Плотность
природного газа определяется из уравнения
состояния, в частности ,обобщённого
.
(2.8)
Плотность
насыщенного конденсата можно определить
следующими способами:
2.2.1. Графо-аналитический метод Катца и Стендинга
а) Определяем
плотность жидкости при стандартных
условиях
,
(2.9)
где
xi,
Mi
, i
— мольная доля, молекулярная масса и
плотность i-го
компонента.
в)
Определяем поправки к стандартной
плотности на давление р
и температуру т.
с) Находим плотность
насыщенного конденсата при заданных
давлении и температуре
=ст+р-т.
(2.10)
2.2.2. Корреляционная зависимость приведённой плотности пр от среднекритического коэффициента сверхсжимаемости zск.
Порядок расчета
Здесь:
а)
ркр,7+
и Ткр,7+
— определяются по формулам (2.7) или части
1
в)
7+
— находится или по правилу аддитивности
при известном групповом составе
конденсата, или берётся просто 7
из таблиц, или при известных температурах
кипения и критической находится по
формуле Эдмистера
= 3/7[ lg(pкр
/pст)/(Tкр
/Tкип-1)]-1,
(2.11
)а для углеводородов
парафинового ряда (до С7,
включительно) Tкр
/Tкип
можно определить по корреляционной
зависимости Гуревича
(2.12)
с) zcк
— среднекритический коэффициент
сжимаемости жидкой смеси
,
(2.13)
где zкр,i
— критический коэффициент сжимаемости
i-го
компонента и определяется из таблиц
или по формуле Ганна и Ямаду
zкр,i=
0,2918 — 0,0928i;
(2.14)
-
Критический
молярный объём i-го
компонента находим из уравнения
состояния
,
(2.15)
где критические
параметры компонент берём из таблиц.
-
Приведённая
температура насыщенной жидкости
(2.16)
-
Приведённая
плотность определяется по формуле
Викса
.
(2.17)
-
Плотность
насыщенного конденсата
(2.180
2.3. Пример
Определить
плотность насыщенного конденсата по
приведённому давлению и температуре,
используя зависимость приведённой
плотности от критического коэффициента
сжимаемости. Компонентный состав
конденсата в мольных долях при абсолютном
давлении р = 70ата и температуре Т=3999,8 К
и результаты расчетов приведены в
таблице
Компонент |
xi |
xipкр,i |
xiTкр,i |
xiVкр,i |
xizкр,i |
xiMi |
СН4 |
0,22006 |
10,08 |
41,90 |
21,9 |
0,0640 |
3,52 |
С2 |
0,02130 |
1,03 |
6,51 |
3,15 |
0,0061 |
0,64 |
С3 |
0,01270 |
0,54 |
4,7 |
2,54 |
0,0035 |
0,56 |
i-С4 |
0,01240 |
0,46 |
5,04 |
3,26 |
0,0035 |
0,72 |
n-С4 |
0,00815 |
0,47 |
3.47 |
2,08 |
0,0022 |
0,47 |
i-С5 |
0,00770 |
0,25 |
3,55 |
2,37 |
0,0021 |
0,56 |
n-С5 |
0,00446 |
0,15 |
2,10 |
1,39 |
0,0012 |
0,32 |
С6 |
0,00783 |
0,23 |
4,00 |
2,88 |
0,0021 |
0,67 |
С7 |
0,70523 |
9,41 |
546,00 |
705,23 |
0,1480 |
208,00 |
N2 |
0,00017 |
0,06 |
0,02 |
0,01 |
0,0001 |
0 |
|
1,00000 |
22,68 |
617,29 |
744,81 |
0,2328 |
215,46 |
`
zкр,7+в=0,2918-0,09280,855=0,21;
Vкр,7+в=0,2182,057775/13,35=1000
см3/моль;
Тпр=399,8/617,29=0,647;
=215,462,99/744,81=0,863
г/см3.
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
МЕТОДИКА
ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛОТНОСТИ НЕСТАБИЛЬНОГО ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА
ПРИ ТЕРМОБАРИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ ОТБОРА
А.1 Метод измерения
А.1.1 Сущность метода определения плотности НГК при термобарических условиях отбора (далее — плотности) заключается в определении массы пробы НГК, отобранной в пробоотборник при термобарических условиях отбора из конденсатопровода, и последующем расчете плотности НГК с учетом известного внутреннего объема (водного числа) данного пробоотборника.
А.1.2 Метод определения плотности НГК, изложенный в настоящем стандарте, распространяется на НГК с плотностью при рабочих условиях в диапазоне от 400,0 до 900,0 кг/м3, температурой от минус 10,0 до плюс 50,0 °C, абсолютным давлением от 0,1 до 10,0 МПа.
А.2 Средства измерения (СИ), оборудование и реактивы
Для выполнения измерений по определению плотности НГК используют следующие СИ, оборудование и реактивы:
— весы по ГОСТ Р 53228 с ценой деления не более 0,01 г, с наименьшим пределом взвешивания не более 1,00 г и пределом абсолютной допускаемой погрешности не более +/- 0,05 г;
— гири по ГОСТ OIML R 111-1;
— СИ температуры, обеспечивающие измерение в диапазоне от минус 10,0 до плюс 50,0 °C, с допускаемой погрешностью не более +/- 0,3 °C.
Пример — Термометры ртутные стеклянные по ГОСТ 28498 I класса;
— СИ давления, обеспечивающие измерение до 10,0 МПа, класса точности не ниже 0,25.
