Критические параметры природных газов и их компонентов

(РИС 31-39)

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 2.1 показаны зависимости псевдокритических давления Рп.кр и температуры Тп.кр от относительной по воздуху плотности газа. При наличии в газе азота, сероводорода и углекислого газа на псевдокритические параметры, определяемые из рисунка 2.1, вводятся поправки с соответствующим знаком, величины которых в зависимости от содержания этих компонентов показаны на рисунке 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 Рп.кр и Тп.кр определяются по формулам:

; (2.3)

где xi – доля i-го компонента в газе; Ркр.i, Ткр.i – критические давление и температура i-го компонента в смеси, значения которых приведены в таблице 2.2.

Для более точного определения псевдокритических параметров газовых смесей Рп.кр и Тп.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.

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 Ткип.i – температура кипения i-го компонента, значение которой определяется из таблицы 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 СО2 и H2S и 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; Рп.кр, Тп.кр – псевдокритические давление и температура, определяемые с использованием формулы (2.3).

Приведенные параметры природных газов (РИС 39-40)

Приведенными параметрами называются отношения любых значений давления, температуры, объема и плотности к их критическим значениям и определяются формулами:

; ; ; (2.9)

Эти параметры позволяют использовать принципы соответственных состояний для определения физических и теплофизических свойств газов. Наибольшее распространение получила двух- и трехпараметрическая форма принципа соответственных состояний. При двухпараметрической форме, т.е. без фактора ацентричности молекул, равенство физических свойств сравниваемых веществ достигается при равенстве двух приведенных параметров Рпр и Тпр. При трехпараметрической форме равенства теплофизических свойств, кроме двух приведенных параметров Рпр и Тпр, учитывается и ацентрический фактор .

Плотность газа (РИС стр 40-43)

Плотность - это отношение массы газа к единице его объема. Единица измерения плотности - кг/м3. Плотность газа при стандартных условиях, т.е. при Р=0,1013МПа и Тст=293 К, может быть определена по формуле:

ст=М/ст=М/24,04 (2.10)

где М - молекулярная масса газа. Для более точного определения плотности отдель­ных компонентов и смеси газов следует использовать равенства:

; ; (2.11)

где xi - мольная доля i-го компонента; Мi - молекулярная масса i-го компонента; i - объем одного моля i-го компонента.

Значения Мi и i, приведены в таблице 2.2. Как видно из этой таблицы объем одного моля различных компонентов, входящих в состав природных газов, меняется от 20,87·10-3 м3/моль для пентана до 22,71·10-3 м3/моль для октана.

Плотность газов зависит от их состава, давления и температуры. Плотность газа при заданных давлении и температуре определяется по известной плотности при нор­мальных или стандартных условиях по формуле:

(в рабочих условиях) (2.12)

где ст - плотность газа при стандартных условиях, т.е. при Р=0,1013 МПа и Тст=293 К, значение которой для отдельных компонентов берется из таблицы 2.2, а при известном составе газа ст определяется по формуле:

; (2.13)

где Tст - стандартная температура, К; Рат - атмосферное давление, МПа; Z - коэффициент сверхсжимаемости газа при заданных Р и Т.

Пример: где: Р = 14,71 МПа, Тст = 293К, Рат = 0,1013 МПа, Z = 0,8

 

При наличии влаги - водяных паров в газе, его плотность определяется по формуле:

(2.14)

где W - влагосодержание газа при условиях Р и Т, определяется согласно методам, изложенным в пункте 2.2.7; рвп - плотность насыщенного водяного пара; Рвп - давление насыщенного водяного пара.

Значения вп и Рвп приведены в таблице 2.3 и показаны на рисунке 2.3. При использовании формулы (2.14) значение Z должно быть определено без учета наличия паров воды в газе.

 

Рисунок 2.3 - Зависимости плотности вп и давления Рвп насыщенного водяного пара от температуры.

Таблица 2.3 - Зависимости плотности и давления насыщенного пара воды от температуры.

