Физико химические свойства газов реферат

Обновлено: 07.07.2024

Состав и физико-химические свойства природных газов

Природные газы – это вещества, которые при нормальных условиях находятся в газообразном состоянии.

Углеводородные газы, в зависимости от их состава, давления и температуры могут находиться в залежи в различных состояниях – газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей. Газ обычно расположен в газовой шапке в повышенной части пласта.

Если газовая шапка в нефтяной залежи отсутствует (это возможно при высоком пластовом давлении или особом строении залежи), то весь газ залежи растворён в нефти. Этот газ будет, по мере снижения давления, выделятся из нефти при разработке месторождения и будет называться попутным газом.

В пластовых условиях все нефти содержат растворённый газ. Чем выше давление в пласте, тем больше растворённого газа в нефти.

Давление, при котором весь имеющийся в залежи газ растворён в нефти, называется давлением насыщения. Оно определяется составом нефти и газа и температурой в пласте.

От давления насыщения зависит газовый фактор – количество газа (в м3), содержащееся в 1 тонне нефти.

Газы могут находиться в пласте в трёх состояниях: свободном, сорбированном, растворённом.

3.1.1. Состав природных газов

Природные газы, добываемые из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, состоят из углеводородов (СН4 – С4Н10, для Н.У. и С.У.), а также неуглеводородных компонентов (H2S, N2, CO, CO2, Ar, H2, He).

При нормальных и стандартных условиях в газообразном состоянии существуют только углеводороды С1–С4. Углеводороды С5 и выше в нормальных условиях находятся в жидком состоянии.

Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, содержат более 95% метана (табл. 3.1).

Химический состав газа газовых месторождений, об. %

Таблица 3.1

Месторождение	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12	N2	СО2	Относит. плотность
Северо-Ставропольское	98,9	0,29	0,16	0,05	–	0,4	0,2	0,56
Уренгойское	98,84	0,1	0,03	0,02	0,01	1,7	0,3	0,56
Шатлыкское	95,58	1,99	0,35	0,1	0,05	0,78	1,15	0,58
Медвежье	98,78	0,1	0,02	–	–	1,0	0,1	0,56

Содержание метана на газоконденсатных месторождениях – 75-95% (табл. 3.2).

Химический состав газа газоконденсатных месторождений, об. %

Таблица 3.2

Месторождение	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12	N2	СО2	Относит. плотность
Вуктыльское	74,80	7,70	3,90	1,80	6,40	4,30	0,10	0,882
Оренбургское	84,00	5,00	1,60	0,70	1,80	3,5	0,5	0,680
Ямбургское	89,67	4,39	1,64	0,74	2,36	0,26	0,94	0,713
Уренгойское	88,28	5,29	2,42	1,00	2,52	0,48	0,01	0,707

Газы, добываемые вместе с нефтью (попутный газ) представляют собой смесь метана, этана, пропан-бутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина. Содержание метана – около 35-85%. Содержание тяжёлых углеводородов в попутном газе 20-40% , реже – до 60% (табл. 3.3).

Химический состав газа нефтяных месторождений (попутного газа), об. %

Таблица 3.3

Месторождение	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12	N2	СО2	Относит. плотность
Бавлинское	35,0	20,7	19,9	9,8	5,8	8,4	0,4	1,181
Ромашкинское	3838	19,1	17,8	8,0	6,8	8,0	1,5	1,125
Самотлорское	53,4	7,2	15,1	8,3	6,3	9,6	0,1	1,010
Узеньское	50,2	20,2	16,8	7,7	3,0	2,3	–	1,010

Тяжёлым нефтям свойственны сухие нефтяные газы (с преобладанием метана).

Под тяжелыми УВ понимаются углеводороды от этана (С2Н6) и выше.

Лёгким нефтям свойственны жирные газы:

3.1.2. Физико-химические свойства углеводородных газов

Нефтяной газ при нормальных условиях содержит неполярные углеводороды (смесь компонентов от С1 до С4), и с точки зрения физики к ним можно применять законы для идеальных систем. С точки зрения математики – это аддитивная система. Следовательно, к нему при нормальных условиях применимы аддитивные методы расчётов физико-химических и технологических параметров (Псмеси):

где gi – весовая доля;

Ni – мольная доля;

Vi – объёмная доля;

Пi – параметр i-го компонента.

Плотность смеси газов рассчитывается следующим образом:

При нормальных условиях плотность газа rг = Mi / 22,414.

