Единицы измерения параметров газа

Единицы измерения параметров газа

Измерение давления газа. Величину избыточного давления газа измеряют манометрами, а для получения абсолютного давления необходимо к избыточному давлению прибавить атмосферное давление.

В системе СИ единица измерения давления – паскаль (Па), которая обозначает давление, вызываемое силой 1 ньютон (Н), равномерно распределенной по нормальной к ней поверхности площадью 1 м 2 . Соотношения между единицами измерения давления приведены в таблице ниже.

Соотношение между единицами давления газа

Измерение температуры. При нагревании тела расширяются и увеличиваются в объеме. Больше всего расширяются газообразные тела, меньше – твердые. Например, газопровод длиной 100 м при нагревании до 100 °С увеличит свою длину только на 12 см; 100 л воды при нагревании до 100 “С увеличат свой объем на 4 л. При нагревании газа от 0 до 273 °С его объем увеличивается в два раза.

Температуру газа измеряют жидкостными термометрами, шкала которых имеет две постоянные точки: таяния льда (0 °С) и кипения воды (100 °С). Наиболее точны и просты в обращении ртутные термометры. Применяют также и шкалу Кельвина, в которой точка 0 соответствует абсолютному нулю, то есть такой степени охлаждения тела, при которой прекращается всякое движение молекул любого вещества. Абсолютный нуль, принимаемый за начало отсчета температур в системе СИ, в технической системе равен 273,16 °С. Таким образом, показания абсолютной шкалы больше на 273,2 °С.

Пример. Если продукты сгорания газа имеют температуру по Цельсию 200 °С, то по абсолютной шкале Кельвина та же температура равна 200 + 273,16 = 473,16 К.

Измерение количества теплоты. В качестве основной единицы измерения количества теплоты ранее принималась калория (кал) – это количество теплоты, которое необходимо сообщить 1 г дистиллированной воды для повышения ее температуры с 19,5 до 20,5 °С при давлении 101,325 кПа.

В теплотехнике применяется укрупненная единица измерения – килокалория (ккал), равная 1000 кал. Килокалория – это количество теплоты, которое необходимо сообщить 1 кг дистиллированной воды для повышения ее температуры на 1 °С.

В системе единиц СИ теплота выражается универсальной единицей – джоулем (Дж). Джоуль – это работа, которую совершает сила в 1 Н на пути в 1 м. Можно применить и более крупную и удобную единицу (килоджоуль, кДж), равную 1000 Дж, 1 Дж = 0,239 кал.

Количество теплоты, которое выделяется при полном сгорании 1 м 3 газа, называется удельной теплотой сгорания газового топлива. Теплоту сгорания газа измеряют в ккал/м 3 при температуре 20 °С и давлении 760 мм рт. ст. Различают низшую теплоту сгорания QH и высшую QB.

Высшую и низшую теплоту сгорания природного газа подсчитывают по следующим формулам:

где CH4, C2H6, С3Н8, C4H10 – содержание в природном газе метана, этана, пропана и бутана в процентах по объему. Цифровые значения обозначают низшие и высшие теплоты сгорания метана, этана и т. д., пересчитанные на 1 % горючего компонента.

Перевод физических единиц количества теплоты в систему СИ приведен в таблице ниже.

Источник: ros-pipe.ru

Измерение объема природного газа

Измерение объема природного газа

Объем природного газа измеряется обычно в кубических футах¹. Поскольку газ всегда распространяется по всему объему резервуара, его количество зависит от температуры и давления. Поэтому измерения количества газа приводятся к постоянным условиям. В качестве стандартных исходных условий приняты температура 60°F и давление 30 дюймовртутного столба (приблизительно 14,73 фунт/кв. дюйм, или нормальное атмосферное давление); иногда же за эталон принимается температура 20°С (68°F). Объем газа записывается в виде величины, кратной 1000 единиц измерения, сокращенно обозначаемой буквой М; так, 3 540 000 куб. футов газа записывается как 3540 м куб. футов.