Т, К Рвп, МПа вп, кг/м3 Т, К Рвп, МПа вп, кг/м3 Т, К вп, МПа вп, кг/м3
0,000611 0,00485 0,003564 0,02576 0,015002 0,0998
0,000656 0,00519 0,003778 0,02722 0,015740 0,1044
0,000706 0,00556 0,004004 0,02875 0,016509 0,1092
0,000757 0,00594 0,004241 0,03036 0,017311 0,1142
0,000804 0,00636 0,004491 0,03220 0,018146 0,1193
0,000882 0,00679 0,004753 0,03381 0,019015 0,1257
0,000934 0,00726 0,005029 0,03565 0,019917 0,1307
0,001001 0,00775 0,005318 0,03758 0,020859 0,1360
0,001072 0,00826 0,005622 0,03960 0,021839 0,1420
0,001147 0,00882 0,005940 0,04172 0,022849 0,1482
0,001227 0,00940 0,006274 0,04393 0,023909 0,1546
0,001312 0,01001 0,006624 0,04623 0,025007 0,1630
0,001401 0,01066 0,006991 0,04564 0,026144 0,1682
0,001496 0,01134 0,007375 0,05115 0,027243 0,1753
0,001597 0,01206 0,007777 0,05376 0,028557 0,1827
0,001704 0,01282 0,008198 0,05659 0,029832 0,1903
0,001817 0,01363 0,008639 0,05935 0,031156 0,1982
0,001936 0,01447 0,004099 0,06234 0,032529 0,2064
0,002062 0,01536 0,009582 0,06545 0,033960 0,2148
0,002196 0,01630 0,010085 0,06868 0,035431 0,2236
0,002337 0,01729 0,010612 0,07205 0,036961 0,2326
0,002485 0,01833 0,011169 0,07557 0,038550 0,2420
0,002642 0,01942 0,011735 0,07923 0,040187 0,2516
0,002507 0,02057 0,012335 0,08302 0,041894 0,2605
0,002982 0,02177 0,012960 0,08696 0,043649 0,2718
0,003166 0,02304 0,013612 0,09107 0,045473 0,2824
0,003360 0,02437 0,014293 0,09535 0,047356 0,2923

 

Величины поправок на плотность сухих газов при различных температурах приведены в таблице 2.4. Эти поправки на влажность добавляются или вычитаются из плотности сухого газа в зависимости от знака поправок, указанного в таблице 2.4.

Таблица 2.4 - Поправки к плотности сухого газа на его влажность.

Плотность сухого газа, кг/м3 Поправки (в%) при температуре
323 К
0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 +1,2 +0,7 +0,4 +0,1 -0,2 -0,3 +1,5 +0,9 +0,5 +0,1 -0,1 -0,3 -0,4 +2,0 +1,2 +0,6 +0,2 -0,1 -0,4 -0,6 +2,7 +1,5 +0,7 +0,2 -0,2 -0,6 -0,8 +3,4 +1,9 +0,9 +0,2 -0,4 -0,8 -1,1 +5,5 +2,4+1,0 +0,4 -0,6 -1,2 -1,6 +6,4 +2,9 +1,2 -0,9 -1,6 -2,1 +7,0 +3,5 +1,4 -0,1 -1,3 -2,2 -2,9 +8,5 +4,3 +1,6 -0,3 -1,7 -3,0 -3,9
                     

 

При неизвестном компонентном сос­таве плотность газоконденсатной смеси определяется по формуле

(2.15)

где г, к – плотности отсепарированного газа и конденсата; Qг, Qк – дебиты газа и конденсата; – кажущийся объемный коэффициент конденсата при условиях определения плотностей см, г и к. Значение при стандартной температуре определяется по формуле:

=24,04к/Мк (2.16)

где Мк – молекулярная масса конден­сата, кг/моль.