Нефтяной газ представлен в виде смеси углеводородов, поэтому для оценки его физико-химических свойств необходимо знать, как выражается состав смеси.

Массовая доля (gi) – отношение массы i-го компонента, содержащегося в системе к общей массе системы:

Молярная (мольная) доля (Ni) – отношение числа молей i-го компонента к общему числу молей в системе:

где mi – масса i-го компонента;

Мi – молекулярный вес.

Объёмная доля (Vi) – доля, которую занимает компонент в объёме системы.

Для идеального газа соблюдается соотношение Vi = Ni .

Молекулярная масса смеси рассчитывается следующим образом:

Относительная плотность газа по воздуху:

Если плотность газа задана при атмосферном давлении (0,1013 МПа), то пересчёт её на другое давление (при той же температуре) для идеального газа производится по формуле:

Смеси идеальных газов характеризуются аддитивностью парциальных давлений и парциальных объёмов.

Для идеальных газов давление смеси равно сумме парциальных давлений компонентов (закон Дальтона):

рi – парциальное давление i-го компонента в смеси,

Т. е. парциальное давление газа в смеси равно произведению его молярной доли в смеси на общее давление смеси газов.

Аддитивность парциальных объёмов компонентов газовой смеси выражается законом Амага:

где V – объём смеси газов;

Vi – объём i-го компонента в смеси.

Для определения многих физических свойств природных газов используется уравнение состояния.

Уравнением состояния называется аналитическая зависимость между параметрами, описывающими изменение состояние вещества. В качестве таких параметров используется давление, температура, объём.

Состояние газа при стандартных условиях характеризуется уравнением состояния Менделеева-Клайперона:

где Р – абсолютное давление, Па;

Q – количество вещества, кмоль;

Т – абсолютная температура, К;

R – универсальная газовая постоянная Па×м3/(кмоль×град).

У этого уравнения есть свои граничные условия. Оно справедливо для идеальных газов при нормальном (1 атм.) и близких к нормальному давлениях (10-12 атм.).

При повышенном давлении газ сжимается. За счёт направленности связи С-Н происходит перераспределение электронной плотности, и молекулы газов начинают притягиваться друг к другу.

Для учёта этого взаимодействия в уравнение (3.18) вводится коэффициент сверхсжимаемости z, предложенный голландским физиком Ван-дер-Ваальсом, учитывающий отклонения реального газа от идеального состояния:

где Q – количество вещества, моль.

Физический смысл коэффициента сверхсжимаемости заключается в расширении граничных условий уравнения Клайперона-Менделеева для высоких давлений.

Коэффициент z зависит от давления и температуры, природы газа (критических давлений и температуры).

Критическое давление – давление, при котором газообразный углеводород переходит в жидкое состояние.

Критическая температура – температура, при которой жидкий углеводород переходит в газообразное состояние.

Приведёнными параметрами индивидуальных компонентов называются безразмерные величины, показывающие, во сколько раз действительные параметры состояния газа отклоняются от критических:

z = f ( Тприв, Рприв) (3.22)

Существуют графики, эмпирические формулы и зависимости для оценки коэффициента сверхсжимаемости от приведенных давлений и приведенных температур.

Зная коэффициент сверхсжимаемости, можно найти объём газа в пластовых условиях по закону Бойля-Мариотта:

Объёмный коэффициент газа используется при пересчёте объёма газа в нормальных условиях на пластовые условия и наоборот (например, при подсчёте запасов):

Вязкость газа – свойство газа оказывать сопротивление перемещению одной части газа относительно другой.

Различают динамическую вязкость m и кинематическую вязкость n. Кинематическая вязкость учитывает влияние силы тяжести.

Динамическая вязкость зависит от средней длины пробега молекул газа и от средней скорости движения молекул газа:

где r – плотность газа;

– средняя длина пробега молекулы;

– средняя скорость молекул.

Кинематическая вязкость природного газа при нормальных условиях невелика и не превышает 0,01 сантипуаза.

Динамическая вязкость газа увеличивается с ростом температуры (при повышении температуры увеличивается средняя скорость и длина пробега молекул), однако при давлении более 3 МПа вязкость с ростом температуры начинает снижаться. От давления вязкость газа практически не зависит (снижение скорости и длины пробега молекул при увеличении давления компенсируется ростом плотности).

