Катца и Стендинга сначала определяется плотность жидкости при стандартных условиях по формуле (III.46)

где x_i, M_i и _i — молярная доля, молекулярная масса и плот­ность i-ro компонента соответственно.

Далее определяются поправки к вычисленной плотности при стандартных условиях на давление _p и температуру _t.

Плотность насыщенной жидкости при заданных давлении и температуре определяется по формуле  = _ст + _р-р_t. (III.46)

Плотность по приведенным параметрам определяется сле­дующим образом:

где _пр —приведенная плотность; V_{кр i} — критический моляр­ный объем i-ro компонента в смеси.

Приведенную плотность определим по формуле Викса

где z_кр.см — среднекритический коэффициент сверхсжимаемо­сти жидкой смеси; T_пр — приведенная температура насыщен­ной жидкости, z_кр.см= . (III.49)

Здесь z_кpi — критический коэффициент сверхсжимаемости i-ro компонента. Его можно найти по табл. III.5 или определить по формуле Ганна и Ямады

Для ориентировочных расчетов можно воспользоваться формулой Л. П. Филиппова зависимости приведенной плотно­сти от приведенной температуры, справедливой для чистых ор­ганических жидкостей в интервале приведенных температур 0.3пр

Порядок расчета плотности насыщенной жидкости:

Приведён пример и номограмма для определения плотности углеводородных газов

Источник

ПЕРЕСЧЕТ ПЛОТНОСТИ И РАСЧЕТ ОТНОСИТЕЛЬНОЙ ПЛОТНОСТИ ПРИРОДНОГО ГАЗА ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ТЕМПЕРАТУРАХ И ДАВЛЕНИИ 101,325 кПа

«ГОСТ 34721-2021. Межгосударственный стандарт. Газ природный. Определение плотности пикнометрическим методом» (введен в действие Приказом Росстандарта от 16.04.2021 N 221-ст)

ПЕРЕСЧЕТ ПЛОТНОСТИ И РАСЧЕТ ОТНОСИТЕЛЬНОЙ ПЛОТНОСТИ

ПРИРОДНОГО ГАЗА ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ТЕМПЕРАТУРАХ

И ДАВЛЕНИИ 101,325 кПа

Б.1 Плотность природного газа при температурах 0 °C и 15 °C и давлении 101,325 кПа и , соответственно, г/дм 3 (кг/м 3 ), вычисляют по следующим формулам:

; (Б.1)

, (Б.2)

где 1,07378 и 1,01747 — коэффициенты пересчета в зависимости от температуры.

Б.2 Относительную плотность природного газа вычисляют по следующим формулам:

; (Б.3)

; (Б.4)

, (Б.5)

где d₀, d₁₅, d₂₀ — относительная плотность природного газа соответственно при температурах 0 °C, 15 °C, 20 °C и давлении 101,325 кПа,

1,292923; 1,225410 и 1,204449 — плотность сухого воздуха стандартного состава, соответственно при температурах 0 °C, 15 °C и 20 °C и давлении 101,325 кПа, г/дм 3 (кг/м 3 ).

Источник

1.4. Состав и свойства природного газа

Природный газ представляет собой смесь предельных угле­водородов состава С_пН_2п+2, в которой содержится метан, этан, пропан, бутан и иногда пары более тяжелых углеводородов. Часто в состав природных газов входят азот N₂ (до 40 % по объему), углекислота СО₂, сероводород H₂S и редкие газы.

В газе газовых и газоконденсатных месторождений обыч­но преобладает метан; его доля достигает 98,8 %; в нефтяном (попутном) газе доля метана намного меньше, однако увели­чивается доля более тяжелых углеводородов — этана, пропа­на и бутана [5, 7, 13, 41].

Состав газовых смесей выражается в виде массовой, объем­ной или молярной доли компонентов в процентах. Массовая доля в процентах какого-либо компонента газовой смеси пред­ставляет собой отношение массы этого компонента к массе всей смеси:

где М_i — масса i-го компонента; M_см — масса смеси.

Объемная доля (%) какого-либо компонента в смеси газов равна отношению объема компонента к объему всей смеси:

где V_i — объем /-го компонента в смеси; V_см — объем всей смеси.

Молярная доля компонента определяется аналогично и может быть представлена в виде

где N_i — число молей г-го компонента в смеси; N_cm — сум­марное число молей газа в смеси.

Физические свойства природного газа зависят от его со­става, но в целом близки к свойствам метана как основного компонента смеси.

Плотность природного газа можно определить взвешива­нием или вычислить, зная молекулярную массу смеси М:

где V_m — объем моля газа при стандартных условиях, м 3 .

Обычно р_г находится в пределах 0,73— 1,0 кг/м 3 . В расче­тах часто используют более удобную величину — относитель­ную плотность Δ так как значение ее практически не зави­сит от давления и температуры. За величину сравнения при­нимают плотность воздуха

где М_Г — масса газа; М_в — масса воздуха.

Относительная плотность газа изменяется от 0,50 до 1,0. Плотность индивидуальных компонентов углеводородных га­зов (и сероводорода), за исключением метана, больше еди­ницы. При всех расчетах, связанных с движением газа, исполь­зуется вязкость. Аналитические зависимости вязкости смеси от вязкости входящих в смесь компонентов сложны и имеют недостаточную точность. В связи с этим на практике вяз­кость определяют по экспериментальным графикам, один из которых приведен на рис. 1.2.

Рис. 1.2. Зависимость вязкости природного газа μ (при Δ = 0,6) от температуры

Состояние газа характеризуется давлением р, температу­рой Т и объемом V. Соотношение между этими параметрами определяется законами идеальных газов (Бойля — Мариотта, Гей-Люссака и др.), которые имеют чрезвычайно большое

Рис. 1.3. Зависимость коэффициента сжимаемости природного газа от при­веденного давления при различных температурах

pV = ZMRT,

где Z — коэффициент сжимаемости; М — масса газа; р — давление; V — объем газа; R — газовая постоянная; Т — абсолютная температура.

Для нефтяных газов значение коэффициента сжимаемо­сти Z можно найти приближенно

Относительная плотность газа

Рис. 1.4. Зависимость среднекритического давления (1, 2) и температуры (1‘ 2′ ) природного газа от относительной плотности:

1, 1‘ — газовое месторождение; 2, 2′ — газоконденсатное месторождение

по графикам Брауна, представленным на рис. 1.3. Коэффициенты сжимаемости Z на этом графике зависят от приведенных давления р_пр и температуры Т_пр , значения которых можно определить по формулам

где р и Т — соответственно давление и температура газа; р_кр и Т_кр — критические давления и температура.

Рис. 1.5. Энтальпия природного газа в зависимости от давления и темпе­ратуры (при относительной плотности газа Δ = 0,6)

газа на конечном участке изменения его давления. Эту вели­чину обычно находят по кривым теплосодержания (рис. 1.5). Зная давление газа и его температуру при одном состоянии, по этим кривым можно найти температуру газа после дроссе­лирования. Для этого от первоначальной точки по линии равного теплосодержания следует переместиться в точку но­вого значения давления. Температура, соответствующая этой точке, явится искомой величиной. Изменение температуры газа при снижении давления на 0,1 МПа называется коэффи­циентом Джоуля — Томсона. Эта величина составляет 0,25 — 0,35 °С на 0,1 МПа (1 атм).

Источник