В практике расчета часто использу­ется относительная плотность газа по воздуху , равная отношению плотнос­ти газа при Р=0,1013 МПа и Т=293 К к плотности воздуха воз при тех же усло­виях:

(2.17)

При Р=0,1013 МПа и Т=273 К плотность воздуха равна воз=1,293 кг/м3, а при Т=293 К – воз=1,205 кг/м3. Учитывая идентичность объемов газа и воздуха при стандартных условиях, относительную плотность можно определить по формуле: =М/28,96 (2.18)

Коэффициенты сверхсжимаемости газов (РИС стр-44-56)

Коэффициент сверхсжимаемости газов – это отношение объема при заданных значениях Р и Т к объему этого газа, определенному при идентичных Р и Т по законам идеального газа ид. Коэффициент сверхсжимаемости характеризует отклонение объема реального газа от объема “идеального”. Формула, связывающая основ­ные параметры газа – объем, давление и температуру, называется уравнением сос­тояния газа. Уравнение состояния идеального газа получено из условия отсутст­вия межмолекулярных взаимодействий и без учета объема самих молекул и имеет вид

ид=nRT/P (2.19)

где n – число молей газа; R – универсальная газовая постоянная; Т и Р – температура и давление газа.

Уравнение состояния реального газа может быть представлено в виде:

=nZRT/P (2.20)

Универсальная газовая постоянная R выражает работу одного моля газа при повышении его температуры на один градус и в системе СИ имеет размерность Дж/кмоль·град.

Коэффициент сверхсжимаемости газа Z зависит от состава газа, давления и темпе­ратуры. Значение коэффициента может быть определено графическим и анали­тическим способами. Способ определения следует выбирать, исходя из требуемой точности его значения. Наиболее простым способом определения Z является графи­ческий. Для определения Z природных газов, содержащих не более 2% (мольных) высококипящих углеводородов С5+, 2% ароматических углеводородов и около 5% полярных и кислых компонентов, можно использовать графическую зависимость Z от приведенного давления Рпр и приведенной температуры Тпр, показанных на рисунках 2.4 и 2.5. На рисунках 2.6÷2.8 приведены зависимости Z от Р и Т для N2, CO2 и H2S.

При более высоком содержании в газе высококипящих углеводородов С5+ и полярных компонентов коэффициент сверхсжимаемости Z следует определять с учетом ацентричного фактора по формуле:

Z=Z(0)+смZ(1) (2.21)

где Z(0), Z(1) – коэффициенты, определяемые из графиков зависимостей Z(0) и Z(1) от приведенных параметров Рпр и Тпр, показанных на рисунках 2.9 и 2.10; см – фактор ацентричности, определяемый по известному составу газа по формуле:

(2.22)

где i – фактор ацентричности i-го компонента, определяемый из таблицы 2.2 или по формуле (2.6).

Псевдокритические параметры, необходимые для определения Рпр и Тпр, с помощью которых из графиков находят Z(0) и Z(1), должны быть определены в зависимости от состава газа. Если в газе количество высококипящих углеводородов и полярных веществ более 5%, то псевдокритические параметры должны быть опре­делены согласно [18]:

Рисунок 2.4 – Зависимость коэффициента сверхсжимаемости Z метана от приведенных давления и температуры.


Рисунок 2.5 – Зависимость коэффициента сверхсжимаемости Z природного газа от приведенных давления и тем­пературы.


Рисунок 2.6 – Зависимость коэффициента сверхсжимаемости Z азота от давления и температуры.

Рисунок 2.7 – Зависимость коэффициента сверхсжимаемости Z углекислого газа от давления и температуры.

Рисунок 2.8 – Зависимость коэффициента сверхсжимаемости Z сероводорода от давления и температуры.

Рисунок 2.9 – Зависимость коэффициента сверхсжимаемости Z(0) простых веществ от приведенных давления и температуры.

 

Рисунок 2.10 – Зависимость коэффициента сверхсжимаемости Z(1) несферических молекул от приведенного давления и температуры.

 

Если в газе содержится более 5% СО2, то значение Z должно быть рассчитано следующим образом:

– по формулам (2.3) вычисляют псевдокритические давление Рпк и температуру Тпк;

– вычисляется фактор ацентричности смеси см, исключая из нее СО2, по формуле:

(2.23)

– по известной величине угл и концентрации СО2 в газе из графика, показанного на рисунке 2.11а и б, определяется величина , являющейся температурной поправкой для используемой при расчетах псевдокритической температуры. При наличии в газе СО2 и H2S значение может быть рассчитано и по формуле:

(2.24)

где А – суммарные мольные доли СО2 и H2S в газе; В – мольная доля H2S.