Состав и физико-химические свойства пластовой воды

По мере эксплуатации нефтяных месторождений скважины постепенно обводняются. Содержание пластовой воды в скважинной продукции растёт и может достигать 95%. Поэтому важно знать, какое влияние оказывает пластовая вода на процесс добычи нефти и газа.

Состав пластовых вод разнообразен и зависит от природы эксплуатируемого нефтяного пласта, физико-химических свойств нефти и газа. В пластовых водах всегда растворено некоторое количество солей. Больше всего в воде содержится хлористых солей (до 80-90% от общего содержания солей).

Виды пластовых вод:

- подошвенные (вода, заполняющая поры коллектора под залежью);

- краевые (вода, заполняющая поры вокруг залежи);

- промежуточные (между пропластками);

- остаточные (оставшаяся со времён образования залежи вода).

Все эти виды вод представляют собой единую гидродинамическую систему. Пластовая вода часто является агентом, вытесняющим нефть из пласта, следовательно, её свойства влияют на количество вытесненной нефти.

3.2.1. Физико-химические свойства пластовых вод

Плотность пластовых вод сильно зависит от минерализации, т.е. содержания растворённых солей. В среднем плотность пластовой воды составляет 1010-1210 кг/м3.

Тепловое расширение воды характеризуется коэффициентом теплового расширения:

Коэффициент сжимаемости воды характеризует изменение единицы объёма воды при изменении давления на единицу:

Коэффициент сжимаемости воды изменяется в пластовых условиях в пределах 3,7×10-10 – 5,0×10-10 Па-1. При наличии растворённого газа он увеличивается, и приближённо может рассчитываться по формуле:

bвг = bв (1+0,05×S), (3.31)

где S – количество газа, растворённого в воде, м3/м3.

Объёмный коэффициент пластовой воды характеризует отношение удельного объёма воды в пластовых условиях к удельному объёму воды в стандартных условиях:

Увеличение пластового давления способствует уменьшению объёмного коэффициента, а рост температуры – увеличению. Объёмный коэффициент изменяется в пределах 0,99-1,06.

Вязкость воды в пластовых условиях зависит, в основном, от температуры и минерализации. От давления вязкость зависит слабо. Наибольшую вязкость имеют хлоркальциевые воды (в 1,5-2 раза больше чистой воды).

Минерализация воды – содержание растворённых солей в г/л. По степени минерализации пластовые воды делятся на четыре типа:

Функция "чтения" служит для ознакомления с работой. Разметка, таблицы и картинки документа могут отображаться неверно или не в полном объёме!

Пензенскийгосударственный

приборостроительный колледж.

По физике на тему:"Свойства газов".

Работу выполнил студент гр.

Работу проверила

Давление газа

Газ всегда заполняет объём, ограниченный непроницаемыми для него стенками. Так, например, газовый баллон или камера автомобильной шины практически равномерно заполнены газом.

Стремясь расшириться, газ оказывает давление на стенки баллона, камеры шины или любого другого тела, твёрдого или жидкого, с которым он соприкасается. Если не принимать во внимание действия поля тяготения Земли, которое при обычных размерах сосудов лишь ничтожно меняет давление, то при равновесии давления газа в сосуде представляется нам совершенно равномерным. Это замечание относится к макромиру. Если же представить себе, что происходит в микромире молекул, составляющих газ в сосуде, то ни о каком равномерном распределении давления не может быть и речи. В одних местах поверхности стенки молекулы газа ударяют в стенки, в то время как в других местах удары отсутствуют. Эта картина всё время беспорядочным образом меняется. Молекулы газа ударяют о стенки сосудов, а затем отлетают со скоростью почти что равной скорости молекулы до удара. При ударе молекула передает стенке количество движения, равное mv, где m – масса молекулы и v - её скорость. Отражаясь от стенки, молекула сообщает ей ещё такое же количество движения mv. Таким образом, при каждом ударе (перпендикулярно стенке) молекула передаёт ей количество движения равное 2mv. Если за 1 секунду на 1 см 2 стенки приходится N ударов, то полное количество движения, переданное этому участку стенки, равно 2Nmv. В силу второго закона Ньютона это кол-во движения равно произведению силы F, действующей на этот участок стенки, на время t в течение которого она действует. В нашем случае t=1сек. Итак F=2Nmv, есть сила, действующая на 1см2 стенки, т.е. давление, которое принято обозначать р (причём р численно равно F). Итак имеем

Ежу понятно, что число ударов за 1 сек зависит от скорости молекул, и числа молекул n в единице объёма. При не очень сжатом газе можно считать, что N пропорционально n и v, т.е. р пропорционально nmv2.

