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 С_nН_2n+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 (п-С₄Н₁₀) 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 газа  ₀ в нормальных физических условиях (Р₀-0, 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 условиях (Р_ст=0, 1013 МПа, Т_ст=293 К). В некоторых странах, в т. ч. в США Т_ст 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, …, у_n-молярные (объемные) доли компонентов, %; М₁, М₂, …, М_n-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, 0101t^1/8-1, 07 10^-3М_см^1/2 (2.7)

где t-температура в  С,

или  ₀=0, 0101t^1/8-5, 76 10^-3 _см^1/2 (2.8)

В интервалах 12 М_см 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 Р_кр Р_пр _см   _пр .

 

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

 _см=y_a _a+(1-у_a) _y, (2.9)

где  _a,  _y–коэффициенты динамической вязкости азота и углеводородной части смеси газов; y_a–молярная доля азота в смеси.

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться:

Популярное:

1. I. Основные решения по рекламе
2. I.1 Особенности комплексных соединений природных и синтетических порфиринов.
3. I.2. Структура педагогической науки и её основные отрасли
4. II Основные общие и обзорные представления, понятия, положения психологии
5. II. ЭКЗАМЕН ПО ОБЩЕСТВОЗНАНИЮ: ОСНОВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ ПРОВЕРКИ
6. А. Основные клинические формы
7. Авторское право: понятие, объекты, признаки и основные разновидности
8. Артериальные гипертензии, ее виды, основные патогенетические механизмы нейрогенной гипертензии.
9. Архитектура XX века. Основные проблемы
10. АСР процесса газовой абсорбции.
11. Базы данных. Виды БД по характеру хранимой информации, по способу хранения, по структуре организации. Основные типы данных.
12. Борьба за власть в руководстве страны в 20-х гг.: основные этапы, итоги.