Рисунок 2.11 – Зависимость псевдокритической температурной поправки от концентрации в смеси СО2 и фактора ацентричности .

 

Зная Рпк, Тпк и вычисляют новые псевдокритические параметры:

; (2.25)

Рисунок 2.12 – Зависимость псевдокритической температурной поправки от концентрации в смеси СО2 и H2S.

 

Зная Рпк, Тпк и , вычисляют новые псевдокритические параметры:

По известным величинам заданных Р и Т и вычисленным Р*пк и Т*пк рассчитывают приведенные параметры:

(2.26)

Используя графики, приведенные в [18] определяют Z(0) и Z(1), а затем, используя формулу (2.21), вычисляют значение Z.

При наличии в газе СО2 и H2S коэффициент сверхсжимаемости Z определяется аналогичным образом, с той лишь разницей, что при вычислении фактора ацентричности угл по формуле (2.23) из состава газа исключается не только СО2, но и H2S.

Если для определения газов, содержащих кислые компоненты, т.е. СО2 и H2S, ис­пользуются графики, показанные на рисунках 2.1 и 2.2, то последовательность расчета выпол­няется следующим образом:

– по формулам (2.3) рассчитываются значения Рпк и Тпк;

– по графикам из рисунка 2.11 находят поправочный коэффициент ;

– вычисляются новые псевдокритические параметры по формулам

(2.27)

где xH2S – мольная доля сероводорода в смеси;

(2.28)

Используя формулу (2.26), рассчитывают величины Рпр и Тпр, а затем по этим приведенным параметрам из графика в[18] находят коэффициенты сверхсжимаемости Z(0) и Z(1). По известным Z(0) и Z(1) вычисляют Z.

Для более точных расчетов коэффициент сверхсжимаемости природных газов Z должен быть определен по кубическим уравнениям состояния газов, наиболее широкое распространение, среди которых получили уравнения Соаве, Редлиха-Квонга, Пенга-Робинсона. При этих методах расчета присутствие в газе кислых компонентов практически не влияет на величину погрешности при определении Z, если расчеты ведутся с учетом коэффициентов взаимодействия.

Для определения коэффициента сверхсжимаемости Z кубические уравнения сос­тояния решаются относительно Z. Имеющее достаточно высокую точность уравнение Редлиха-Квонга для определения Z записывается в виде:

(2.29)

где

асм=xiai; bсм=xibi (2.30)

; (2.31)

Уравнение (2.29) дает искомую точность для газообразных компонентов и их смесей. Наличие в смеси компонентов в жидком состоянии, а также молекул различ­ного строения резко увеличивает погрешность расчетов.

Повышение точности величины Z при этом возможно путем введения поправки Z на Z, определенной по формуле (2.21).

Наиболее точно коэффициент сверхсжимаемости Z определяется из уравнения состояния Пенга-Робинсона, имеющего относительно Z вид:

См. ниже за таблицей 2.5:

Z3–(l–A)Z2+(A–3B2–2B)Z–(AB–B2–B3)=0, (2.32)

где A=aP/R2T; B=bP/RT; (2.33)

; (2.34)

; (2.35)

; (2.36)

Значения коэффициента Cij в формуле (2.34) приведены в таблице 2.5.


Таблица 2.5 – Значение коэффициента Сij в формуле (2.34)

Компоненты газа Cij
N2 CO2 H2S CH4 C2H6 C3H8 n-C4H10 n-C5H12 n-C6H14 n-C7H16 n-C8H18 n-C9H20 n-C10H22
N2 0,130 0,025 0,010 0,090 0,095 0,100 0,110 0,115 0,120 0,120 0,123
CO2 – 0,135 0,105 0,130 0,125 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115
H2S – – 0,070 0,085 0,080 0,075 0,070 0,060 0,060 0,060 0,060 0,055
CH4 – – – 0,010 0,025 0,030 0,030 0,035 0,040 0,040 0,045
C2H6 – – – – – 0,005 0,010 0,010 0,020 0,020 0,020 0,020 0,020
C3H8 – – – – – 0,005 0,005 0,005 0,005 0,005 0,005
n-C4H10 – – – – – – 0,005 0,005 0,005 0,005
n-C5H12 – – – – – – –
n-C6H14 – – – – – – – –
n-C7H16 – – – – – – – – –
n-C8H18 – – – – – – – – – –
n-C9H20 – – – – – – – – – – –
n-C10H22 – – – – – – – – – – –