Итак, для того чтобы рассчитать с помощью молекулярной теории давление газа, мы должны знать следующие характеристики микромира молекул: массу m, скорость v и число молекул n в единице объёма. Для того чтобы найти эти микро характеристики молекул, мы должны установить, от каких характеристик макромира зависит давление газа, т.е. установить на опыте законы газового давления. Сравнив эти опытные законы с законами, рассчитанными при помощи молекулярной теории, мы получим возможность определить характеристики микромира, например скорости газовых молекул.

Итак , установим, от чего зависит давление газа?

Во-первых, от степени сжатия газа, т.е. от того от того, сколько молекул газа находится в определённом объёме. Например, накачивая шину или сжимая её, мы заставляем газ сильнее давить на стенки камеры.

Во-вторых, от того, какова температура газа.

Обычно изменение давления вызывается обеими причинами сразу: и изменением объёма, и изменением температуры. Но можно

Данный реферат раскрывает физико-химические свойства газов, освещая, во-первых, основные параметры газов с приведением расчетных формул для их нахождения, а именно: плотность, удельный объем, массовый расход, линейную скорость, массовую скорость, давление, вязкость, влажность, сжимаемость, а также критические параметры; во-вторых, такие термодинамические свойства газов, как теплоемкость системы, теплопроводность, теплота сгорания, рассмотрят процесс дросселирования; в-третьих, токсичные и теплотворные свойства природных газов. В работе также приводятся графики и номограммы для определения тех или иных свойств.

Задачей является изучение физических параметров газа, его термодинамические и тепловые свойства, обусловленные химическим составом; изучение токсических свойств и их возможное влияние на организм человека; получение практических знаний и умений в нахождении того или иного параметра газа, исходя из расчетных формул и справочных материалов; закрепить и углубить изученный ранее материал.

1. Физико химические свойства горючих газов. Горение углеводородов и их тепловой эффект.

Ацетилен – согласно ГОСТ 5191-79 обозначается буквой А

Ацетилен – один из основных горючих газов, применяемых при газовой резке и сварке металлов, химическая формула С2Н2.

Технический ацетилен (с примесями) обладает специфичным резким неприятным запа-хом, вызванный содержащимися в нем примесями сернистого водорода, фосфористого водо-рода, аммиака и т. д. Длительное вдыхание его вызывает тошноту, головокружение и даже отравление. Ацетилен обладает наркотическим действием.

Газообразный ацетилен легче воздуха и накапливается в высших точках слабо проветри-ваемых помещений, где возможно образование ацетилено-воздушной смеси. С воздухом и кислородом ацетилен образует взрывоопасные смеси.

Ацетилен обладает способностью самовоспламеняться в чистом виде (термический рас-пад ацетилена) и в смеси с воздухом, температура самовоспламенения – 335 оС. При длительном соприкосновении ацетилена с медью и серебром образуются взрывоопасные соединения.

Пропан-бутановая смесь – согласно ГОСТ 5191-79 обозначается буквой П.

Пропан-бутан – смеси искусственных газов пропана С3Н8 – до 30% и бутана С4Н10 – до 70%, присутствуют, кроме того, в небольших количествах некоторые другие газы. Легко сжижаем, хранится в баллонах в сжиженном состоянии.

Пропан-бутановые смеси значительно тяжелее воздуха, поэтому при утечке они скапли-ваются внизу над полом помещения и во всевозможных углублениях, что может привести к образованию взрывоопасных концентраций.

Природный газ (метан) – в соответствии с ИСО 5175-87 обозначается буквой М

Природный газ представляет собой смесь различных углеводородов с преимуществен-ным содержанием метана СН4 (до 90 – 98 % по объему), не имеет цвета, обладает легким за-пахом чеснока и токсичными удушающими свойствами, в два раза легче воздуха, поэтому при утечках скапливается в верхней части помещения.

Горение углеводородов развивается по типу сильно разветвленной и потому крайне быстрой цепной реакции, и чем сложнее молекула углеводорода, тем большее число элементарных актов составляет цепь и образуется больше разнообразных промежуточных продуктов. Химизм сгорания сложных углеводородов и их смесей изучен очень мало. Тем не менее накоплен большой экспериментальный материал, позволяющий во многих случаях управлять процессом горения, вести инженерные расчеты тепловых двигателей и разрабатывать мероприятия по повышению эффективности использования топлива.