Сконструировано множество различных приборов для измерения количества (объема) газа, проходящего по трубам. Большинство замеров объема газа, извлекаемого из скважин, производится с помощью диафрагменных счетчиков-расходомеров, определяющих перепад давления между противоположными сторонами установленной в трубопроводе диафрагмы. Исходя из получаемых перепадов давления с учетом параметров диафрагмы, представляющей собой круглое отверстие в тонкой пластинке, можно рассчитать скорость истечения газа. При медленном истечении газа и давлении, близком к атмосферному, обычно применяются счетчики объемного типа. Объем газа в этих случаях определяется по числу регистрируемых счетчиком поочередных заполнений газом и освобождений от него камеры расходомера. Небольшие количества газа, увлекаемого буровым раствором и заключенного в обломках шлама, обычно улавливаются с помощью газоанализаторов.

Измерение объема газа в природном резервуаре в переводе на его объем в условиях дневной поверхности производится одним из двух распространенных методов, несколько напоминающих методы подсчета запасов нефти в природном резервуаре, с приведением их к нормальным условиям. Объемный метод, или метод насыщения, заключается в умножении объема (в акр-футах) порового пространства, заполненного газом, на отношение между пластовым давлением и давлением на поверхности в атмосферах и на температурную поправку, зависящую от того, насколько температура в природном резервуаре отличается от стандартной, равной 60°F. Коэффициент давления определяется по газо­вому закону, согласно которому объем идеального газа при постоянной температуре меняется обратно пропорционально давлению (Рисунок 1).

Рисунок 1: Обобщенная диаграмма изменения объема газа при повышении давления и постоянной температуре.

При атмосферном давлении, равном 14,7 фунт/кв. дюйм, для приведения объема пластового газа, находящегося под давлением 3000 фунт/кв. дюйм, к атмосферному необходимо помножить объем газа в природном резервуаре на коэффициент давления, равный:

Объем газа меняется также прямо пропорционально абсолютной температуре. Так, объем газа, находящегося в природном резервуаре при температуре140°F, сократится при достижении температуры дневной поверхности, равной60°F, пропорционально температурному поправочному коэффициенту, равному:

Читайте также:  Срок действия нотариального согласия

Второй метод подсчета количества газа в природном резервуаре с приведением егс к условиям дневной поверхности основан на том, что при отборе газа из пласта пластовое давление снижается. Падение давления на единицу приведенного к атмосферным условиям объема газа, извлекаемого из природного резервуара, прямо пропорционально соответствующему объему газа, оставшегося в природном резервуаре. Так, например, если первоначальное пластовое давление в газовом резервуаре было 2880 фунт/кв. дюйм, а после отбора в течение нескольких лет 400 млн. куб. футов газа оно упало до 2720 фунт/кв. дюйм, то снижение давления на 100 фунт/кв. дюйм происходило с расходом газа 400 000 000/160, т.е. 2 500 000 куб. футов на единицу падения давления. Номинальный остаточный объем газа в природном резервуаре, приведенный к атмосферным условиям, будет равен тогда 2,5 млн. куб. футов, помноженным на 2720 (остаточное пластовое давление в фунтах на кв. дюйм), т.е. 6,8 млрд. куб. футов. Если принять, что пластовое давление при истощении залежи равно 250 фунт/кв. дюйм, то извлекаемые запасы газа, приведенные к условиям дневной поверхности, будут составлять 2 500 000 куб. футов × (2720-250), или 6 175 000 000 куб. футов. Применение этого метода подсчета запасов газа возможно только спустя некоторое время с начала разработки залежи.

¹В некоторых странах, особенно в СССР, объемное количество природного газа часто переводится в метрические тонны нефти; 1000 м z природного газа приравнивается к 0,824 метрической тонны нефти (обычно 1000 м 3 газа считают эквивалентными 1 тнефти).