 

 


Более простой вариант

 

2. Коэффициент сверхсжимаемости газа рассчитываем по формуле Пенга – Робинсона:

, (2.22)

или

,

где:

,

,

,

,

,

,

,

Вязкость газа (РИС 56-63)

Вязкость – физическое свойство вещества, которое проявляется при движении и характеризует сопротивляемость скольжению и сдвигу одной части относительно другой. Величина силы внутреннего трения между двумя движущимися слоями пропор­циональна площади соприкосновения этих слоев и изменению скорости движения в направлении, перпендикулярном плоскости соприкосновения слоев. Коэффициент про­порциональности между силой внутреннего трения и произведением площади на изменение скорости движения называется коэффициентом динамической вязкости . Размерность коэффициента динамической вязкости: сила·время/(длина)2, т.е. H·с/м2 или Па·с., мПа·с

Коэффициент динамической вязкости , отнесенный к плотности вещества при тех же условиях, называется кинематическим коэффициентом вязкости и имеет раз­мерность м2/с.

Коэффициент вязкости газа зависит от давления, температуры и состава газа. Методы определения коэффициента динамической вязкости газовых и газоконденсатных смесей основаны на использовании принципов соответственных состояний.

На рисунке 2.13 приведены зависимости для определения коэффициента приведенной динамической вязкости *пр природных газов при различных давлениях и температурах.

Величина *пр определяется по формуле:

(2.37)

где ат – коэффициент вязкости газа при атмосферном давлении Рат=0,098 МПа и заданной температуре, который определяется по формуле:

(2.38)

где i – коэффициент динамической вязкости i-го компонента при заданной температуре и атмосферном давлении.

Величина iат определяется из графика, показанного на рисунке 2.14, или по формуле:

(2.39)

где Mi – молекулярная масса i-го компонента; – интеграл столкновений; Т – тем­пература газа; i – параметр потенциалов.

Рисунок 2.13 – Зависимость приведенной вязкости *пр от приведенных давления и температуры.

Значения констант i и находят по таблицам 2.2 и 2.7 по известному компонентному составу газа. Для нахождения сначала вычисляют величину:

(2.40)

Величина (/k) дана в таблице 2.2. Значения в зависимости от Т* приведены в таблицах 2.6 и 2.7.

Рисунок 2.14 – Зависимость вязкости газов ат от температуры при атмосферном давлении:

1 – гелий; 2 – воздух; 3 – азот; 4 – углекислый газ; 5 – сероводород; 6 – метан; 7 – этилен; 8 – этан; 9 – пропан; 10 – i-бутан; 11 – n-бутан; 12 – n-пентан; 13 – n-гексан; 14 – n-гептан; 15 – n-октан; 16 – n-нонан; 17 – n-декан.

 

Если в составе газа присутствуют неуглеводородные компоненты, то их влияние на величину ат учитывается введением соответствующих поправок, зависящих от объемной концентрации неуглеводородных компонентов в смеси и от относительной плотности этой смеси при атмосферном давлении. Если вязкость газовой смеси ат определена из графика зависимости ат от относительной плотности , показанной на рисунке 2.15, то значения поправок на вязкость неуглеводородных компонентов дол­жны быть вычтены из величины ат. Значения поправок на присутствие в газе неуглеводородных компонентов могут быть вычислены аналитически по форму­лам:

 

 