Горение углеводородов идет, как показывают исследования, тоже с образованием промежуточных продуктов - гидроксила, формальдегида и метилового спирта и, кроме того, связано с термическим разложением ( крекингом) углеводородов с выделением сажистого углерода, придающего пламени светящийся характер.

Горение углеводородов представляет собой Свободнорадикальное цепное замещение молекулярным кислородом с последующими сложными превращениями.

Горение углеводородов имеет еще более сложный механизм, чем горение окиси углерода и водорода. Для реакций горения углеводородов характерен большой период индукции, исчисляемый минутами и даже часами. Наличие его объясняется тем, что наряду с образованием цепей происходит и их обрыв.

Горение углеводородов протекает еще более сложно. Механизм этих реакций во многих деталях еще не раскрыт. Для них характерен большой период индукции, исчисляемый минутами и даже часами, период, в который протекание реакции чрезвычайно затягивается, а температура повышается очень медленно.

Горение углеводородов протекает еще более сложно, чем горение окиси углерода, и обусловлено это тем, что этот процесс протекает с большим количеством цепей, возникающих за счет распада сравнительно сложных молекул углеводорода.

Горение углеводородов - процесс сложный, почти совершенно не изученный, вероятно вследствие многочисленных путей, по которым он может протекать в зависимости ют тех или иных условий.

Горение углеводородов в двигателе внутреннего сгорания также может быть неполным.

Схема цепного горения водорода. Зависимость тепловыделения и потерь тепла от температуры.Температура воспламенения горючих газов. Схема цепного горения водорода.| Зависимость тепловыделения и потерь тепла от температуры.Температура воспламенения горючих газов.

Горение углеводородов происходит, как показывают исследования, тоже с образованием промежуточных продуктов - гидроксила ОН и нестойких веществ - метилового спирта СН3ОН и формальдегида СНОН и, кроме того, связано с термическим разложением (крекингом) углеводородов с выделением сажистого диспер-сного углерода, придающего пламени светящийся характер.

Горение углеводородов осложняется тем, что параллельно с окислением происходит термическое разложение с образованием сажистого углерода, водорода и метана. Поэтому механизм горения тяжелых углеводородов в значительной степени сводится к механизму горения метана, водорода и гетерогенному горению углерода.

Горение углеводородов представляют протекающим по следующей схеме. Оно начинается с присоединения ими кислорода с образованием спиртов и альдегидов.

Реакция горения углеводородов протекает более сложно, чем горение водорода или окиси углерода. Первая реакция протекает медленно, причем температура повышается также медленно. Возникновение индукционного периода связано с тем, что наряду с образованием происходит и обрыв цепей, что тормозит протекание реакции.

2. Температуры горения газов. Виды. Разных видов.

В теплотехнике различаются следующие температуры горения газов: жаропроизводительность, калориметрическую, теоретическую и действительную (расчетную). Жаропроизводительность tж — максимальная температура продуктов полного сгорания газа в адиабатических условиях с коэффициентом избытка воздуха α = 1,0 и при температуре газа и воздуха, равной 0°C:

где Qн — низшая теплота сгорания газа, кДж/м3; ΣVcp — сумма произведений объемов диоксида углерода, водяного пара и азота, образовавшихся при сгорании 1 м3 газа (м3/м3), и их средних объемных теплоемкостей при постоянном давлении в пределах температур от 0°С до tж (кДж/(м3•°С).

В силу непостоянства теплоемкости газов жаропроизводительность определяется методом последовательных приближений. В качестве начального параметра берется ее значение для природного газа (≈2000°С), при α = 1,0 определяются объемы компонентов продуктов сгорания, по табл. 8.3 находится их средняя теплоемкость и затем по формуле (2.1) считается жаропроизводительность газа. Если в результате подсчета она окажется ниже или выше принятой, то задается другая температура и расчет повторяется.

Жаропроизводительность распространенных простых и сложных газов при их горении в сухом воздухе приведена в табл. 1.

При сжигании газа в атмосферном воздухе, содержащем около 1 вес. % влаги, жаропроизводительность снижается на 25–30°С.

