Зависимость плотности природного газа от температуры

§ 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

Физико-химические свойства природного газа: СПГ

Одна из основных страниц сайта уже содержит основные свойства сжиженного природного газа. В качестве дополнения здесь приводится некоторая более детальная информация. Напомним, что СПГ – это криогенная жидкость, являющаяся смесью углеводородов ряда С₁-С₄ с содержанием метана более 80%. Количество углеводородов ряда С₅-С₈ в составе сжиженного природного газа допустимо, но ограничено долями процента и должно контролироваться, так как их повышенное содержание будет приводить к запарафиниванию поверхности криогенных технологических узлов.

Компонентный состав сжиженного природного газа
Источник: dolgikh.com
Показатель	Норма, %
Объемная доля метана	92±6
Объемная доля этана	4±3
Объемная доля пропана и более тяжелых углеводородов	2,5±2,5
Объемная доля азота	1,5±1,5
Массовая доля сероводорода и меркаптановой серы	не более 0,005

Типичный состав СПГ различных производителей
Источник: Oil&Gas Journal
Производители СПГ	Мольные доли фракций, %
	Метан	Этан	Пропан	Бутаны	Пентаны
Das Island, Абу Даби	87,10	11,40	1,27	0,14	0,00
Whintnell Bay, Австралия	87,80	8,30	2,98	0,88	0,00
Bintulu, Малайзия	91,20	4,28	2,87	1,36	0,01
Arun, Индонезия	89,20	8,58	1,67	0,51	0,02
Lumut, Бруней	89,40	6,30	2,80	1,30	0,00
Bontang, Индонезия	90,60	6,00	2,48	0,82	0,01
Ras Laffan, Катар	89,60	6,25	2,19	1,07	0,04

Физические свойства СПГ

Физические свойства сжиженного природного газа зависят от компонентного состава и от давления. Например, для плотности в различных источниках указываются следующие диапазоны значений: 370-430, 430-470, 410-500, 400-420 кг/м 3 . В нижеследующей таблице отражены изменения плотности и температуры кипения СПГ в зависимости от различных значений избыточного давления и компонентного состава газа.

Зависимость плотности и температуры кипения СПГ от состава газа и избыточного давления
Источник: dolgikh.com
Давление, МПа	Состав, % метана	Молекулярная масса, кг/кг·моль	Плотность, кг/м куб.	Температура кипения, °C
0,5	97	16,7	392	–135
	80	20,9	459	–132
0,0	97	16,7	422	–162
	80	20,9	495	–160

Основные физические характеристики сжиженного газа

• Температура кипения при атмосферном давлении: –162°C
• Плотность сжиженного газа при атмосферном давлении: 420 кг/м 3
• Низшая теплота сгорания (при 0°C и 101,325 КПа): 35,2 МДж/м 3 (или 11500 ккал/кг)
• Пределы воспламенения при газификации: 4…16% (объемных)
• Минимальная температура воспламенения газовоздушной смеси: 557°C (830 К)

В процессе регазификации СПГ из одного объема жидкости при стандартных условиях (21°C, 1 атмосфера) получается около 618 объемов природного газа. Жидкий газ обычно хранится в изотермических резервуарах при температуре кипения, которая поддерживается за счет испарения СПГ.

При сжижении природного газа повышается как калорийность газа, получаемого последующей регазификацией, так и самого СПГ. С одной стороны, в процессе сжижения удаляется углекислый газ, а с другой – ШФЛУ, входящая в состав СПГ, повышает калорийность, так как этан, пропан и бутаны обладают большей высшей теплотой сгорания (высшей удельной теплотворной способностью), чем метан (на кубометр газа или на кубометр СПГ; если сравнивать по весу, то выигрыш незначителен). Этот аспект можно учесть, проводя экономические расчеты за поставляемый СПГ на калориметрической основе (а не на волюметрической). Для примера, расчеты показывают, что энергетическая ценность СПГ, получаемого из газа нижнего мела месторождений полуострова Ямал, может достигать 23 MBTU/м 3 (24,5 ГДж/м 3 ), что на 10% больше, чем для СПГ, получаемого из сухого газа.

Высшая теплотворная способность газа в жидком виде при 15°C:

• Метан – 16,672 ГДж/м 3 (рассчитано условно как для идеального газа)
• Этан – 18,459 ГДж/м 3
• Пропан – 25,358 ГДж/м 3
• n-бутан –28,715 ГДж/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