Таблица 2.6 – Значения интеграла столкновений для полярных компонентов

T*
0,25 0,50 0,75 1,00 1,50 2,00 2,50
0,1 4,1005 4,2660 4,833 5,742 6,739 8,624 10,340 11,890
0,2 3,2626 3,3050 3,516 3,914 4,439 5,570 6,637 7,618
0,3 3,8399 2,8360 2,936 3,168 3,511 4,329 5,126 5,874
0,4 2,5310 2,5220 2,586 2,749 3,004 3,640 4,582 4,985
0,5 2,2837 2,2770 2,329 2,460 2,665 3,187 3,723 4,549
0,6 2,0838 2,0810 2,130 2,543 2,417 2,862 3,329 3,786
0,7 1,9220 1,9240 1,970 2,072 2,525 2,614 3,028 3,435
0,8 1,7902 1,7950 1,840 1,934 2,070 2,417 2,788 3,560
0,9 1,6823 1,6890 1,733 1,820 1,944 2,558 2,396 2,933
1,0 1,5929 1,6010 1,644 1,725 1,838 2,124 2,435 2,746
1,2 1,4551 1,4650 1,504 1,574 1,670 1,913 2,181 2,451
1,4 1,3650 1,400 1.461 1,344 1,754 1,989 2,528
1,6 1,2800 1,2890 1,321 1,447 1,630 1,838 2,053
1,8 1,2219 1,2310 1,259 1,306 1,370 1,332 1,718 1,912
2,0 1,1757 1,1840 1,509 1,251 1,307 1,451 1,618 1,715
2,5 1,0933 1,1000 1,119 1,150 1,193 1,304 1,435 1,578
3,0 1,0388 1,0440 1,059 1,083 1,117 1,504 1,310 1,428
3,3 0,9986 1,0040 1,016 1,035 1,062 1,133 1,520 1,319
4,0 0,9699 0,9732 0,9830 0,9991 1,021 1,079 1,153 1,536
5,0 0,9268 0,9291 0,9360 0,9473 0,9628 1,005 1,058 1,121
6,0 0,8917 0,8979 0,9030 0,9114 0,9230 0,9545 0,9955 1,044
7,0 0,8727 0,8741 0,8780 0,8845 0,8935 0,9181 0,9505 0,989
8,0 0,8538 0,8549 0,8580 0,8632 0,8703 0,8901 0,9164 0,948
9,0 0.8379 0,8338 0,8414 0,8456 0,8515 0,8678 0,8895 0,916
10,0 0,8243 0,8251 0,8273 0,8308 0,8356 0,8493 0,8676 0,890
12,0 0,8018 0,8024 0,8039 0,8065 0,8101 0,8201 0,8337 0,850
14,0 0,7836 0,7840 0,7852 0,7872 0,7899 0,7976 0,8081 0,821
16,0 0,7683 0,7687 0,7696 0,7712 0,7790 0,7730 0,7878 0,798
13,0 0,7552 0,7554 0,7562 0,7575 0,7592 0,7642 0,7711 0,780
20,0 0,7346 0,7435 0,7445 0,7455 0,7470 0,7512 0,7569 0,764
25,0 0,7198 0,7200 0,7204 0,7211 0,7221 0,7250 0,7289 0,734
30,0 0,7010 0,7011 0,7014 0,7019 0,7026 0,7047 0,7076 0,711
35,0 0,6854 0,6855 0,6858 0,6861 0,6867 0,6883 0,6905 0,693
40,0 0,6723 0,6724 0,6726 0,6728 0,6733 0,6745 0,6762 0,678
50,0 0,6510 0,6510 0,6512 0,6513 0,6516 0,6524 0,6534 0,655
75,0 0,6140 0,6241 0,6143 0,6145 0,6147 0,6148 0,6148 0,615
100,0 0,5887 0,5889 0,5894 0,5900 0,5903 0,3901 0,5895 0,488

 

Таблица 2.7 – Значения интеграла столкновений при различных T* для неполярных компонентов

T* T* T* T*
0,30 2,785 1,35 1,375 2,80 1,058 4,90 0,930
0,35 2,628 1,40 1,353 2,90 1,048 5,00 0,927
0,40 2,492 1,45 1,333 3,00 1,039 6,00 0,896
0,45 2,368 1,50 1,314 3,10 1,030 7,00 0,877
2,257 1,296 3,20 1,022 8,00 0,854
0,55 2,156 1,60 1,279 3,30 1,014 9,00 0,833
0,60 2,065 1,65 1,264 3,40 1,007 10,0 0,824
0,65 1,982 1,70 1,248 3,50 0,999 20,0 0,743
0,70 1,908 1,75 1,234 3,60 0,993 30,0 0,700
0,75 1,841 1,80 1,221 3,70 0,987 40,0 0,672
0,80 1,780 1,85 1,209 3,80 0,981 50,0 0,650
0,85 1,725 1,90 1,197 3,90 0,975 60,0 0,633
0,90 1,675 1,95 1,136 4,00 0,970 70,0 0,619
0,95 1,629 2,00 1,175 4,10 0,965 80,0 0,608
1,00 1,587 2,10 1,156 4,20 0,960 90,0 0,597
1,05 1,349 2,20 1,138 4,30 0,955 100,0 0,588
1,10 1,314 2,30 1,122 4,40 0,951 200,0 0,532
1,15 1,352 2,40 1,107 4,50 0,946 300,0 0,502
1,20 1,382 2,50 1,093 4,60 0,943 400,0 0,481
1,25 1,424 2,60 1,081 4,70 0,938 – –
1,30 1,399 2,70 1,069 4,80 0,934 – –

 

(2.41)

(2.42)

(2.43)

Погрешности определения *пр из рисунка 2.13 составляют 3÷5%.

Рисунок 2.15 – Зависимость вязкости углеводородных газов от их относительных плотностей по воздуху (а) и поправки на величину вязкости газов, содержащих H2S (б), N2 (в), CO2 (г).

Влагосодержание газа

Влагосодержание – это количество паров воды, растворенных в единице объема природного газа при заданных условиях. Содержание водяных паров в газе характери­зуется абсолютной и относительной влажностью. Под абсолютной влажностью газа W при заданных давлении и температуре понимается отношение массы водяных паров, содержащихся в газе, к объему, приведенному к стандартным условиям этого газа, из которого удалены пары воды. Абсолютная влажность измеряется в кг/1000 м3. Относительная влажность - это отношение фактического содержания паров воды в единице объема газа при заданных давлении и температуре к его влагоемкости, т.е. к количеству водяных паров в том же объеме и при тех же давлении и температуре, но при помощи насыщения газа парами воды. Относительная влажность измеряется в долях единицы или в процентах.

Влагосодержание газа зависит от состава газа, давления, температуры и физико-химических свойств конденсированной воды, с которой газ находится в термо­динамическом равновесии, оно определяется по формуле

W=W0,6CcCp, (2.44)

где W0,6 – влагосодержание газа с относительной плотностью =0,6 с пресной водой; Сс – поправка на соленость воды; Ср – поправка на отклонение плотности данного газа от величины =0,6.

Влагосодержание газа с относительной плотностью 0,6 и поправки на соленость воды и на плотность газа определяются графически из рисунка 2.16. При отрицательных температурах, что связано с условиями подготовки газов на промыслах и газопе­рерабатывающих заводах, необходимо учесть и температурную поправку Сt, исполь­зуя при этом графическую зависимость Сt от температуры Т для различных давлений, показанную на рисунке 2.17.

Величина W0,6 может быть рассчитана по формуле, полученной путем аппрокси­мации графической зависимости, показанной на рисунке 2.16:

W0,6=А/Р+В (2.45)

где А – влагосодержание идеального газа; В – коэффициент, зависящий от состава газа; Р – давление.

Значения коэффициентов А и В приведены в таблице 2.8. Эти же коэффициенты могут быть определены аналитическим путем.

Величину А можно определить по формуле:

(2.46)

где Рвп – давление насыщенного пара воды над конденсированной фазой, которое может быть определено по данным, приведенным в таблицах 2.3 или 2.9 и из рисунка 2.3 для различных температур, или рассчитано приближенно при 203Т373 К по формуле:

Рисунок 2.16 – Зависимость влагосодержания природного газа W0,6 с относительной плотностью =0,6 от давления и температуры.


Рисунок 2.17 – Зависимости поправочных коэффициентов на влажность газа от содержания солей (а), температуры (б) и относительной плотности (или молекулярной массы М) (в).


Таблица 2.8 – Значения коэффициентов А и В в формуле (2.45).