Калориметрическая температура горения tK — температура, определяемая без учета диссоциации водяных паров и диоксида углерода, но с учетом фактической начальной температуры газа и воздуха. Она отличается от жаропроизводительности tж тем, что температура газа и воздуха, а также коэффициент избытка воздуха α принимаются по их действительным значениям. Определить tK можно по формуле:

tК = (Qн + qфиз)/(ΣVcp) (2.2)

где q физ — теплосодержание (физическая теплота) газа и воздуха, отсчитываемое от 0°С, кДж/м3.

Природные и сжиженные углеводородные газы перед сжиганием обычно не нагревают, и их объем по сравнению с объемом воздуха, идущего на горение, невелик. Поэтому при определении калориметрической температуры теплосодержание газов можно не учитывать. При сжигании газов с низкой теплотой сгорания (генераторные, доменные и др.) их теплосодержание (в особенности нагретых до сжигания) оказывает весьма существенное влияние на калориметрическую температуру.

Зависимость калориметрической температуры природного газа среднего состава в воздухе с температурой 0°С и влажностью 1% от коэффициента избытка воздуха а приведена в табл. 1, для сжиженного углеводородного газа при его сжигании в сухом воздухе — в табл. 3. Данными табл. 1–3 можно с достаточной точностью руководствоваться при установлении калориметрической температуры горения других природных газов, сравнительно близких по составу, и углеводородных газов практически любого состава. При необходимости получить высокую температуру при сжигании газов с малыми коэффициентами избытка воздуха, а также для повышения КПД печей, на практике подогревают воздух, что приводит к росту калориметрической температуры (см. табл. 2).

Теоретическая температура горения tT — максимальная температура, определяемая аналогично калориметрической tK, но с поправкой на эндотермические (требующие теплоты) реакции диссоциации диоксида углерода и водяного пара, идущие с увеличением объема:

СО2 ‹–› СО + 0,5О2 — 283 мДж/моль (2.3)

Н2О ‹–› Н2 + 0,5О2 — 242 мДж/моль (2.4)

При высоких температурах диссоциация может привести к образованию атомарного водорода, кислорода и гидроксильных групп ОН. Кроме того, при сжигании газа всегда образуется некоторое количество оксида азота. Все эти реакции эндотермичны и приводят к снижению температуры горения.

Теоретическая температура горения может быть определена по следующей формуле:

tT = (Qн + qфиз – qдис)/(ΣVcp) (2.5)

где qдис — суммарные затраты теплоты на диссоциацию СО2 и Н2О в продуктах сгорания, кДж/м3; ΣVcp— сумма произведения объема и средней теплоемкости продуктов сгорания с учетом диссоциации на 1 м3 газа.

Как видно из табл. 2, при температуре до 1600°С степень диссоциации может не учитываться, и теоретическую температуру горения может принять равной калориметрической. При более высокой температуре степень диссоциации может существенно снижать температуру в рабочем пространстве. На практике особой необходимости в этом нет, теоретическую температуру горения необходимо определять только для высокотемпературных печей, работающих на предварительно нагретом воздухе (например, мартеновских). Для котельных установок в этом нужды нет.

Действительная (расчетная) температура продуктов сгорания tд — температура, которая достигается в ¬реальных условиях в самой горячей точке факела. Она ниже теоретической и зависит от потерь теплоты в окружающую среду, степени отдачи теплоты из зоны горения излучением, растянутости процесса горения во времени и др. Действительные усредненные температуры в топках печей и котлов определяются по тепловому балансу или приближенно по теоретической или калориметрической температуре горения в зависимости от температуры в топках с введением в них экспериментально установленных поправочных коэффициентов:

где η— т.н. пирометрический коэффициент, укладывающийся в пределах:

- для качественно выполненных термических и нагревательных печей с теплоизоляцией — 0,75–0,85;

- для герметичных печей без теплоизоляции — 0,70–0,75;

- для экранированных топок котлов — 0,60–0,75.

В практике надо знать не только приведенные выше адиабатные температуры горения, но и максимальные температуры, возникающие в пламени. Их приближенные значения обычно устанавливают экспериментально методами спектрографии. Максимальные температуры, возникающие в свободном пламени на расстоянии 5–10 мм от вершины конусного фронта горения, приведены в табл. 3. Анализ приведенных данных показывает, что максимальные температуры в пламени меньше жаропроизводительности (за счет затрат тепла на диссоциацию Н2О и СО2 и отвода теплоты из пламенной зоны).

