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.

43. Как определяют критические и приведенные параметры многокомпонентных смесей?

Коэффициент сверхсжимаемости учитывает отклонение свойств реального газа от идеального. В уравнении Клайперона – Менделеева PV=zRT для идеального газа z=1.

При определении коэффициента сверхсжимаемости используются понятия «приведенные и критические параметры газа»

Т_{кр -}критическая температура чистого вещества это максимальная температура, при которой жидкая и паровая фазы могут существовать в равновесии или та температура при которой средняя молекулярная кинетическая энергия становится равной потенциальной энергии притяжения молекул. Выше этой температуры газ ни при каком давлении не может перейти в жидкость. Давление паров вещества при критической температуре называется критическим давлением (Р_к )

Для смеси газов вводится понятие псевдокритических (или среднекритических параметров) Р_кр.см = у_i Р _{кр i} ; Т _кр.см = у i Т_крi, где у–_iмолярная доля i-го компонента в смеси газов; Р_кр.i, Т_кр.i–критическое давление и критическая температура i-го компонента, n–число компонентов смеси.

(2.19)

Если состав газоконденсатной смеси неизвестен, а измерена ее относительная плотность по воздуху 0,56 1, то псевдокритические параметры определяют по формулам:

Р_кр=0,1(55,3-10,4 ^1/2 ), (2.20)

Т_кр=12+238 ^1/2. (2.21)

Д.Браун и Д.Катц установили зависимость z от приведенного давления и приведенной температуры ( Р_пр и Т_пр) и построили графики для нахождения коэффициента сверхсжимаемости z . Этот метод является одним из наиболее распространенных методов определения коэффициента сверхсжимаемости.При наличии неуглеводородных компонентов (N₂, H₂S, CO₂) следует вводить поправку z=y_az_a+(1-у_a)z_y, гдеz_a, z_y–коэффициенты сверхсжимаемости азота и углеводородной части смеси газов; y_a–молярная доля азота в смеси.

44. Как осуществляют осушку газа методом абсорбции?

Осушка газа производится с целью уменьшения в газе паров воды до такой степени, чтобы не происходило конденсации жидкой влаги в газопроводе. Абсорбциейназывается поглощение целевого компонента при прохождении его через массу жидкого поглотителя.

Для осушки газа используют жидкие сорбенты – гликоли: диэтиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленгликоль (ТЭГ), способные поглощать влагу. Гликоли представляют собой вязкие прозрачные сиропообразные жидкости, плотность ДЭГ - 1 118,4 кг/м³, плотность ТЭГ – 1 125,4 кг/м³. Гликоли смешиваются с водой в любых соотношениях и поглощают пары воды из газовых потоков.

Рисунок 12.2 - Принципиальная схема осушки природного и нефтяного газа жидкими сорбентами. 1 – сепаратор; 2 – абсорбер; 3 – линия слива уловленного гликоля; 4 – жалюзийный каплеуловитель; 5 – регулятор уровня; 6 – теплообменник; 7 – выветриватель; 8 – фильтр; 9 – десорбер; 10 – кольцо; 11 – кипятильник (испаритель); 12,16, - холодильники; 13 – сепаратор для улавливания гликоля; 14 – насос; 15 – эжектор. I – линия сырого газа; II – линия сухого газа; III – линия топливного газа; IV – линия холодной воды; V- дымоход.

Преимущества жидких сорбентов:

хорошо растворяются в воде; легко регенерируются (восстанавливаются);незначительные потери;практически не образуют пены и эмульсий с углеводородным конденсатом;легко отделяются в отстойниках в результате значительной разности плотностей;непрерывность процесса, простота управления;незначительный перепад давлений на установке.

Основным недостатком сорбентов является их сравнительно высокая стоимость.

В верхней части выпарной колонны температура поддерживается в пределах 105 ⁰С. Регенерированный раствор гликоля забирается насосом 14 и через теплообменник 6 и холодильник 16 (с температурой около 30 ⁰ С) снова поступает на верхнюю тарелку абсорбера. Цикл повторяется.

Практикой установлено, что для успешной осушки газа должно циркулировать не менее 25 л гликоля на 1 кг абсорбируемой воды, а также большое количество тарелок в абсорбере (10 штук).

45. Как классифицируют месторождения природного газа?

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%.

46. Что характеризует коэффициент сверхсжимаемости природных газов и какие существуют методы его определения?

Смотри вопрос 43

47. Каким уравнением описывается состояние реальных газов?