Лекции.ИНФО


Лекция 2 ОСНОВНЫЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ



 

2.1 Состав и классификация природных газов

Природные газы, добываемые из чисто газовых, нефтяных и газоконденсатных месторождений, состоят из углеводородов гомоло­гического ряда метана с общей формулой СnН2n+2. а также неугле­водородных компонентов: азота (N2), углекислого газа (СО2), се­роводорода (H2S), благородных (инертных) газов (гелия, аргона, криптона, ксенона), ртути.

Число углеродных атомов в молекуле углеводородов п может достигать 17—40.

Метан (СН4), этан (С2Н6) и этилен (С2Н4) при нормальных ус­ловиях (р= 0,1 МПа и Т = 273 К) являются реальными газами.

Пропан (С3Н8), пропилен (С3Н6), изобутан (i-C4H10), нормальный бутан (п4Н10) бутилены (С4Н8) при атмосферных условиях нахо­дятся в парообразном (газообразном) состоянии, при повышенных давлениях—в жидком состоянии. Они входят в состав жидких (сжиженных) углеводородных газов.

Углеводороды, начиная с изопентана (i-C5H12), при атмосферных условиях нахо­дятся в жидком состоянии. Они входят в состав бензиновой фрак­ции. Их называют углеводородным конденсатом. Углеводороды, в молекулу которых входит 18 и более атомов углерода (от С18Н38), расположенных в одну цепочку, при атмо­сферных условиях находятся в твердом состоянии.

Природные газы классифицируют по трем группам:

1) Газы, добываемые из чисто газовых месторождений.

2) Газы, добываемые вместе с нефтью (попутные газы).

3) Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений.

Газовыми и газоконденсатными месторождениями являются месторождения, которые находятся в пластовых условиях в однофазном состоянии. Нефтяными являются залежи, в которых объем нефтяной части залежи больше объема газовой шапки и составляет более 0,75. Газонефтяные 0,5-0,75. Нефтегазовые или нефтегазоконденсатные (НГКМ), в которых объем нефтяной части 0,25-0,5. В газовых и газоконденсатных месторождениях содержание метана обычно превышает 90%, тогда как в газонефтяных находится в пределах 50%.

Сухой газ состоит преимущественно из метана. Жирный газ содержит в своем составе более тяжелые компоненты, характерен для попутных нефтяных газов. Искусственными газами называют газы, полученные при сухой перегонке твердых топлив (каменный уголь, горючий сланец).

Основные свойства природных газов

2.2.1 Плотность газа0 в нормальных физических условиях0-0,1013 МПа и Т0=273 К) можно определить по формуле:

, (2.1)

где М - молекулярная масса.

Если задана плотность газа при нормальных условиях (н.у.), можно определить относительную плотность газа, как отношение плотности газа к плотности воздуха (плотность воздуха при н.у. равна 1,293 кг/м3):

. (2.2)

Коммерческие расчеты в газовой промышленности проводят при стандартных условияхст=0,1013 МПа, Тст=293 К). В некоторых странах, в т. ч. в США Тст принята равной 288 К (15С).

Природные газы представляют собой смесь компонентов, поэтому если известен молярный состав смеси в процентах, то среднюю молекулярную массу вычисляют по формуле:

(2.3)

где у1, у2,…,уn-молярные (объемные) доли компонентов, %; М1, М2,…, Мn-молекулярные массы компонентов.

Плотность природного газа при заданном давлении и температуре определяется по формуле: , (2.4)

где 0 - плотность газа при нормальных условиях –н.у. (Р0=0,1013 МПа; Т0=273 К); z0, z-коэффициенты сверхсжимаемости при н.у. и при заданных условиях.Коэффициент сверхсжимаемости характеризует отклонение реального газа от законов идеального газа. При н.у. z0 1.

Плотность углеводородного конденсата

Если дан массовый или молярный состав газа, то содержание в нем тяжелых углеводородов (пропановой фракции, бутановой фракции и газового бензина) определяется по формуле: А= 10 g см =10у, (2.5 )

где g –массовое содержание данного тяжелого углеводорода в газе, %; см – средняя плотность природного газа (смеси газов), кг/м3; у – молярное содержание данного тяжелого компонента в газе;  - плотность данного тяжелого компонента, кг/м3. Считают, что в газовый бензин целиком переходит пентан плюс вышекипящие и часть нормального бутана.

Средняя плотность жидкой смеси определяется по формуле:

, (2.6)

где g- массовое содержание компонентов жидкой смеси, %; М – молекулярные массы компонентов;  - плотности компонентов жидкой смеси, кг/м3.

Вязкость природного газа

Коэффициент динамической вязкости природных газов при атмосферном давлении и различных температурах можно рассчитать по формуле:

0=Рат,t=0,0101t1/8-1,0710-3Мсм1/2 (2.7)

где t-температура в С,

или 0=0,0101t1/8-5,7610-3см1/2 (2.8)

В интервалах 12 Мсм 100 и 10 t 204С погрешность расчета по формулам (2.7) и (2.8) не превышает 5 %.

По номограмме С. Г. Ибрагимова порядок определения вязкости следующий:

смРкрРпр см пр.

 

При наличии в природном газе >5% азота учитывают его вязкость

см=yaa+(1-уa)y, (2.9)

где a, y–коэффициенты динамической вязкости азота и углеводородной части смеси газов; ya–молярная доля азота в смеси.









Читайте также:

Последнее изменение этой страницы: 2016-03-17; Просмотров: 223;


lektsia.info 2017 год. Все права принадлежат их авторам! Главная