Природный газ относится к полезным ископаемым, одно из важнейших горючих ископаемых, занимающее ключевые позиции в топливно-энергетических балансах многих государств. Природный газ является важным сырьем для химической промышленности. В пластовых условиях (условиях залегания в земных недрах) находится в газообразном состоянии — в виде отдельных скоплений (газовые залежи) или в виде газовой шапки нефтегазовых месторождений, либо в растворённом состоянии в нефти или воде.

Содержание

1.Введение………………………………………………………………….. 3
2.Состав и физические свойства природного газа………………………. 4
3.Список использованной литературы……………………………………10

Работа содержит 1 файл

РЕФЕРАТ_ТПП.doc

Министерство образования и науки Российской Федерации

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Уфимский государственный нефтяной технический университет

Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

Проверил: старший преподаватель ___________ Д.Ф. Ситдикова

Введение………………………………………………………… ……….. 3
Состав и физические свойства природного газа………………………. 4
Список использованной литературы……………………………………10

Приро́дный газ — смесь газов, образовавшаяся в недрах земли при анаэробном разложении органических веществ.

Энергетическая и химическая ценность природного газа определяется содержанием в нём углеводородов. Очень часто в месторождениях он сопутствует нефти. Разница в составе природного и попутного нефтяного газа имеется. В последнем, как правило, больше сравнительно тяжёлых углеводородов, которые обязательно отделяются, прежде чем использовать газ.

Состав и физические свойства природного газа

Природные углеводородные газы представляют собой смесь предельных углеводородов вида С_nН_2n+2. Основную часть природного газа составляет метан CH₄ — до 98 %.

В состав природного газа могут также входить более тяжёлые углеводороды — гомологи метана:

а также другие неуглеводородные вещества:

- диоксид углерода (СО₂),

Чистый природный газ не имеет цвета и запаха. Чтобы можно было определить утечку по запаху, в газ добавляют небольшое количество веществ, имеющих сильный неприятный запах, так называемых одорантов. Чаще всего в качестве одоранта применяется этилмеркаптан.

Для облегчения транспортировки и хранения природного газа его сжижают, охлаждая при повышенном давлении.

Природные газы подразделяют на следующие группы:

1. Газ, добываемый из чисто газовых месторождений и представляющий собой сухой газ, свободный от тяжелых углеводородов.

2. Газы, добываемые вместе с нефтью (растворенные или попутные газы). Это физические смеси сухого газа, пропанобутановой фракции (жирного газа) и газового бензина.

3. Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений — смесь сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат состоит из большого числа тяжелых углеводородов (С₅ + высш., С₆ + высш. и т.д.), из которых можно выделить бензиновые, лигроиновые, керосиновые, а иногда и более тяжелые масляные фракции.

4. Газы газогидратных залежей.

Компонентный состав и свойства отдельных компонентов природного газа приведены в таблице 1.

Таблица 1. Основные свойства компонентов природных газов в стандартных условиях.

Свойство	Обозначение	CH4	C2H6	C3H8	i-C4H10	n-C4H10
Молекулярная масса	М	16,04	30,07	44,10	58,12	58,12
Объем 1кг газа, м 3	V	1,40	0,74	0,51	0,39	0,39
Плотность по воздуху	0,554	1,038	1,522	2,006	2,006
Масса 1м 3 газа, кг	m	0,71	1,35	1,97	2,85	2,85
Критическое давление, МПа	р_кр	4,58	4,86	4,34	3,85	3,57
Критическая температура, К	Т_кр	191	305	370	407	425

Во многих случаях состав природных углеводородных газов определяется не полностью, а лишь до бутана (С₄Н₁₀) или гексана (С₆Н₁₄) включительно, а все остальные компоненты объединяются в остаток (или псевдокомпонент).

Газ, в составе которого тяжелые углеводороды составляют не более 75 г/м 3 , называют сухим. При содержании тяжелых углеводородов более 150 г/м 3 газ называют жирным.

Газовые смеси характеризуются массовыми или молярными концентрациями компонентов. Для характеристики газовой смеси необходимо знать ее среднюю молекулярную массу, среднюю плотность в килограммах на кубический метр или относительную плотность по воздуху.

Молекулярная масса М природного газа:

где М – молекулярная масса i-го компонента; x_i – объемное содержание i-го компонента, доли ед.

Для реальных газов обычно М=16 – 20.

Плотность газа ρ_г рассчитывается по формуле:

где V_м – объем 1 моля газа при стандартных условиях.

Обычно ρ_г находится в пределах 0,73 – 1,0 кг/м 3 .