Т, К А В Т, К А В Т, К А В
0,1451 0,00347 8,20 0,0630 120,0 0,487
0,1780 0,00402 9,39 0,0696 138,0 0,521
0,2189 0,00465 10,72 0,0767 152,0 0,562
0,2670 0,00538 12,39 0,0855 166,5 0,599
0,3235 0,00623 13,94 0,0930 183,3 0,645
0,3930 0,00710 15,75 0,1020 200,5 0,691
0,4715 0,00806 17,87 0,1120 219,0 0,741
0,5660 0,00921 20,15 0,1227 238,5 0,793
0,6775 0,01043 22,80 0,1343 260,0 0,841
0,8090 0,01168 25,50 0,1453 283,0 0,902
0,9600 0,01340 28,70 0,1595 306,0 0,965
1,1440 0,01510 32,30 0,1740 335,0 1,023
1,3500 0,01705 36,10 0,1895 363,0 1,083
1,5900 0,01927 40,50 0,2070 394,0 1,148
1,8680 0,02115 45,20 0,2240 427,0 1,205
2,1880 0,02290 50,80 0,2420 462,0 1,250
2,5500 0,02710 56,25 0,2630 501,0 1,290
2,9900 0,03035 62,70 0,2850 537,5 1,327
3,4800 0,03380 69,25 0,3100 582,5 1,367
4,0300 0,03770 76,70 0,3350 624,0 1,405
4,6700 0,04180 85,29 0,3630 672,0 1,445
5,4000 0,04640 94,99 0,3910 725,0 1,487
6,2250 0,05150 103,00 0,4220 776,0 1,530
7,1500 0,05710 114,00 0,4540 1093,0 2,620

 

Таблица 2.9 – Значения Рвп от температуры.

Т, К Рвп, МПа Т, К Рвп, МПа Т, К Рвп, МПа
0,000013 0,00126 0,02057
0,000023 0,00176 0,02582
0,000038 0,00241 0,03219
0,000065 0,00327 0,03982
0,000106 0,00441 0,04892
0,000170 0,00580 0,05971
0,000268 0,00762 0,07242
0,000496 0,00989 0,08731
0,000628 0,01274 0,10466
0,000902 0,01625 0,14799

 

Рвп=ехр[–0,60212(0,01Т)4+1,475(0,01Т)3–2,97304(0,01Т)2+

+7,19863(0,01Т)+6,41465] (2.47)

и при 373Т623 К по формуле:

Рвп=ехр[–0,0366(0,01Т)4+0,4375(0,01Т)3–2,2148(0,01Т)2+

+6,8574(0,01Т)+6,4856] (2.48)


Значение коэффициента В в формуле (2.45) приближенно может быть определено по формуле:

В=10-3ехр[0,0685(0,01Т)4–0,3798(0,01Т)3+1,06606(0,01Т)2–

–2,00075(0,01Т)+4,2216] (2.49)

где Т – температура, 0С.

Значение W0,6 может быть вычислено по формуле, полученной путем обработки данных по А и В, приведенных в таблице 2.8:

W0,6=0,4736ехр(0,0735T–0,00027T2)+0,0418ехр(0,054T–0,0002T2) (2.50)

При проведении расчетов со значительным объемом вычислений целесо­образно поправки на соленость воды и на плотность с учетом влияния температуры производить аппроксимацией кривых, показанных на рисунке 2.17а, б в виде:

Сс=1–0,225·10-5К (2.51)

С=10-7Т2–1,1·10-3Т –0,079 +0,73·10-3Т+0,156 +0,927 (2.52)

где К – соленость воды, кг/м3; Т – температура, 0С; – относительная плотность газа.

Приведенные выше графические и расчетные методы определения влагосодержания газа не учитывают наличие кислых компонентов. Наличие в газе СО2 и H2S повышает, а N2 снижает влагосодержание газов.

Если содержание сероводорода в природном газе превышает 20 об.%, то влагосодержание определяют по правилам аддитивности, учитывающей наличие в газе сероводорода:

W0,6 =хW+хС02WC02+xH2SWH2S (2.53)

где х, хCO2, хH2S – мольные доли углеводородных компонентов, двуокиси углерода и сероводорода в газе; W, WCO2, WH2S – содержание влаги в углеводородной части газа, двуокиси углерода и сероводорода.

Значения W, WCO2, WH2S определяются графически из рисунков 2.16, 2.18 и 2.19а.