Состав газа: Газ природный — Что такое Газ природный?

Содержание

Примерный состав и некоторые основные свойства природного (натурального) газа. Несжиженного.

Навигация по справочнику TehTab.ru:  главная страница  / / Техническая информация / / Свойства рабочих сред / / Газ природный — натуральный газ. Биогаз — канализационный газ. Сжиженный газ. ШФЛУ. LNG. Пропан-бутан.  / / Примерный состав и некоторые основные свойства природного (натурального) газа. Несжиженного.

Примерный состав и некоторые основные свойства природного (натурального) газа. Несжиженного.

Чистый природный газ не имеет цвета и запаха. Т.е. утечку чистого природного газа обнаружить без специальных средств КИПиА невозможно. Тем не менее, на практике многие из нас не раз убедились в том, что природный газ имеет сильный неприятный запах. Так вот, это не запах газа а запах специальной добавки — «одоранта». В качестве одоранта природного газа в РФ применяется этилмеркаптан.

















Компонент

Типчное значение

(молярная = объемная доля %)

Диапазон значений

(молярная = объемная доля %)

Метан

95.2

75.0 — 96.0 до 98%

Этан

2. 5

1.5 — 15.1

Пропан

0.2

0.1 — 1.5

Изобутан ( «бутан»)

0.03

0.01 — 0.3

н-бутан (тоже «бутан»)

0.03

0.01 — 0.3

Изопентан («пентан»)

0.01

следовые количества — 0. 14

н-пентан («пентан»)

0.01

следовые количества — 0.04

Гексаны

0.01

следовые количества — 0.06

Азот

1.3

0.7 — 5.6

Углекислый газ (диоксид углерода)

0.7

0. 1 — 1.0

Кислород

0.02

0.01 — 0.1

Водород

следовые количества

следовые количества — 0.02

сероводород (h3S) следовые количества следовые количества — 0.02
гелий (Не) следовые количества следовые количества
 

Некоторые свойства природного газа.











 

Типичное значение

Диапазон значений

Плотность при НУ 0,8-0,85 кг/м3 0,7 до 1,0 кг/м3
Удельная теплота сгорания (в РФ это
низшая теплотворная способность)
31-33 МДж/м3 28—46 МДж/м3 (6,7—11,0 Мкал/м3)

Температура самовоспламенения (без искры)

595 °- 650 °C;

Пределы огнеопасной концентрации

4% — 16% (по объему в воздухе%)

Температура пламени для стехиометрического

(идеального по смеси компонентов ) горения при атмосферном

давлении процесса и отходящих газов без избытка воздуха

(для воздуха)

1960 °C (3562 °F)

Максимальная скорость распространения пламени

0,5 м/с

0,3-0,67 м/с

Октановое число при использовании в

двигателях внутреннего сгорания
120—130

Цвет пламени при полном сгорании природного газа

прозрачно-голубоватое
Цвет пламени при неполном сгорании природного газа красный или жёлтый

Нашли ошибку? Есть дополнения? Напишите нам об этом, указав ссылку на страницу.

TehTab.ru

Реклама, сотрудничество: [email protected]

Обращаем ваше внимание на то, что данный интернет-сайт носит исключительно информационный характер. Информация, представленная на сайте, не является официальной и предоставлена только в целях ознакомления. Все риски за использование информаци с сайта посетители берут на себя. Проект TehTab.ru является некоммерческим, не поддерживается никакими политическими партиями и иностранными организациями.

Происхождение нефти, ее состав и основные свойства

Нефтяные месторождения — уникальное хранилище энергии, образованной и накопленной на протяжении миллионов лет в недрах нашей планеты. В этом материале — о том, какой путь проделала нефть, прежде чем там оказаться, из чего она состоит и какими свойствами обладает

Две гипотезы

У ученых до сих пор нет единого мнения о том, как образовалась нефть. Существуют две принципиально разные теории происхождения нефти. Согласно первой — органической, или биогенной, — из останков древних организмов и растений, которые на протяжении миллионов лет осаждались на дне морей или захоронялись в континентальных условиях. Затем перерабатывались сообществами микроорганизмов и преобразовывались под действием температуры и давлений в результате тектонического опускания вглубь недр, формируя богатые органическим веществом нефтематеринские породы.