Плотность газа в значительной степени зависит от давления и температуры, и поэтому для практического применения этот показатель неудобен. Чаще пользуются относительной плотностью газа по воздуху ρ_г.в., равной отношению плотности газа ρ_г к плотности воздуха ρ_в, взятой при тех же давлении и температуре:

Если ρ_г и ρ_в определяются при стандартных условиях, то ρ_в = 1,293 кг/м 3 и ρ_г.в. = ρ_г / 1,293.

Плотность нефтяных газов колеблется от 0,554 (для метана) до 2,006 (для бутана) и выше.

Вязкость газа характеризует силы взаимодействия между молекулами газа, которые преодолеваются при его движении. Она увеличивается при повышении температуры, давления и содержания углеводородных компонентов. Однако при давлениях выше 3МПа увеличение температуры вызывает понижение вязкости газа.

Вязкость нефтяного газа незначительна и при 0 о С составляет 0,000131 пз; вязкость воздуха при 0 о С равна 0,000172 пз.

Уравнения состояния газов используются для определения многих физических свойств природных газов. Уравнением состояния называется аналитическая зависимость между параметрами газа, описывающая поведение газа. Такими параметрами являются давление, объем и температура.

Состояние идеальных газов в условиях высоких давления и температуры определяется уравнением Клапейрона — Менделеева:

где р — давление; V_и — объем идеального газа, N— число киломолей газа; R— универсальная газовая постоянная; Т — температура.

Идеальным называется газ, силами взаимодействия между молекулами которого пренебрегают. Реальные углеводородные газы не подчиняются законам идеальных газов. Поэтому уравнение Клапейрона—Менделеева для реальных газов записывается в виде:

где Z — коэффициент сверхсжимаемости реальных газов, зависящий от давления, температуры и состава газа и характеризующий степень отклонения реального газа от закона для идеальных газов.

Коэффициент сверхсжимаемости Z реальных газов — это отношение объемов равного числа молей реального V и идеального V_и газов при одинаковых термобарических условиях (т. е. при одинаковых давлении и температуре):

Значения коэффициентов сверхсжимаемости наиболее надежно могут быть определены на основе лабораторных исследований пластовых проб газов. При отсутствии таких исследований (как это чаще всего бывает на практике) прибегают к расчетному методу оценки Z по графику Г. Брауна (рис.1). Для пользования графиком, необходимо знать, так называемые, приведенные псевдокритическое давление и псевдокритическую температуру.

Критической называется такая температура, выше которой газ не может быть превращен в жидкость ни при каком давлении. Критическим давлением называется давление, соответствующее критической точке перехода газа в жидкое состояние.

С приближением значений давления и температуры к критическим свойства газовой и жидкой фаз становятся одинаковыми, поверхность раздела между ними исчезает и плотности их уравниваются.

С появлением в системе двух и более компонентов в закономерностях фазовых изменений возникают особенности, отличающие их поведение от поведения однокомпонентного газа. Не останавливаясь на подробностях, следует отметить, что критическая температура смеси находится между критическими температурами компонентов, а критическое давление смеси всегда выше, чем критическое давление любого компонента.

Для определения коэффициента сверхсжимаемости Z реальных газов, представляющих собой многокомпонентную смесь, находят средние из значений критических давлений и температур каждого компонента. Эти средние называются псевдокритическим давлением p_п.кр. и псевдокритической температурой Т_п.кр. Они определяются из соотношений:

где р_кр. и Т_кр. – критические давления и температура i-го компонента; x_i – доля i-го компонента в объеме смеси (в долях единицы).

Приведенные псевдокритические давление и температура, необходимые для пользования графиком Брауна, представляют собой псевдокритические значения, приведенные к конкретным давлению и температуре (к пластовым, стандартным или каким-либо другим условиям):

где р и Т – конкретные давления и температура, для которых определяется Z.

Коэффициент сверхсжимаемости Z обязательно используется при подсчете запасов газа для правильного определения изменения объема газа при переходе от пластовых условий к поверхностным, при прогнозировании изменения давления в газовой залежи и при решении других задач.

Рисунок 1. Графики зависимости коэффициента сверхсжимаемости Z углеводородного газа от приведенных псевдокритических давления р_пр. и температуры Т_пр. (по Г.Брауну).

Список использованной литературы

1. Коршак А.А., Шаммазов А.М., Основы нефтегазового дела. Изд. «УГНТУ. Уфа. 2005г.

Читайте также: