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, м³.

Обычно р_г находится в пределах 0, 73— 1, 0 кг/м³. 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

Вязкость природных газов зависит от их состава, темпера­туры и давления. При высоком давлении вязкость растет с увеличением плотности газа, при низком — уменьшается. С повышением давления вязкость увеличивается. Температура влияет на вязкость по-разному: при низких давлениях с по­вышением температуры она увеличивается, а при высоких (5—10 МПа) — снижается. Такие свойства объясняются сте­пенью близости газа к жидкому состоянию. Вязкость природ­ных газов обычно составляет (1, 1 — 1, 6)-10~⁵ Пас.

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

значение в технологии добычи и транспортирования нефти и газа. Однако состояния реальных и идеальных газов в опре­деленных условиях существенно отличаются. Поэтому для расчета состояния реальных газов обычно пользуются обоб­щенным газовым законом в виде уравнения Клапейрона, в которое вводится поправка (коэффициент сжимаемости Z), учитывающая отклонение реальных газов от законов сжатия и расширения идеальных газов:

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.

Энтальпия, кДж/кг

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

Для смесей газов критические температуру и давление определяют по формулам или приближенно по графикам рис. 1.4 как функцию относительной плотности смеси. При добыче природного газа часто приходится иметь дело с про­цессами дросселирования, т. е. с изменением давления без совершения внешней работы. Температура идеального газа при этом остается постоянной. Температура реального газа изменяется, что очень важно учитывать, так как это явление связано с выпадением из него влаги и углеводородного кон­денсата. Снижение давления в области относительно низких давлений (до 40 МПа) приводит к охлаждению газа, в облас­ти высоких — к нагреванию. Изменение температуры газа при его дросселировании носит название эффекта Джоуля-Томсона. Различают дифференциальный и интегральный эф­фекты. Большое практическое значение имеет интегральный эффект Джоуля — Томсона, т. е. понижение температуры

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).