Источник: oborudka.ru

2.2. ЕДИНИЦЫ ИЗМЕРЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ ГАЗА

Измерение давления газа. Величину избыточного давления газа измеряют манометрами, а для получения абсолютного давления необходимо к избыточному давлению прибавить атмосферное давление.

В системе СИ единица измерения давления — паскаль (Па), которая обозначает давление, вызываемое силой 1 ньютон (Н), равномерно распределенной по нормальной к ней поверхности площадью 1 м 2 . Соотношения между единицами измерения давления приведены в табл. 2.

Измерение температуры. При нагревании тела расширяются и увеличиваются в объеме. Больше всего расширяются газообразные тела, меньше — твердые. Например, газопровод длиной 100 м при нагревании до 100 °С увеличит свою длину только на 12 см; 100 л воды при нагревании до 100 °С увеличат свой объем на 4 л. При нагревании газа от 0 до 273 °С его объем увеличивается в два раза.

Температуру газа измеряют жидкостными термометрами, шкала которых имеет две постоянные точки: таяния льда (0 °С) и кипения воды (100 °С). Наиболее точны и просты в обращении ртутные термометры. Применяют также и шкалу Кельвина, в которой точка 0 соответствует абсолютному нулю, то есть такой степени охлаждеСоотношение между единицами давления газа

  • 73,56-
  • 10“ 3
  • 73,56-
  • 10“ 3

ния тела, при которой прекращается всякое движение молекул любого вещества. Абсолютный нуль, принимаемый за начало отсчета температур в системе СИ, в технической системе равен 273,16 °С. Таким образом, показания абсолютной шкалы больше на 273,2 °С.

Пример. Если продукты сгорания газа имеют температуру по Цельсию 200 °С, то по абсолютной шкале Кельвина та же температура равна 200 + 273,16 = 473,16 К.

Измерение количества теплоты. В качестве основной единицы измерения количества теплоты ранее принималась калория (кал) — это количество теплоты, которое необходимо сообщить 1 г дистиллированной воды для повышения ее температуры с 19,5 до 20,5 °С при давлении 101,325 кПа.

В теплотехнике применяется укрупненная единица измерения — килокалория (ккал), равная 1000 кал. Килокалория — это количество теплоты, которое необходимо сообщить 1 кг дистиллированной воды для повышения ее температуры на 1 °С.

В системе единиц СИ теплота выражается универсальной единицей — джоулем (Дж). Джоуль — это работа, которую совершает сила в 1 Н на пути в 1 м. Можно применить и более крупную и удобную единицу (килоджоуль, кДж), равную 1000 Дж, 1 Дж = 0,239 кал.

Количество теплоты, которое выделяется при полном сгорании 1 м 3 газа, называется удельной теплотой сгорания газового топлива. Теплоту сгорания газа измеряют в ккал/м 3 при температуре 20 °С и давлении 760 мм рт. ст. Различают низшую теплоту сгорания 0// и высшую .

Высшую и низшую теплоту сгорания природного газа подсчитывают по следующим формулам:

где СН4, СтНб, С3Н8, С4Н|о — содержание в природном газе метана, этана, пропана и бутана в процентах по объему. Цифровые значения обозначают низшие и высшие теплоты сгорания метана, этана и т. д., пересчитанные на I % горючего компонента.

Перевод физических единиц количества теплоты в систему СИ приведен в табл. 3.

Перевод количества теплоты, выраженной в калориях, на джоули

Источник: ozlib.com

Объем, масса, плотность, удельный объем. Приведение к нормальным и стандартным условиям и пересчет

Приведение к нормальным и стандартным условиям

Единицей измерения объема газа является кубический метр (м³). Измеренный объем приводится к нормальным физическим условиям.

Нормальные физические условия: давление 101 325 Па, температура 273,16 К (0 °С).

Стандартные условия: давление 101 325 Па, температура 293,16 К (+20 °С).

В настоящее время эти обозначения выходят из употребления. Поэтому в дальнейшем следует указывать те условия, к которым относятся объемы и другие параметры газа. Если эти условия не указываются, то это значит, что параметры газа даны при 0 °С (273,16 °К) и 760 мм рт. ст. (1,033 кгс/см²). Иногда объем газа (особенно в иностранной литературе и нормах) при пользовании системой СИ приводится к 288,16 °К (+15 °С) и давлению 1 бар (105 Па).

Читайте также:  Фирма переходит на применение УПД (план действий)

Если известен объем газа при одних условиях, то пересчитать его в объемы при других условиях можно с помощью коэффициентов, приведенных следующей таблице.

Коэффициенты для пересчета объемов газа из одних условий в другие

Температура и даление газа 0 °С и 760 мм рт. ст. 15 °С и 760 мм рт. ст. 20 °С и 760 мм рт. ст. 15 °С (288,16 °К) и 1 бар
0 °С и 760 мм рт. ст. (норм. условия) 1 1,055 1,073 1,069
15 °С и 760 мм рт. ст. (в зар. литературе) 0,948 1 1,019 1,013
20 °С и 760 мм рт. ст. (ст. условия) 0,932 0,983 1 0,966
15 °С (288,16 °К) и 1 бар (СИ) 0,936 0,987 1,003 1

Для приведения объемов газа к 0 °С (273,16 °К) и 760 мм рт. ст. (1,033 кгс/см²), а также к 20 °С (293,16 °К) и 760 мм рт. ст. (1,033 кгс/см²) могут быть применены следующие формулы:

где V0 °С и 760 мм рт. ст. — объем газа при 0 °С и 760 мм рт. ст., м³;
V20° С и 760 мм рт. ст. — объем газа при 20 °С и 760 мм рт. ст., м³;
VP — объем газа в рабочих условиях, м³;
р — абсолютное давление газа в рабочих условиях, мм рт. ст.;
Т — абсолютная температура газа в рабочих условиях, °К.

Пересчет объемов газа, приведенных к 0 °С и 760 мм рт. ст., а также к 20 °С и 760 мм рт. ст., в объемы при других (рабочих) условиях можно производить по формулам:

Любой газ способен расширяться. Следовательно, знание объема, который занимает газ, недостаточно для определения его массы, так как в любом объеме, целиком заполненном газом, его масса может быть различной.

Масса — это мера вещества какого-либо тела (жидкости, газа) в состоянии покоя; скалярная величина, характеризующая инерционные и гравитационные свойства тела. Единицы массы в СИ — килограмм (кг).

Плотность, или масса единицы объема, обозначаемая буквой p, — это отношение массы тела m, кг, к его объему, V, м³:

или с учетом химической формулы газа:

где M — молекулярная масса,
VМ — молярный объем.

Единица плотности в СИ — килограмм на кубический метр (кг/м³).

Зная состав газовой смеси и плотность ее компонентов, определяем по правилу смешения среднюю плотность смеси:

Величину, обратную плотности, называют удельным, или массовым, объемом (ν) и измеряют в кубических метрах на килограмм (м³/кг).

Как правило, на практике, чтобы показать, на сколько 1 м³ газа легче или тяжелее 1 м³ воздуха, используют понятие относительная плотность d, которая представляет собой отношение плотности газа к плотности воздуха:

Данный интернет-сайт носит исключительно информационный характер и ни при каких условиях не является публичной офертой, определяемой положениями статьи 437 Гражданского кодекса РФ. Для получения информации об условиях сотрудничества, пожалуйста, обращайтесь к сотрудникам ГК «Газовик».

Бесплатная телефонная линия: 8-200-2000-230

© 2007–2020 ООО «Газ-Сервис». Все права защищены.
Использование материалов сайта без разрешения владельца запрещено и будет преследоваться по закону.

Источник: gazovik-gaz.ru

Природные горючие газы: состав, свойства, единицы измерения параметров газа. Основные законы идеальных газов.

+лекция газоснаб1 стр 3

Удельный вес газа определяется отношением веса единицы объема газа по отношению к весу одинакового объема сухого атмосферного воздуха, удельный вес которого принимают 1,0 при температуре 0°С и давлении 760 мм рт. ст.
Чем больше удельный вес газа, тем богаче газ тяжелыми углеводородами. Наоборот, небольшой удельный вес указывает на обилие в газе метана.
Плотность – масса вещества в единице объема в кг/м3 или г/см 3.
Плотность газа. 1 грамм-молекула любого газа при нормальных условиях (температура 0°С и давление 0,1 МПа) занимает 22,412 л, т.е. в 1 м3 любого газа содержится 44,6 моля. Обычно пользуются относительной плотностью газа по воздуху.
При температуре 0°С и давлении 0,1 МПа, масса 1 м3 воздуха составляет 1,293 кг.

Относительная плотность метана – 0,555; этана – 1,046; пропана – 1,547; бутана – 2,074; углекислого газа – СО2 – 1,519; сероводорода – 1,176 и т.д.
Для каждого газа существует определенная тепловая граница – наивысшая температура, выше которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы велико ни было давление.
Точно так же для каждого газа существует предельное давление, ниже которого, как бы ни была низка температура, газ не переходит в жидкое состояние.
Эти предельные температуры и давления приводятся ниже и называются критическими (табл. 2.2).
Учитывая, что в условиях месторождений нефть и газ залегают обычно под давлением 20-14 атм. при температуре 30-90°С, можно сделать вывод, что из этих углеводородов только метан будет находиться в газообразном состоянии, остальные углеводороды будут представлены их парами.

18. Добыча газа. Методы и оборудование для подготовки природного газа: осушка, очистка, одоризация.

Происхождение углеводородных газов связано главным образом с биохимическими процессами, в результате которых происходило разложение и преобразование органических веществ, состоявших из остатков отмерших животных организмов и растительности. Веществом, послужившим основой для образования нефти и газа, явился органический осадок застойных водных бассейнов, содержавший преимущественно примитивные водоросли и погибшие животные организмы.

Читайте также:  Закон о защите прав потребителей срок возврата денег

Залежь нефти или газа представляет собой скопление углеводородбв, которые заполняют поры проницаемых пород. Если скопление велико и его эксплуатация экономически целесообразна, залежь считают промышленной. Залежи, занимающие значительные площади, образуют месторождения.

Газоносные (продуктивные) пласты состоят из пород с пористой структурой (пески, песчаники, пористые известняки или доломиты). В зависимости от структуры и состава газоносные пласты имеют различную крепость. Обычно чем больше геологический возраст пласта, тем он прочнее. Мощность (толщина) газоносных пластов измеряется десятками, а иногда и сотнями метров. Газоносные пласты залегают между газонепроницаемыми породами (сланцевыми глинами, плотными известняками, мергелями). Большинство известных газовых месторождений представляет собой антиклинали, т. е. складки земной коры, обращенные выпуклостью кверху, или купола.

На рис. 2.1 показана наиболее простая форма газовой залежи. Газ заключен в куполообразном подземном пласте. В верхних горизонтах газ скапливается в виде газовых шапок. Внизу находится нефть (в газо-нефтяных месторождениях) или пластовая вода (в чисто газовых месторождениях). Основная масса газовых месторождений имеет контакт с пластовой водой.

Рис. 2.1. Форма газовой залежи

а — полнопластовая; б — неполнопластовая; 1 — внешний контур газоносности; 2 — внутренний контур газоносности; 3 — газовозмещающий коллектор; 4 — вода краевая; 5 — вода подошвенная; Н — высота залежи (этаж газоносности); h — мощность вмещающего продуктивного коллектора

Газовая скважина является основным элементом промыслов. Верх скважины называют устьем, низ — забоем. Бурят скважину быстровращающимся буром-долотом, который разрушает породы в забое. В настоящее время для этой цели применяют шарошечные долота, в которых шарошки, вращаясь вокруг своих осей, дробят и скалывают породу.

Специфика эксплуатации газовых месторождений состоит в том, что весь добытый газ следует немедленно транспортировать к объектам потребления. Поэтому при назначении режима работы газовых скважин нужно учитывать подготовленность потребителей к использованию газа и их режим работы. Если вблизи городов, потребляющих газ, есть подземные хранилища, режим работы газовых промыслов может не соответствовать режиму потребления, так как избыточный газ будут направлять в хранилища.

Отдельные скважины на газовых промыслах присоединяют газопроводами к коллекторам, которые заканчиваются промысловой газораспределительной станцией. На выкидных линиях после фонтанной елки устанавливают предохранительные клапаны и манометры. Выкидные линии соединяют с сепараторами, в которых газ очищается от твердых и жидких механических примесей. Из сепаратора газ поступает в газосборный коллектор. Количество добываемого газа измеряют счетчиком. В месте присоединения газоотводящей линии к коллектору устанавливают задвижку, обратный клапан и отвод с задвижкой для продувки газопровода.

При прохождении через регулирующий штуцер вследствие падения давления газ сильно охлаждается, поэтому необходимо принимать меры против образования гидратных и ледяных пробок. Кристаллогидратами называют соединения углеводородов с водой, по внешнему виду напоминающие лед. Для предохранения газопровода от закупоривания в него обычно подают метанол (метиловый спирт). Действие метанола заключается в том, что он образует с водяными парами раствор, который имеет низкую температуру замерзания и легко может быть удален из газопровода.

На промысловой газораспределительной станции газ вновь очищают в сепараторах, осушают и производят его учет. Если газ содержит сероводород, тогда до подачи в магистральный газопровод его от сероводорода очищают. Из газораспределительной станции газ поступает в головную компрессорную станцию или, если давление отбора достаточно велико, непосредственно в магистральный газопровод.

Осушка газа. Содержание влаги в газе при его транспортировании часто вызывает серьезные эксплуатационные затруднения. При определенных внешних условиях (температуре и давлении) влага может конденсироваться, образовывать ледяные пробки и кристаллогидраты, а в присутствии сероводорода и кислорода вызывать коррозию трубопроводов и оборудования. Во избежание перечисленных затруднений газ осушают, снижая температуру точки росы на 5—7° ниже рабочей температуры в газопроводе.

При транспортировании осушенного газа трубопровод можно прокладывать на меньшую глубину, что уменьшает капиталовложения. Наибольшие трудности при транспортировании газов по магистральным газопроводам возникают при образовании кристаллогидратов. Многие газы (метан, этан, пропан, бутан, углекислый газ и сероводород), насыщенные влагой, при определенных значениях температуры и давления образуют с водой (в жидкой фазе) соединения, называемые кристаллогидратами. Если влага удалена из газа и газ оказывается ненасыщенным, кристаллогидраты не образуются.

Очистка газа от сероводорода и углекислого газа. В горючих газах, используемых для газоснабжения городов, содержание сероводорода не должно превышать 2 г на 100 м 3 газа. Содержание углекислого газа нормы не лимитируют, однако по технико-экономическим соображениям в транспортируемом газе оно не должно превышать 2%.

Существуют сухие и мокрые методы очистки газа от HS. Сухие методы очистки газа основаны на применении твердых поглотителей (гидрата окиси железа, содержащегося в болотной руде, и активированного угля). При мокрых методах очистки газа используют жидкие поглотители.

Одоризация газа. Природный газ не имеет запаха. Поэтому для своевременного выявления утечек газа ему придают залах — газ одорируют, В качестве одоранта применяют этилмеркаптан (C2H5SH). По токсичности качественно и количественно он идентичен сероводороду, имеет резкий неприятный запах. Количество вводимого в газ одоранта определяют таким образом, чтобы при концентрации в воздухе газа, не превышающей 1/5 нижнего предела взрываемости, ощущался резкий запах одоранта. На практике средняя норма расхода этилмеркаптана для одоризации природного газа, поступающего в городские сети, установлена 16 г на 1000 м 3 газа при 0°С и давлении 101,3 кПа.

Источник: lektsia.com