Необходимые условия для превращения органики в нефть возникают на глубине 1,5–6 км в так называемом нефтяном окне — при температуре от 70 до 190°C. В верхней его части температура недостаточно высока — и нефть получается «тяжелой»: вязкой, густой, с высоким содержанием смол и асфальтенов. Внизу же температура пластов поднимается настолько, что молекулы органического вещества дробятся на самые простые углеводороды — образуется природный газ. Затем под воздействием различных сил, в том числе
градиента




характеризует степень изменения давления в пространстве, в данном случае — в зависимости от глубины пласта


давления, углеводороды мигрируют из нефтематеринского пласта в выше- или нижележащие породы.


60 млн лет может занимать природный процесс образования нефти из органических останков

Природный процесс образования нефти из органических останков занимает в среднем от 10 до 60 млн лет, но если для органического вещества искусственно создать соответствующий температурный режим, то на его переход в растворимое состояние с образованием всех основных классов углеводородов достаточно часа. Подобные опыты сторонники органической гипотезы толкуют в свою пользу: преобразование органики в нефть налицо. В пользу биогенного происхождения нефти есть и другие аргументы. Так, большинство промышленных скоплений нефти связано с осадочными породами. Мало того — живая материя и нефть сходны по элементному и изотопному составу. В частности, в большинстве нефтяных месторождений обнаруживаются биомаркеры, такие как порфирины — пигменты хлорофилла, широко распространенные в живой природе. Еще более убедительным можно считать совпадение изотопного состава углерода биомаркеров и других углеводородов нефти.

Состав и свойства нефти

ХАРАКТЕРИСТИКИ НЕФТИ МОГУТ ЗНАЧИТЕЛЬНО РАЗЛИЧАТЬСЯ ДЛЯ РАЗНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Основные химические элементы, из которых состоит нефть: углерод — 83–87%, водород — 12–14% и сера — до 7%. Последняя обычно присутствует в виде сероводорода или меркаптанов, которые могут вызывать коррозию оборудования. Также в нефтях присутствует до 1,7% азота и до 3,5% кислорода в виде разнообразных соединений. В очень небольших количествах в нефтях содержатся редкие металлы (например, V, Ni и др.).

От месторождения к месторождению характеристики и состав нефти могут различаться очень значительно. Ее плотность колеблется от 0,77 до 1,1 г/см³. Чаще всего встречаются нефти с плотностью 0,82–0,92 г/см³.Температура кипения варьирует от 30 до 600°C в зависимости от химического состава. На этом свойстве основана разгонка нефтей на фракции. Вязкость сильно меняется в зависимости от температуры. Поверхностное натяжение может быть различным, но всегда меньше, чем у воды: это свойство используется для вытеснения нефти водой из пор пород-коллекторов.

Большинство ученых сегодня объясняют происхождение нефти биогенной теорией. Однако и неорганики приводят ряд аргументов в пользу своей точки зрения. Есть различные версии возможного неорганического происхождения нефти в недрах земли и других космических тел, но все они опираются на одни и те же факты. Во-первых, многие, хотя и не все месторождения связаны с зонами разломов. Через эти разломы, по мнению сторонников неорганической концепции, нефть и поднимается с больших глубин ближе к поверхности Земли. Во-вторых, месторождения бывают не только в осадочных, но также в магматических и метаморфических горных породах (впрочем, они могли оказаться там и в результате миграции). Кроме того, углеводороды встречаются в веществе, извергающемся из вулканов. Наконец, третий, наиболее весомый аргумент в пользу неорганической теории состоит в том, что углеводороды есть не только на Земле, но и в метеоритах, хвостах комет, в атмосфере других планет и в рассеянном космическом веществе. Так, присутствие метана отмечено на Юпитере, Сатурне, Уране и Нептуне. На Титане, спутнике Сатурна, обнаружены реки и озера, состоящие из смеси метана, этана, пропана, этилена и ацетилена. Если на других планетах Солнечной системы эти вещества могут образовываться без участия биологических объектов, почему это невозможно на Земле?