Пример — Манометры образцовые по [3];
— мерный цилиндр по ГОСТ 1770 вместимостью 100 (50) см3 с ценой деления 1,0 (0,5) см3;
— мерный цилиндр по ГОСТ 1770 вместимостью 1 дм3 с ценой деления 10 см3;
— пробоотборники, изготовленные из стали 12Х18Н10Т по ГОСТ 5632 или аналогичной по свойствам и рассчитанные на рабочее давление в конденсатопроводе с учетом возможного нагрева при транспортировании и хранении, которое указывается на корпусе пробоотборника, но не менее 15,0 МПа;
— склянку с тубусом (бутыль Вульфа) по ГОСТ 25336;
— петролейный эфир 40 — 70 или другую смесь жидких углеводородов (или индивидуальный углеводород), выкипающую в пределах от 40 до 70 °C;
— спирт этиловый технический по ГОСТ Р 55878 или ГОСТ 5962;
— ацетон по ГОСТ 2603;
— воду дистиллированную по ГОСТ 6709;
— н-гексан квалификации с содержанием основного вещества не менее 99,8% масс., например «ос.ч.», «для ВЭЖХ», «эталонный».
Примечание — Допускается применять другие средства измерения, оборудование и реактивы с характеристиками, не уступающими требованиям настоящего подраздела.
А.3 Требования безопасности, охраны окружающей среды
А.3.1 При проведении работ с нестабильным газовым конденсатом должны выполняться требования безопасности и охраны окружающей среды, изложенные в ГОСТ Р 57851.2.
А.4 Требования к квалификации операторов
А.4.1 Измерения и обработку результатов выполняют специалисты с высшим техническим или среднеспециальным образованием, опытом работы с нестабильным газовым конденсатом, находящимся в баллонах под давлением, прошедшие инструктаж и проверку знаний по охране труда, инструктаж по безопасности и проверку знаний производственных инструкций по профессии, владеющих техникой лабораторных работ, включенных в настоящий стандарт, и процедурами обработки результатов, изучившие руководство по эксплуатации применяемого оборудования и настоящий стандарт.
А.5 Требования к условиям измерений
А.5.1 При выполнении измерений соблюдают следующие условия:
— температура окружающей среды, атмосферное давление, механические воздействия, внешние электрические и магнитные поля, влияющие на работу применяемых средств измерений, не должны превышать допустимых пределов, указанных в руководстве по эксплуатации средств измерений;
— содержание агрессивных газов и паров, уровни электромагнитного излучения не должны превышать санитарных норм.
А.5.2 Средства измерений должны быть внесены в Федеральный реестр средств измерений.
А.5.3 Диапазоны измерений применяемых средств измерений должны соответствовать диапазонам изменений контролируемых параметров.
А.5.4 Средства измерений применяют в соответствии с требованиями руководства по эксплуатации и безопасности их применения.
А.5.5 Средства измерений должны быть поверены и иметь действующие свидетельства о поверке и/или клейма.
А.5.6 Необходимо применять реактивы с действующим сроком годности, с соответствующей сопроводительной документацией (паспортами).
А.6 Подготовка к проведению измерений
А.6.1 Определение водного числа пробоотборника
Пробоотборник последовательно промывают петролейным эфиром и ацетоном, высушивают продувкой чистым (не содержащим капель и паров масла, механических примесей) воздухом. Для очистки от следов рассола пробоотборник последовательно промывают дистиллированной водой и ацетоном и высушивают продувкой чистым воздухом. Высушенный пробоотборник взвешивают.
Примечание — Для всех операций взвешивания пробоотборника, как пустого, так и заполненного, расхождение между двумя последовательными взвешиваниями не должно превышать 0,05 г, в противном случае продолжают высушивание пробоотборника или выявляют другие причины расхождения.
Затем пробоотборник устанавливают на штативе строго вертикально и через нижний вентиль заполняют свежепрокипяченной и охлажденной до температуры окружающей среды дистиллированной водой, используя бутыли Вульфа, как показано на рисунке А.1.
1 — склянка с тубусом (бутыль Вульфа); 2 — кран;
3 — соединительные шланги; 4 — штатив; 5, 7 — вентили
пробоотборника; 6 — пробоотборник; 8 — мерный цилиндр
Рисунок А.1 — Схема установки для определения
водного числа пробоотборника
Для полного смачивания стенок пробоотборника и удаления пузырьков воздуха через него пропускают 3 — 5-кратный объем дистиллированной воды. Объем пропущенной воды определяют мерным цилиндром. После этого закрывают сначала нижний, затем верхний вентили. Протирают внешнюю поверхность пробоотборника льняной тканью, смоченной спиртом, высушивают продувкой чистым воздухом и взвешивают. Записывают комнатную температуру, округляя ее до значения, кратного 0,2 °C. Водное число пробоотборника V, дм3, вычисляют по формуле
(А.1)
где 1000 — коэффициент для перевода м3 в дм3;
mПВ — масса пробоотборника с дистиллированной водой, кг;
mП+В — масса пробоотборника с воздухом, кг;
— плотность дистиллированной воды в зависимости от комнатной температуры, определяемая по таблице А.1, кг/м3;
1,20445 — плотность сухого воздуха стандартного состава при стандартных условиях, кг/м3;
K — коэффициент для приведения плотности сухого воздуха при стандартных условиях к фактическим условиям в лаборатории (t, Pб), вычисляемый по формуле
(А.2)
где 293,15 — стандартная температура, К;
Pб — барометрическое давление, кПа;
273,15 — поправка для перевода температуры из градусов по шкале Цельсия в градусы по шкале Кельвина, К;
t — температура воздуха, измеренная возле весов, при взвешивании пустого пробоотборника, °C;
101,325 — стандартное давление, кПа.
Таблица А.1
Значения плотности дистиллированной воды при различных
температурах, рассчитанные по данным таблиц ГСССД [4]
Температура, °C |
Плотность дистиллированной воды, кг/м3 |
||||
0,0 |
0,2 |
0,4 |
0,6 |
0,8 |
|
15 |
999,10 |
999,07 |
999,04 |
999,01 |
998,98 |
16 |
998,94 |
998,91 |
998,88 |
998,84 |
998,81 |
17 |
998,78 |
998,74 |
998,70 |
998,67 |
998,63 |
18 |
998,60 |
998,56 |
998,52 |
998,48 |
998,44 |
19 |
998,41 |
998,37 |
998,33 |
998,29 |
998,25 |
20 |
998,20 |
998,16 |
998,12 |
998,08 |
998,04 |
21 |
997,99 |
997,95 |
997,91 |
997,86 |
997,82 |
22 |
997,77 |
997,73 |
997,68 |
997,63 |
997,59 |
23 |
997,54 |
997,49 |
997,44 |
997,39 |
997,35 |
24 |
997,30 |
997,25 |
997,20 |
997,15 |
997,10 |
25 |
997,05 |
996,99 |
996,94 |
996,89 |
996,84 |
26 |
996,78 |
996,73 |
996,68 |
996,62 |
996,57 |
27 |
996,51 |
996,46 |
996,40 |
996,35 |
996,29 |
28 |
996,23 |
996,18 |
996,12 |
996,06 |
996,00 |
29 |
995,95 |
995,89 |
995,83 |
995,77 |
995,71 |
30 |
995,65 |
995,59 |
995,53 |
995,46 |
995,40 |
За результат определения водного числа пробоотборника принимают среднеарифметическое значение результатов двух измерений, если выполняется условие приемлемости
(А.3)
где V1, V2 — результаты двух измерений водного числа пробоотборника, дм3;
100 — коэффициент для перевода долей в проценты.
Если условие по А.3 не выполняется, то выясняют причины неудовлетворительного результата, устраняют их и повторяют определение.
Результат определения водного числа пробоотборника регистрируют в кубических дециметрах с разрядностью до пятого десятичного знака.
Водное число пробоотборника определяют после его изготовления, ремонта, изменения конструкции или замены пробоотборника или оборудования и в период эксплуатации не реже одного раза в квартал.
А.7 Отбор проб
А.7.1 Отбор проб нестабильного газового конденсата проводят по ГОСТ Р 55609 с учетом требований настоящего раздела.
А.7.2 Отбор проб нестабильного газового конденсата для определения плотности НГК при термобарических условиях отбора проводят в пробоотборники, соответствующие требованиям А.2.
А.7.3 Перед отбором пробы НГК следует убедиться, что в точке отбора выполняется условие однофазности потока НГК, выражаемое соотношением
(А.4)
где P — абсолютное давление НГК в рассматриваемой точке потока, МПа;
Pн — давление насыщения НГК на данном узле учета, полученное в результате измерения или расчета, МПа;
— абсолютная погрешность определения величины Pн, МПа.
А.7.4 Собирают систему пробоотбора по схеме, приведенной на рисунке А.2. Расстояние между выходным штуцером пробоотборника и карманом для термометра 8 должно быть по возможности минимальным. Необходимо обеспечить максимальную возможную близость температуры НГК в пробоотборнике к его температуре в конденсатопроводе. При необходимости пробоотборные линии и пробоотборник термоизолируют.
1 — конденсатопровод; 2 — пробоотборное устройство;
3 — запорный вентиль конденсатопровода; 4 — пробоотборная
линия; 5, 7 — вентили пробоотборника; 6 — пробоотборник;
8 — карман для термометра; 9 — термометр; 10 — манометр;
11 — вентиль; 12 — сепаратор; 13 — емкость
для сбора жидкости.
Материальные потоки: I — НГК, II — газ дегазации НГК
на сброс, III — жидкий остаток дегазации НГК
Рисунок А.2 — Схема пробоотбора НГК
А.7.5 Перед началом отбора проб вентили 3, 5, 7 и 11 должны быть закрыты. Последовательно открывают вентили 3, 5, 7. После выравнивания давления в системе пробоотбора с давлением в конденсатопроводе закрывают вентиль 3. Пробоотборную систему проверяют на герметичность обмыливанием или путем измерения значения относительного падения давления, которая за 10 мин. не должна превышать 1% от начального давления. При наличии утечек стравливают давление из системы вентилем 11, находят и устраняют течи и повторяют последовательность действий по А.7.4 — А.7.5.
А.7.6 Открывают вентиль 3, дожидаются прекращения изменения давления в системе, после чего приоткрывают вентиль 11, при этом давление в пробоотборной системе не должно быть ниже давления в конденсатопроводе более чем на 0,05 МПа, в противном случае понижают расход конденсата через систему, закручивая вентиль 11. Через пробоотборник пропускают 3 — 5-кратный объем НГК, для чего измеряют объем накапливающейся в емкости 13 жидкости. Если после пропускания 3 — 5 объемов НГК через пробоотборник температура в системе пробоотбора отличается от температуры в трубопроводе более чем на 0,5 °C, то пропускают НГК дальше, до необходимого снижения разницы температур. После окончания пропускания НГК через систему перекрывают вентиль 11, через 1 мин. последовательно закрывают вентили 7, 5 и 3, отсоединяют пробоотборник.
А.7.7 Записывают температуру и давление в системе пробоотбора кратностью 0,2 °C и 0,025 МПа соответственно.
