Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 [ 58 ] 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84

зультаты расчета приведены в табл. 8.1-1. Физические константы компонентов газа даны в табл. 6.4-1. По уравнениям (8.1-3) и (8.1-4)

ПС .пр

= =-1 92 4,59

7 80 .

пс.пр 224 -->

Зависимость между псевдокритичеокими и реальными значениями температур и давлений показана на рис. 8.1-1 для углеводородных газов различного молярного состава.

Пример 8.1-2. Найти по рис. 8.1-1 псевдоприведенные параметры газа молярной массы Л1=21,5 для давления и температуры, приведенных в предыдущем примере. Из рисунка рпс.нр=4,61 МН/м и Гпс.кр = 233 К. По уравнению (8.1-3) и (8.1-4)

4.5-

300 -

20 -1-

30 I

-"пс .пр

ПС .пр

-1,91,

= 1,26.

250 -

S 200 -

Результаты расчетов псевдокритических параметров по примерам 8.1-1 и 8.1-2 близки, однако могут быть и значительные расхождения.

Коэффициент сжимаемости z с наибольшей точностью определяется по кривой зависимости pVT, построенным по лабораторным данным. Если отсутствует эксперимен-тально построенная диаграмма 2 = =/(р. Г), то 2 определяется как функция приведенных параметров с помощью эмпирических диаграмм или соответствующих уравнений. Одна из наиболее широко известных эмпирических диаграмм такого рода получена Стэндингом и Кат-цем в 1942 г. (рис. 8.1-2). Для псевдоприведенных параметров при рпс.пр=1,92 и 7пс.пР=1,25 в примере 8.1-1 по этой диаграмме значение 2 = 0,92.

В природном газе часто содержатся значительные количества неуглеводородных газов, прежде всего N2 и COj. Если содержание N2 и СО2 меньше, чем соответственно 8 и 10%, то коэффициент сжимаемости определяют по методике, предложенной Графом (Силаш, 1967). По этой методике предполагается, что все углеводороды в газе представляют как бы один компонент, псевдокритические параметры и коэффициент сжимаемости z которого определяют наиболее приемлемым методом. Затем по диаграммам, представленным на рис. 8.1-3 и 8.1-4, находят значения коэффициентов сжимаемости СО2 и N2, после чего рассчитывают коэффициент сжимаемости смеси:

25 3D

М, кг/кмоль

Рис. 8.1-1. Зависимость между псевдокритическими параметрами и молярной массой природного газа

При составлении программ для вычислительных машин предпочтительно определять коэффициент сжимаемости расчетным путем. Предложены уравнения, описывающие свойства кривых, изображенных на эмпирических диаграммах. Во Франции для определения коэффици-

т 15

Рпс.пр

Рис. 8.1-2. Зависимость коэффициента сжимаемости природного газа от псевдоприве-

денных параметров

ента сжимаемости при давлениях менее 7 МПа и температуре газа, равной температуре грунта, используют следующую формулу:

2 = 1-2-10-8р. (8.1-5)

С учетом температуры и газа при давлениях ниже б МПа

\ + kp

(8.1-6) 187

Приводим значения k для различных температур.

О 15 30

. 2,65-10-8 2,04-10-8 1,65-10-8.

Температура Г, °С fe.....

Для расчета псевдокритических параметров Томасом и др. (1970 г.) были предложены зависимости

Р„с.кр=4,894.10-4,050.10р„р,

Тпс.кр = 94,71-fl70,7p„p.

(8.1-7) (8.1-8)

р, МПа

Рис. 8.1-3. Коэффициент сжимаемости СО2 по Ремару и Элтерсу

При рпр<1,5 Уилкинсоном (1964 г.) получена формула для определения коэффициента сжимаемости:

2 = l-f0,257p„,.„p-0,533

Рп-.пр

пс.пр

(8.1-9)

где рлс. пр и Гпс. пр определяют по (8.1-3) и (8.1-4) соответственно.

Плотность газа при давлении р и температуре Т рассчитывают по уравнению (8.1-1) с учетом У=1/р:

рМ zRT

(8.1-10)

Для стандартных условий р = рст, Т=Т„ и 2 = 2ст=1 формула (8.1-10) принимает вид

После подстановки значений /? = 8314 = 0,1013 МПа и Гст = 273,2 К получим

(ст- 22,42 •

(8.1-11)

Дж/(КМ0ЛЬ-К), Рст =

(8.1-12)