Главная страница
Навигация по странице:

  • 3.2 Плотность конденсата

  • 3.4 Коэффициент изобарной теплоёмкости газа

  • Показатель адиабаты

  • 3.5 Коэффициент теплопроводности газа

  • Таблица 3.1 – Значения коэффициентов для формулы (3.27)

  • Таблица 3.2 – Значения эмпирического коэффициента k

  • Компоненты К

  • 3.6 Влагосодержание газа W

  • Относительная влажность

  • Задание №3. Расчёт физических и теплофизических свойств газов и конденсатов


    Скачать 4.32 Mb.
    НазваниеРасчёт физических и теплофизических свойств газов и конденсатов
    Дата04.10.2022
    Размер4.32 Mb.
    Формат файлаdocx
    Имя файлаЗадание №3.docx
    ТипДокументы
    #713655

    Домашнее задание №3

    Тема: “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:

    1. Если температура Т больше 333 К, то поправку на температуру определяют по формуле:

    , (3.10)

    где ; ; .

    1. Если температура лежит в пределах от 333 до 288 К, то величину определяют по той же формуле , но коэффициенты определяются так:

    и

    (3.11)

    1. 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:

    1. При атмосферном давлении Р0=0,1013 МПа и температуре Т0=273 К:

    (3.22)

    1. 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:

    1. При :

    2. При :

    3. 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

    1. Физические свойства природного газа и конденсата. Зависимость свойств от термобарических параметров и от состава.

    2. Теплофизические свойства природного газа. Теплоемкость. Теплопроводность.

    3. Влагосодержание природного газа.

    4. Дросселирование. Эффект Джоуля-Томсона.







    написать администратору сайта