Примечание — При транспортировании и последующем хранении пробоотборника с отобранной пробой НГК следует избегать нагрева пробоотборника до температуры, превышающей температуру НГК в конденсатопроводе при отборе проб более чем на 10,0 °C во избежание утечек НГК через уплотнения пробоотборника или его разрыва от давления расширяющейся жидкости.
А.8 Проведение измерений
А.8.1 Плотность НГК , кг/м3, вычисляют по формуле
(А.5)
где 1000 — коэффициент для перевода дм3 в м3;
mпр — масса пробы НГК, кг;
V — водное число пробоотборника по А.3, дм3.
А.8.1.1 Массу пробы НГК mпр, кг, вычисляют по формуле
mпр = m — mпо, (А.6)
где m — масса пробоотборника с пробой НГК, кг;
mпо — масса пустого пробоотборника без воздуха, кг.
А.8.1.2 Массу пустого пробоотборника без воздуха mпо, кг, вычисляют по формуле
mпо = mп+в — 0,00120445VK, (А.7)
где mп+в — масса пробоотборника с воздухом, кг;
0,00120445 — плотность сухого воздуха стандартного состава при стандартных условиях, кг/дм3;
V — водное число пробоотборника по А.3, дм3;
K — коэффициент для приведения плотности сухого воздуха при стандартных условиях к фактическим условиям в лаборатории по А.3.
Примечание — Если температура tр в конденсатопроводе при отборе проб отличается от температуры t в лаборатории при определении водного числа пробоотборника более чем на 10,0 °C, в формуле (17) используют приведенное к рабочей температуре tр водное число пробоотборника Vр, дм3, которое вычисляют по формуле
(А.8)
где Vt — водное число пробоотборника при температуре в лаборатории по А.3, дм3;
— температурный коэффициент линейного расширения материала пробоотборника для соответствующего диапазона температур, °C-1. Например, для стали 12Х18Н10Т
по данным таблиц ГСССД [5].
А.9 Обработка и оформление результатов измерений
А.9.1 За результат определения плотности НГК принимают среднеарифметическое значение результатов двух параллельных измерений, если выполняется условие приемлемости
(А.9)
где ,
— результаты параллельных измерений плотности НГК, кг/м3;
100 — коэффициент для перевода долей в проценты;
r — значение предела повторяемости (см. таблицу А.2), %.
А.9.2 Если условие по А.8 не выполняется, получают еще один результат в полном соответствии с методикой настоящего стандарта. За результат определения принимают среднеарифметическое значение результатов трех измерений, если выполняется условие
(А.10)
где ,
— максимальное и минимальное значения из полученных трех результатов параллельных измерений плотности НГК, кг/м3;
100 — коэффициент для перевода долей в проценты;
,
,
— результаты параллельных измерений плотности НГК, кг/м3;
CR0,95 — значение критического диапазона для уровня вероятности P = 0,95 и n — результатов измерений, которое вычисляют по формуле
(А.11)
где f(n) — коэффициент критического диапазона для n — результатов измерений;
— показатель повторяемости (см. таблицу А.1), %.
Для количества измерений n = 3 коэффициент критического диапазона f(n) = 3,3.
Если условие по А.11 не выполняется, выясняют причины превышения критического диапазона, устраняют их и повторяют выполнение измерений.
А.9.3 Результат определения плотности НГК в документах, предусматривающих его использование, представляют в виде
при P = 0,95, (А.12)
где — среднеарифметическое значение результатов n измерений, признанных приемлемыми по А.9.1 и А.9.2, кг/м3;
— границы относительной погрешности определения плотности НГК, % (см. таблицу А.2).
Результат вычисления плотности НГК с учетом погрешности всего метода определения записывают с разрядностью до одного десятичного знака.
Все прочие промежуточные величины, используемые для расчета основных показателей, если специально не указана разрядность их записи, записываются с разрядностью до пяти значащих цифр.
А.10 Метрологические характеристики
При соблюдении всех регламентированных условий и проведении анализа в точном соответствии с данной методикой значение погрешности (и ее составляющих) результатов измерений не превышает значений, приведенных в таблице А.2.
Таблица А.2
Метрологические характеристики методики
определения плотности НГК
Диапазон измерений плотности НГК, кг/м3 |
Показатель точности (границы относительной погрешности) |
Показатель повторяемости (относительное среднеквадратическое отклонение повторяемости) |
Предел повторяемости r, %, P = 0,95, n = 2 |
От 400,0 до 900,0 включ. |
0,9 |
0,2 |
0,55 |
А.11 Контроль качества результатов измерений при реализации методики в лаборатории
А.11.1 Контроль качества результатов измерений в лаборатории при определении плотности НГК осуществляют по ГОСТ Р ИСО 5725-6, используя контроль стабильности среднеквадратического (стандартного) отклонения промежуточной прецизионности по ГОСТ Р ИСО 5725-6-2002 (пункт 6.2.3) и контроль погрешности. Проверку стабильности осуществляют с применением контрольных карт Шухарта по ГОСТ Р ИСО 7870-2.
А.11.2 Периодичность контроля стабильности результатов выполняемых измерений регламентируют в Руководстве по качеству лаборатории. Рекомендуется устанавливать контролируемый период таким образом, чтобы количество результатов контрольных измерений находилось в интервале от 20 до 30.
А.11.3 При неудовлетворительных результатах контроля, например при превышении предела действия или регулярном превышении предела предупреждения, выясняют причины этих отклонений, в том числе проводят смену используемых реактивов, проверяют качество работы исполнителя измерений.
А.12 Контроль погрешности измерений
А.12.1 Контроль погрешности измерений плотности НГК осуществляют путем определения плотности нормального гексана (далее — гексана) по А.8.
А.12.2 Пробоотборник заполняют гексаном таким же образом, как и водой при определении водного числа, затем протирают льняной тканью, смоченной спиртом, высушивают чистым воздухом и взвешивают, записывают фактическую температуру в лаборатории кратностью 0,2 °C. Значение плотности гексана , кг/м3, вычисляют по формуле
(А.13)
где 1000 — коэффициент для перевода дм3 в м3;
mпгек — масса пробоотборника с гексаном, кг;
mпо — масса пустого пробоотборника без воздуха, кг;
V — водное число пробоотборника по А.3, дм3.
А.12.3 За результат определения принимают среднеарифметическое значение результатов двух параллельных измерений плотности гексана, если выполняется условие приемлемости
(А.14)
где ,
— результаты параллельных измерений плотности гексана, кг/м3;
100 — коэффициент для перевода долей в проценты.
Если условие по А.14 не выполняется, то выясняют причины неудовлетворительного результата, устраняют их и повторяют определение плотности гексана.
Погрешность измерений определяют относительной разностью результата измерений плотности гексана и значения плотности гексана при данной температуре по таблице А.3.
Разность между полученным и табличным значениями плотности гексана не должна превышать +/- 0,9% табличного значения плотности гексана (см. таблицу А.3).
Контроль погрешности проводят в случае ремонта, изменения технических характеристик, конструкции, замены отдельных частей или всего оборудования, используемого для определения плотности НГК, но не реже одного раза в квартал.
Таблица А.3
Значения плотности нормального гексана при различных
температурах, рассчитанные по данным таблиц ГСССД [6]
Температура, °C |
Плотность нормального гексана, кг/м3 |
||||
0,0 |
0,2 |
0,4 |
0,6 |
0,8 |
|
15 |
663,92 |
663,74 |
663,55 |
663,37 |
663,19 |
16 |
663,01 |
662,83 |
662,64 |
662,46 |
662,28 |
17 |
662,10 |
661,92 |
661,73 |
661,55 |
661,37 |
18 |
661,19 |
661,01 |
660,82 |
660,64 |
660,46 |
19 |
660,28 |
660,09 |
659,91 |
659,73 |
659,55 |
20 |
659,36 |
659,18 |
659,00 |
658,81 |
658,63 |
21 |
658,45 |
658,27 |
658,08 |
657,90 |
657,72 |
22 |
657,53 |
657,35 |
657,17 |
656,98 |
656,80 |
23 |
656,62 |
656,43 |
656,25 |
656,07 |
655,88 |
24 |
655,70 |
655,51 |
655,33 |
655,15 |
654,96 |
25 |
654,78 |
654,60 |
654,41 |
654,23 |
654,04 |
26 |
653,86 |
653,67 |
653,49 |
653,31 |
653,12 |
27 |
652,94 |
652,75 |
652,57 |
652,38 |
652,20 |
28 |
652,01 |
651,83 |
651,64 |
651,46 |
651,27 |
29 |
651,09 |
650,90 |
650,72 |
650,53 |
650,35 |
30 |
650,16 |
649,98 |
649,79 |
649,61 |
649,42 |
Приложение Б
(справочное)
- ПРИМЕР РАСЧЕТА КОМПОНЕНТНО-ФРАКЦИОННОГО СОСТАВА ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ СМЕСИ
Скачать документ целиком в формате PDF
Подборка по базе: ППВТ расчет.docx, Реферат — Методика расчета параметров тушения пожаров ЛВЖ и ГЖ в, 14 Структурно функциональные свойства тканей зуба метод указ ст, 1. Расчет изменений энтропии (теория и решение задач).doc, 6 Задача Расчет прогнозного баланса.docx, 1.4 Способы решения проблемы сохранения коллекторских свойств ПЗ, Тема 4.3. Организация занятий избранным видом спорта или системо, курсовая работа Экономический расчет зарплаты работников и рента, Основное свойство дроби.doc, Методологический анализ статьи «Особенности развития свойств вни
Домашнее задание №3Тема: “Расчёт физических и теплофизических свойств газов и конденсатов”
3.1 Плотность газа
Плотность это отношение массы газа к единице его объема. Единица измерения плотности кг/м3. Абсолютная плотность газа ρ определяется по следующей формуле: кг/м3, при давлении Р0=0,1013 МПа и температуре Т=273 К. Плотность газа при стандартных условиях, т.е. при Р=0,1013 МПа и Тст=293 К, может быть определена по формуле:
ρст=М/υст=М/24,04 (3.1)
где М молекулярная масса газа. Для более точного определения плотности отдельных компонентов и смеси газов следует использовать равенства:
;
;
(3.2)
где xi мольная доля i-го компонента; Мi молекулярная масса i-го компонента; υi объем одного моля i-го компонента.
Относительную плотность газа можно определить по следующей формуле:
кг/м3, (3.3)
где – плотность воздуха при стандартных условиях,
;
– молярная масса газа,
;
– молярная масса воздуха.
Абсолютная плотность газа при давлении Р и температуре Т находится по следующей формуле:
,
(3.4)
где Z и Z0 – коэффициенты сверхсжимаемости соответственно при текущем давлении Р и текущей температуре Т и при давлении Р0=0,1013 МПа и температуре Тст=293 К, значение .
3.2 Плотность конденсата
Плотность стабильного конденсата определяется по формуле Крега:
, (3.5)
Плотность нестабильного (насыщенного) конденсата при давлении Р0=0,1013 МПа и температуре Тст=293 К определяется по следующей формуле:
, (3.6)
где – содержание i-го компонента в смеси;
– плотность i-го компонента в смеси;
– молярная масса i-го компонента смеси.
Плотность нестабильного конденсата при любых значениях давления Р и температуры Т вычисляется несколькими способами:
Значения находят по следующей формуле:
, (3.7)
где – поправка плотности на давление Р,
– поправка плотности на температуру Т. Эти значения определяются по графикам Катца и Стендинга или по аппроксимации этих графиков, которая проведена Г.С. Степановой.
Поправка на давление определяется по следующей формуле:
, (3.8)
в которой коэффициенты а и b определяются по следующим формулам:
;
(3.9)
Поправку на температуру определяют с помощью следующих формул:
- Если температура Т больше 333 К, то поправку на температуру определяют по формуле:
, (3.10)
где ;
;
.
- Если температура лежит в пределах от 333 до 288 К, то величину
определяют по той же формуле
, но коэффициенты определяются так:
и
(3.11)
- При температуре меньшей 288 К значение
определяется по следующей формуле:
(3.12)
Следует отметить, что в формуле значение
определённое по формуле
прибавляется, а не вычитается.
3.3 Вязкость газа
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.
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.
Вязкость газа при давлении Р0=0,1013 МПа и любой температуре Т определяется по формуле:
, при
, при
(3.13)
где
Таким образом, вязкость газа при пластовых условиях при любом давлении и температуре определяется по формуле:
, при
, при
(3.14)
где – приведённая плотность газа;
– плотность газа при давлении Р и температуре Т;
– критическая плотность газа:
– вязкость газа при давлении Р=0,1013 МПа и температуре Т=273 К.
Вязкость газа при низких давлениях и любой температуре может быть рассчитана по формуле, предложенной Дином и Стилом:
(3.15)
где μат – коэффициент вязкости смеси при атмосферном давлении и любой температуре Т в мкПа∙с.
(3.16)
Вязкость газа при любых давлениях Р и температурах по Дину и Стилу равна
, мкПа∙с (3.17)
где ,
, ρкр – соответственно плотность газа при Р и Т и критическая плотность.
3.4 Коэффициент изобарной теплоёмкости газа
Теплоемкость газа – это отношение количества теплоты, подведенной к газу в заданном термодинамическом процессе, к соответствующему изменению его температуры. В зависимости от вида процесса различают изобарную теплоемкость Ср, когда процесс происходит при постоянном давлении Р=const, и изохорную Сv, когда процесс происходит при постоянном объеме V=const. Единица измерения теплоемкости кДж/кг∙град или Дж/моль·град. Обычно в расчетах используют удельные – массовые или молярные – теплоемкости, т.е. теплоемкости, отнесенные к единице массы или к одному молю газа. Теплоемкость, отнесенная к одному молю, называется моляpной теплоемкостью. Теплоемкость, отнесенная к единице массы, называется удельной теплоемкостью. Для газов в зависимости от термодинамического процесса различают изобарную Ср и изохорную Сv удельные теплоемкости:
,
(3.20)
Теплоемкость природных газов зависит от давления, температуры и состава газа, а также от процесса передачи тепла. Теплоемкость газа при заданном давлении и температуре определяется как сумма теплоемкостей, состоящих из теплоемкости при заданной температуре и атмосферном давлении и приращения теплоемкости за счет влияния давления ΔСр, т.е.:
(3.21)
Изобарная молярная теплоёмкость газа для смесей газов рассчитывается по следующим зависимостям:
- При атмосферном давлении Р0=0,1013 МПа и температуре Т0=273 К:
(3.22)
- При любом давлении Р и температуре Т:
, (3.23)
где .
Показатель адиабаты
Значение показателя адиабаты находят по формуле: (3.24)
Коэффициент изохорной молярной теплоёмкости
Коэффициент изохорной молярной теплоёмкости рассчитывается по следующей формуле:
, (3.25)
где k – показатель адиабаты.
Коэффициент изобарной и изохорной массовой теплоёмкости определяют делением соответствующих значений коэффициентов изобарной и изохорной молярной теплоёмкости на молярную массу М.
3.5 Коэффициент теплопроводности газа
Теплопроводность газа – это количество тепла, проходящего через его массы без перемещения, конвекции и теплообмена. Количество передаваемого тепла в газовой среде пропорционально градиенту температуры Δt, площади передачи F, продолжительности процесса теплопередачи τ, толщины слоя газа ΔL и выражается формулой:
Q=λ∙F∙τ∙Δt/ΔL (3.26)
где Δt=t2–t1 – разность температуры по обе стороны газовой среды толщиной ΔL; λ – коэффициент пропорциональности между количеством тепла и параметрами газовой среды.
Количество тепла, проходящего через единицы площади и толщины за единицы времени при разности температур, равной 1 град, принято называть коэффициентом теплопроводности. Коэффициент теплопроводности измеряется в Дж/м·с·град или Вт/м·град.
Коэффициент теплопроводности природного газа можно определить по следующей формуле:
, Вт/(м∙К) (3.27)
где – коэффициент теплопроводности при давлениях до 0,3 МПа и в интервалах температур от 273 до 423 К; коэффициенты а, b и c определяются из таблицы 3.1 в зависимости от значения величины k, которое рассчитывается по известному составу газа:
, (3.28)
где – значение эмпирического коэффициента для i-го компонента газа, определяемое из таблицы 3.2;
– мольное содержание i-го компонента газа.
Средняя ошибка по формуле (3.27) составляет около 2% при содержании в природном газе неуглеводородных компонентов не более 15%.
Таблица 3.1 – Значения коэффициентов для формулы (3.27)
k | а | b, 10-2 | с, 10-5 | k | а | b, 10-2 | с, 10-5 |
1,0 | 26,20 | 11,53 | 9,65 | 2,1 | 15,16 | 10,62 | 9,16 |
1,1 | 24,08 | 11,44 | 9,60 | 2,2 | 14,78 | 10,54 | 9,11 |
1,2 | 22,37 | 11,37 | 9,56 | 2,3 | 14,44 | 10,46 | 9,06 |
1,3 | 20,96 | 11,28 | 9,51 | 2,4 | 14,14 | 10,39 | 9,02 |
1,4 | 19,78 | 11,19 | 9,47 | 2,5 | 13,87 | 10,31 | 8,98 |
1,5 | 18,80 | 11,11 | 9,42 | 3,0 | 12,78 | 9,94 | 8,75 |
1,6 | 17,95 | 11,03 | 9,38 | 3,5 | 11,98 | 9,59 | 8,53 |
1,7 | 17,23 | 10,94 | 9,34 | 4,0 | 11,28 | 9,27 | 8,30 |
1,8 | 16,60 | 10,86 | 9,28 | 4,5 | 10,63 | 8,98 | 8,08 |
1,9 | 16,06 | 10,78 | 9,24 | 5,0 | 9,97 | 8,71 | 7,86 |
2,0 | 15,58 | 10,70 | 9,20 |
Таблица 3.2 – Значения эмпирического коэффициента ki для компонентов природного газа.
Компоненты | Кi | Кi1/3 | Компоненты | Кi | Кi1/3 |
СН4 | 1 | 1,000 | С7Н16 | 7 | 1,913 |
С2Н6 | 2 | 1,260 | С8Н18 | 8 | 2,000 |
С3Н8 | 3 | 1,442 | СО2 | 3,13 | 1,463 |
С4Н10 | 4 | 1,587 | N2 | 1,50 | 1,145 |
С5Н12 | 5 | 1,710 | Н2S | 4,20 | 1,613 |
С6Н14 | 6 | 1,817 |
Для определения коэффициента теплопроводности при повышенных давлениях можно воспользоваться формулами Стила-Тодоса:
- При
:
- При
:
- При
:
(3.29)
3.6 Влагосодержание газа W
Влагосодержание газа – количество паров воды, растворенных в единице объема природного газа при заданных условиях.
Абсолютная влажность – отношение массы водяных паров количество паров воды, содержащихся в газе, к объему, приведенному к стандартным условиям этого газа, из которого удалены пары воды, [кг/1000 м3].
Относительная влажность – отношение фактического содержания паров воды в единице объема природного газа при заданных давлении и температуре к его влагоемкости, т.е. к количеству водяных паров в том же объеме и при тех же Р и Т, но при помощи насыщения газа парами воды. [доли единиц, %]
Влагосодержание зависит от состава газа, давления, температуры и физико-химических свойств конденсированной воды, с которой газ находится в термодинамическом равновесии, определяется по формуле:
(3.30)
W0.6 – влагосодержание газа с относительной плотностью 0,6 с пресной водой; Сс – поправка на соленость воды; С — поправка на отклонение плотности данного газа от величины 0,6.
Влагосодержание газа W0.6 определяется по графикам или аналитическим зависимостям, из которых наибольшее распространение получила формула Бюкачека:
. (3.30)
Можно определить из “Руководства по исследованию скважин”, Гриценко А.И., Алиев З.С. и др., стр.65, коэффициенты А и В можно определить из таблицы 19 на стр.67.
Формула Бюкачека преобразована в уравнение в зависимости от температуры:
(3.31)
где t – температура в 0С. Погрешность аппроксимации относительно данных Бюкачека в среднем 1,5÷2%, максимально – 5%.
К – соленость воды, кг/м3, К=5 кг/м3
Можно определить из “Руководство по исследованию скважин”, Гриценко А.И., Алиев З.С. и др., стр.66.
Контрольные вопросы
- Физические свойства природного газа и конденсата. Зависимость свойств от термобарических параметров и от состава.
- Теплофизические свойства природного газа. Теплоемкость. Теплопроводность.
- Влагосодержание природного газа.
- Дросселирование. Эффект Джоуля-Томсона.
Плотность — конденсат
Cтраница 1
Плотность конденсата равна 0 7528 г / см3; молярная масса ПО.
[1]
Плотность конденсатов находится в прямой зависимости от их углеводородного и фракционного состава. Например, конденсаты, в которых велико содержание ароматических углеводородов, имеют большую плотность ( 0 806 — 0 826), чем конденсаты, содержащие парафиновые углеводороды.
[2]
Плотность конденсатов изменяется от 700 до 800 кг / м3, молекулярная масса от 80 до 140 г / моль.
[3]
Плотность конденсатов зависит от группового углеводородного и фракционного состава. Например, плотность конденсатов с большим содержанием ароматических углеводородов ( Майкопское, Усть-Ла — бинское, Гугертагское.
[4]
Плотность конденсатов находится в прямой зависимости от их группового углеводородного и фракционного составов. Например, конденсаты, в которых велико содержание ароматических углеводородов, имеют большую плотность ( 0 806 — 0 826), чем конденсаты, содержащие парафиновые углеводороды.
[5]
Плотность конденсата кк в жидкой фазе при выводе формул принята постоянной и равной плотности стабилизированного конденсата, получаемого из трапа. Молекулярный вес жидкой фазы также принят равным молекулярному весу стабилизированного конденсата.
[6]
Плотность стабильногб конденсата в стандартных условиях изменяется от 0 6 до 0 82 г / см3 и находится в прямой зависимости от группового углеводородного состава.
[8]
Если плотность конденсата больше 0 786 г / см3, добываемая жидкость представляет собой смесь конденсата с нефтью и имеет темную окраску. На очень больших глубинах возможно присутствие в газовой фазе более тяжелого конденсата.
[9]
Если плотность конденсата выше 1 52 г / см3, а кислотность превышает 1 5 %, конденсат возвращают в куб на повторную разгонку. К сборнику подведен азот с целью предотвращения контакта хлораля с воздухом, так как хлораль сильно гигроскопичен и в присутствии влаги воздуха тотчас образует хлоральгидрат, выпадающий в осадок. От хлораля азотом отдувают серную кислоту; отработанная кислота ( 75 — 76 % — ная) подается в сборник 7 и затем может быть использована.
[10]
Фактически плотность конденсата в жидком гелии составляет, по-видимому, лишь малую долю от полной плотности жидкости.
[11]
Если плотность конденсата выше 1 52 г / см3, а кислотность превышает 1 5 %, конденсат возвращают в куб на повторную разгонку. К сборнику подведен азот с целью предотвращения контакта хлораля с воздухом, так как хлораль сильно гигроскопичен и в присутствии влаги воздуха тотчас образует хлоральгидрат, выпадающий в осадок. От хлораля азотом отдувают серную кислоту; отработанная кислота ( 75 — 76 % — ная) подается в сборник 7 и затем может быть использована.
[12]
Стабилизация плотности конденсата, кроме указанных причин, в определенной степени связана с возрастающими потерями легких KOMnoHeHTOBt в добываемом конденсате вследствие ухудшения условий сепарации ( эти компоненты в настоящее время улавливаются в газоотбензинивающем заводе и составляют до 50 % вес.
[13]
Время релаксации плотности конденсата остается конечным и при k — — 0, отнюдь не обращаясь в бесконечность, как для фазы.
[14]
Время релаксации плотности конденсата остается конечным и при k — 0, отнюдь не обращаясь в бесконечность, как для фазы.
[15]
Страницы:
1
2
3
4
Плотность природного газа при
любом давлении Р (в МПа) и температуре (К) определяется по формуле:
(2.5.1)
где Z0, Z – коэффициенты сверхсжимаемости
соответственно при Р0, Т0, а также Р и Т.
Иногда формулу (2.5.1) записывают
в виде:
(2.5.2)
где – относительная плотность; ρ0
– плотность природного газа при 0,1013 МПа и 293 К в кг/м3; ρвозд
– плотность воздуха при тех же условиях – ρвозд=1,205 кг/м3
Плотность стабильного
конденсата можно определить непосредственным замером или при известной
молекулярной массе Мс5+ по формуле Крега:
,
кг/м3 (2.5.3)
Плотность насыщенного
углеводородного конденсата определяется различными методами.
1. Графо-аналитический метод
Катца и Стендинга.
Определяется плотность
конденсата при стандартных условиях – ρст
,
кг/м3 (2.5.4)
где Хi, Мi , di – соответственно
мольная доля, плотность жидкости при стандартных условиях i-го компонента.
Для определения плотности
насыщенного конденсата при любых Р и Т к вычисленной плотности вносятся
коррективы на давление ∆dр и температуру ∆dт, последнее с минусом, т.е.:
dр,т=dст+∆dр–∆dт, кг/м3 (2.5.5)
Значения ∆dр и ∆dт определяются по графикам или аппроксимационным
зависимостям, предложенным Г.С. Степановой, следующего вида:
где а=10-3(1,91+0,02492∙Р–0,0016858∙Р2+0,25478∙10-4∙Р3)
b=-10+31,2∙Р–0,5266∙Р2
и
(2.5.6)
где при Т>333 К
(2.5.7)
(2.5.8)
при 288<Т<333 К
(2.5.9)
(2.5.10)
при 223<Т<288 К
∆dт=(288–Т)∙(1,836–0,00509∙dр+0,0054∙10-3∙dр2) (2.5.11)
Аналитический метод расчета
по приведенной плотности
(2.5.12)
где ρпр –
приведенная плотность;Vкр.i – молярный критический объем i-го компонента насыщенного углеводородного
конденсата; Xi – мольная доля i-го компонента.
Приведенная плотность по
формуле, предложенной Виксом равна:
(2.5.13)
где Zсм – среднекритический коэффициент
сверхсжимаемости насыщенного углеводородного конденсата, где:
(2.5.14)
Zкрi – критический коэффициент
сверхсжимаемости i-го компонента насыщенного углеводородного
конденсата; Тпр – приведенная температура насыщенного
углеводородного конденсата.
Критический мольный объем i-го компонента находится по формуле:
(2.5.15)
Вязкость газа.
Свойство газа и жидкости
оказывать сопротивление скольжению или сдвигу одной части относительно другой
называется вязкостью. Вязкость характеризуется коэффициентом вязкости, который
подразделяется на динамический и кинематический.
Размерность динамического –
Па∙с, кинематического – м2/с, последний получается при делении
значения коэффициента динамической вязкости на плотность.
Вязкость газа при низких
давлениях и любой температуре может быть рассчитана по формуле, предложенной
Дином и Стилом:
(2.5.16)
где μ0 –
коэффициент вязкости смеси при атмосферном давлении и любом Т в мкПа∙с.
(2.5.17)
Вязкость газа при любых
давлениях Р и температурах по Дину и Стилу равна
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание — внизу страницы.