С точки зрения современных сторонников неорганической, или минеральной, гипотезы, углеводороды образуются из содержащихся в мантии Земли воды и углекислого газа в присутствии закисных соединений металлов на глубинах 100–200 км. Высокое давление в недрах земли препятствует термической деструкции сложных молекул углеводородов. В свою очередь сторонники органики не отрицают, что простые углеводороды, например метан, могут иметь и неорганическое происхождение. Опыты, направленные на подтверждение абиогенной теории, показали, что получаемые углеводороды могут содержать не более пяти атомов углерода, а нефть представляет собой смесь более тяжелых соединений. Этому противоречию объяснений пока нет.

Этапы образования нефти

СТАДИИ ОБРАЗОВАНИЯ ОСАДОЧНЫХ ПОРОД И ПРЕОБРАЗОВАНИЯ НЕФТИ

  • осадконакопление (седиментогенез) — в процессе накопления осадка остатки живых организмов выпадают на дно водных бассейнов или захороняются в континентальной обстановке;
  • биохимическая (диагенез) — происходит уплотнение, обезвоживание осадка и биохимические процессы в условиях ограниченного доступа кислорода;
  • протокатагенез — опускание пласта органических остатков на глубину до 1,5–2 км при медленном подъеме температуры и давления;
  • мезокатагенез, или главная фаза нефтеобразования (ГФ Н), — опускание пласта органических остатков на глубину до 3–4 км при подъеме температуры до 150°C.  При этом органические вещества подвергаются термокаталитической деструкции, в результате чего образуются битуминозные вещества, составляющие основную массу микронефти. Далее происходит «отжим» нефти за счет перепада давления и эмиграционный вынос микронефти в пласты-коллекторы, а по ним — в ловушки;
  • апокатагенез керогена, или главная фаза газообразования (ГФГ ), — опускание пласта органических остатков на глубину (как правило, более 4,5 км) при подъеме температуры до 180—250°C. При этом органическое вещество теряет нефтегенерирующий потенциал и генерирует газ.

В ловушке

Помимо чисто научного интереса гипотезы, объясняющие происхождение нефти и газа, имеют еще и политическое звучание. Действительно, раз уж нефть может получаться из неорганических веществ и темпы ее образования не десятки миллионов лет, как предполагает биогенная концепция, а во много тысяч раз выше, значит, проблема скорого исчерпания запасов становится как минимум не столь однозначной. Однако для нефтяников вопрос о том, откуда берется нефть, принципиален скорее с той точки зрения, может ли теория предсказать, где именно нужно искать месторождения. С этой задачей органики справляются лучше.

В сугубо прагматическом отношении для добычи важно знать даже не то, где нефть зародилась, а где она находится сейчас и откуда ее можно извлечь. Дело в том, что в земной коре большая часть нефти не остается в материнской породе, а перемещается и скапливается в особых геологических объектах, называемых ловушками. Даже если предположить, что нефть имеет неорганическое происхождение, ловушки для нее все равно за редким исключением находятся в осадочных бассейнах.

Под действием различных факторов углеводороды отжимаются из нефтематеринских пород в породы-коллекторы, способные вмещать флюиды (нефть, природный газ, воду). Таким образом, нефтяное месторождение — вовсе не подземное «озеро», заполненное жидкостью, а достаточно плотная структура. Коллекторы характеризуются пористостью (долей содержащихся в них пустот) и проницаемостью (способностью пропускать через себя флюид). Для эффективного извлечения нефти из коллектора важно благоприятное сочетание обоих этих параметров.

Типы коллекторов

БОЛЬШАЯ ЧАСТЬ ЗАПАСОВ НЕФТИ СОДЕРЖИТСЯ В ДВУХ ТИПАХ КОЛЛЕКТОРОВ

Терригенные (пески, песчаники, алевролиты, некоторые глинистые породы и др.) состоят из обломков горных пород и минералов. Этот тип коллекторов наиболее распространен: на них приходится 58% мировых запасов нефти и 77% газа. В качестве пустотного пространства, в котором накапливается нефть, в основном выступают поры — свободное пространство между зернами, из которых состоит коллектор.

Карбонатные (в основном известняки и доломиты) занимают второе место по распространенности (42% запасов нефти и 23% газа). Имеют сложную трещиноватую структуру. Нефть обычно содержится в кавернах, появившихся в результате выветривания и вымывания твердой породы, а также в трещинах. Наличие трещин влияет и на фильтрационные свойства коллектора, обеспечивая проводимость жидкости.

Вулканогенные и вулканогенно-осадочные (кислые эффузивы и интрузивы, пемзы, туфы, туфопесчаники и др. ) коллекторы отличаются характером пустотного пространства — в основном это трещины, — резкой изменчивостью свойств в пределах месторождений.

Глинисто-кремнисто-битуминозные отличаются значительной изменчивостью состава, неодинаковой обогащенностью органическим веществом. Промышленная нефтеносность глинисто-кремнисто-битуминозных пород установлена в баженовской (Западная Сибирь) и пиленгской (Сахалин) свитах.

Двигаясь по коллектору, флюид в какой-то момент может упереться в непроницаемый для него экран — флюидоупор. Слои такой породы называют покрышками, а вместе с коллектором они формируют ловушки, удерживающие нефть и газ в месторождении. В классическом варианте в верхней части ловушки может присутствовать газ (он легче). Снизу залежь подстилается более плотной, чем нефть, водой.

Классификации ловушек чрезвычайно разнообразны (часть из них см. на рис.). Наиболее простая и с точки зрения геологоразведки, и для дальнейшей добычи — антиклинальная ловушка (сводовое поднятие), перекрытая сверху пластом флюидоупора. Такие ловушки образуются в результате изгибов пластов осадочного чехла. Однако помимо изгибов внутренние пласты претерпевают и множество других деформаций. В результате тектонических движений, например, пластколлектор может деформироваться и потерять свою однородность. В этом случае процессы геологоразведки и добычи оказываются намного сложнее. Еще одна неприятность, которая поджидает нефтяников со стороны ловушек, — замещение проницаемых пород, обладающих хорошими коллекторскими свойствами, например песчаников, непроницаемыми. Такие ловушки называются литологическими.

Антиклиналь
Тектоническая экранированная ловушка
Соляной купол
Стратиграфическая ловушка

Ровесница динозавров

Когда же образовались те структуры, в которых сегодня находят нефть? Основные ее ресурсы сосредоточены в относительно молодых мезозойских и кайнозойских отложениях, сформировавшихся от нескольких десятков млн до 250 млн лет назад. Однако добыча нефти ведется и из палеозойских отложений (до 500 млн лет назад), а в Восточной Сибири — даже из отложений верхнего протерозоя, которым более полумиллиарда лет.

Многочисленные нефтяные месторождения встречаются в отложениях девона (420–360 млн лет назад). В этот период на Земле появились насекомые и земноводные, в морях большого разнообразия достигли рыбы и кораллы. Во время пермского периода (300–250 млн лет назад) климат стал более засушливым, в результате чего высыхали моря и образовывались мощные соляные толщи, ставшие впоследствии идеальными флюидоупорами.

Эпоха господства динозавров — юрский (200–145 млн лет назад) и меловой (145–66 млн лет назад) периоды мезозоя — характеризуется максимальным расцветом жизни и связана с высоким осадконакоплением. Некоторые гигантские и крупные месторождения (Иран, Ирак) нефти находят в отложениях палеогена(66—23 млн лет назад). Известны месторождения нефти в четвертичных породах возрастом менее 2 млн лет (Азербайджан).

Впрочем, связь между возрастом пород-коллекторов и временем образования нефти не прямолинейна. Этот процесс может быть последовательным: в юрском или меловом периоде органический осадок начал опускаться вниз и преобразовываться в нефть, которая по прошествии нескольких десятков миллионов лет мигрировала в коллекторы, принадлежащие к более молодым комплексам пород. С другой стороны, древние нефтематеринские породы, образованные в палеозое, могли опуститься на достаточную для созревания нефти глубину намного позднее. Таким образом, в одних и тех же коллекторах можно найти и более молодую, и древнюю нефть, значительно различающиеся по своим свойствам.

Смешанные свойства

Между тем моментом, когда на дно морского бассейна опускается отмерший планктон, и тем, когда накопившийся слой органики, погрузившись на несколько километров вниз, отдает нефть, миллионы лет и целый ряд химических и физических преобразований. Поэтому нет ничего удивительного в том, что состав нефти крайне разнообразен и неоднороден. Именно поэтому сами нефтяники привыкли употреблять это слово во множественном числе — говоря о разведке или добыче нефтей и подразумевая, что каждый раз извлекаемая жидкость будет уникальной, отличающейся от всего, что было добыто ранее.

В своей основе нефть — сложная смесь углеводородов различной молекулярной массы. Преобладают в ней алканы, нафтены и арены. Наиболее простые из них — алканы (парафиновые углеводороды), у которых к атомам углерода присоединено максимальное количество атомов водорода. К алканам относятся метан, этан, пропан, бутан, пентан и т. д. Они могут быть представлены газами, жидкостями и твердыми кристаллическими веществами. Количество алканов в нефти колеблется от четверти до семидесяти процентов объема. При большом проценте алканов нефть считается парафинистой. С точки зрения добычи такое свойство считается проблемным — при подъеме нефти из скважины и соответственном уменьшении температуры парафины могут кристаллизоваться и выпадать на стенки скважин.

Нафтены — соединения, в которых атомы углерода соединяются в циклическое кольцо (циклопропан, циклобутан, циклопентан и др.). Все связи углерода и водорода здесь насыщены, поэтому нафтеновые нефти обладают устойчивыми свойствами. Нафтены могут иметь от 2 до 5 циклов в молекуле, по их составу химики пытаются определять зрелость и другие свойства нефти.

В составе аренов, или ароматических углеводородов, также есть циклические структуры — бензольные ядра. Для них характерны большая растворяемость, более высокая плотность и температура кипения. Обычно нефть содержит 10–20% аренов, а в ароматических нефтях их содержание доходит до 35%. Наиболее богаты аренами молодые нефти. Арены — ценное сырье при производстве синтетических каучуков, пластмасс, синтетических волокон, анилино-красочных и взрывчатых веществ, фармацевтических препаратов.

Нефть любят называть черным золотом, однако чистые углеводороды бесцветны. Цвет нефтям придают разнообразные примеси, в основном смолы. Асфальтосмолистая часть нефтей — вещество темного цвета. Входящие в ее состав асфальтены растворяются в бензине.

Нефтяные смолы, напротив, не растворяются. Они представляют собой вязкую или твердую, но легкоплавкую массу. Наибольшее количество смол отмечается в тяжелых темных нефтях, богатых ароматическими углеводородами. Такие нефти обладают повышенной вязкостью, что затрудняет их извлечение из пласта.

Откуда взялся природный газ. Две теории газа.

Многие ли в наше время могут сразу дать определение природному газу? Знают ли его историю и химический состав? Очевидно нет, ведь в Google найдется все.

Итак.  

Природный газ — смесь углеводородов, представляющая собой нечто эфемерное, то, что нельзя потрогать, увидеть и без запаха. Основу природного газа составляет метан (Ch5) — простейший углеводород (органическое соединение, состоящее из атомов углерода и водорода). Обычно в его состав также входят более тяжелые углеводороды, гомологи метана: этан (C2H6), пропан (C3H8), бутан (C4h20) и некоторые неуглеводородные примеси.

В поисках истины. 

Ученые до сих пор не могут прийти к единому мнению относительно происхождения природного газа, и своем споре разбились на два лагеря, пытаясь доказать возникновение газа, предложили две основные теории.

Минеральная теория

Согласно этой теории все химические элементы, из которых состоит природный газ и нефть изначально заложены в мантии Земли, представляя собой залежи полезных ископаемых. находясь глубоко в пластах горных пород являются частью процесса дегазации Земли. Из-за внутренних движений Земли углеводороды, находящиеся на больших глубинах поднимаются ближе к поверхности, туда, где образуется наименьшее давление, таким образом, в результате появляются нефтяные и газовые залежи.

Биогенная теория.

Приверженцы этой теории считают, что природный газ образовался из остатков растительных и животных организмов, вымерших в конце палеозойской эры, которые под действием бактерий, высокого давления и температуры превратились в смесь газообразных углеродов. Именно биохимические процессы и обеспечили химический коктейль природного газа: 80-98% метана, 2-3% его ближайших гомологов – этана, пропана, бутана, пентана, а также небольшое количество примесей – сероводорода, углекислого газа, азота.

Газ видишь? Нет. А он есть.

Большинство людей, далеких от газовой отрасли, представляют, что газ, находящийся под землей подобен ценным ископаемым, занимает собой некие пустоты в недрах земли, и легко полностью извлекается. Но это не совсем верно. Природный газ действительно находится глубоко под землей, внутри горных пород, имеющих пористую структуру, но поры на столько микроскопические, что их невооружённым глазом разглядеть почти нереально. Поэтому, взяв в руки извлеченный из недр земли небольшой кусок песчаника, сложно осознать, что внутри заключен природный газ.

Священный огонь.

Древний зороастрийский храм Атешгях

У многих народов огонь вызывал благоговейный трепет. Люди поклонялись огню, огонь любили, огонь ненавидели.

Человечество знает о существовании природного газа давно. И, хотя уже в IV веке до н. э. в Китае его научились использовать для отопления и освещения, долгое время яркое пламя, не оставляющее пепла, являлось предметом мистического и религиозного культа для некоторых народов. Например, на Апшеронском полуострове (современная территория Азербайджана) в VII веке был воздвигнут храм огнепоклонников Атешгях, почитаемый в разное время зороастрийцами, индуистами и сикхами. Храм возник на месте «вечных» неугасимых огней — горящих выходов естественного газа, благодаря чему храм и носит название «Атешгях», что означает «Дом огня». Служения в нем проходили вплоть до XIX века. Однако, сами зороастрийцы говорят, что они  не поклоняются огню как таковому, а почитают Творца (Q’rt’), символом которого является огонь.

Добыть и использовать.

«Человечеству всего около 200 тыс. лет. А добыча газа началась только в прошлом веке»

Человек всегда и везде ищет выгоду. Вот и персидский царь в I веке н.э., увидев огонь, горевший и день и ночь,  не требующий дополнительного топлива приказал построить дворцовую кухню на месте где газ выходил на поверхность.   Природный газ впервые применили в 1821 году в городе Фредония, штат Нью-Йорк.

На заметку: Общая протяженность газопроводов в России в два раза больше, чем расстояние от Земли до Луны или в 20 раз больше, чем протяженность экватора.

Газовое топливо как оно есть — Энергетика и промышленность России — № 01-02 (141-142) январь 2010 года — WWW.EPRUSSIA.RU

Газета «Энергетика и промышленность России» | № 01-02 (141-142) январь 2010 года

Несмотря на все очевидные преимущества газа, технология его подготовки и организация процесса сжигания в течение длительного времени остаются практически неизменными, не повышается и эколого-экономическая эффективность использования газообразного топлива.

Что такое газовое топливо

Газовое топливо, или просто газ, как известно, это разновидность ископаемых энергоносителей, представляющее собой горючие газообразные углеводороды нефтяного происхождения. Газообразные углеводороды, как правило, не имеют цвета и запаха и, несмотря на принадлежность к газам, обладают различным химическим составом, молекулярным весом, дисперсностью (размером) молекул и физическими свойствами. Условно все газовые энергоносители разделяют на три группы: природные газы самостоятельных месторождений, попутные, сопровождающие добываемую нефть газы и заводские (промышленные) газы, или газы нефтепереработки.

Природные газы представляют собой смеси легкокипящих углеводородов метанового ряда и неуглеводородных компонентов (балласта). Природные газы добываются из газовых месторождений. Как правило, природные газы имеют низкий молекулярный вес, а их основным компонентом является метан (около 90‑98 процентов). Кроме того, в состав природных газов входят этан, пропан, бутан, изобутан и пентан.

Чем привлекателен газ

Любой вид углеводородного топлива, как известно, горит только в парообразном состоянии, то есть в газовой фазе, что требует затрат дополнительного количества тепловой энергии на газификацию элементов исходного топлива. Газообразное топливо составляет исключение, поскольку при атмосферном давлении оно уже пребывает в газовой фазе и затраты, то есть потери дополнительного тепла, на его газификацию отсутствуют.

Сжигание газообразного топлива дает и ощутимые эксплуатационные выгоды. Во-первых, двигатели и котлы, сжигающие газообразное топливо, имеют минимальное время приготовления к работе из холодного состояния в рабочее. Во-вторых, эксплуатация газового хозяйства более простая по сравнению с эксплуатацией, например, жидко- или твердотопливного хозяйства. В-третьих, подача газа к топливосжигающей установке на сжигание требует меньших затрат, чем аналогичные технологические операции для жидкого и твердого топлива. И наконец, загрязнение поверхностей нагрева двигателей и котлов, сжигающих газ, незначительны, поскольку в конечных продуктах его сгорания количество копоти и сажи минимально, а зола и другие твердые отложения вовсе отсутствуют, что значительно увеличивает сроки между чистками наружных поверхностей нагрева.

Следует также отметить, что газ обладает наибольшим по сравнению со всеми другими видами углеводородных горючих коэффициентом полезного использования топлива, который практически соответствует 100 процентам (КПИТгаза = 99,7‑99,8 процента).

Что еще необходимо знать о газе

Использование газа, наряду с достоинствами, имеет и существенные недостатки, которые необходимо учитывать при работе с данным видом углеводородного горючего.

Являясь ископаемым топливом, газы обладают всеми им присущими недостатками. Так, в составе газообразного топлива имеется так называемый негорючий балласт, то есть химические вещества и соединения (например, вода), которые не горят и не выделяют тепловой энергии. Кроме того, составляющие газ углеводороды имеют разную молекулярную структуру и размеры, неодинаковое строение молекул, различные типы углеводородных соединений, что при применяемой технологии подготовки газа к сжиганию не позволяет добиться получения однородной по структуре гомогенной горючей смеси с оптимальным соотношением компонентов по всему объему горения. В связи с этим даже при сжигании газообразного топлива завышается коэффициент избытка воздуха, а в процессе горения выделяется сажа и появляется копоть.

Использование газообразного топлива, как показывает опыт эксплуатации газосжигающих энергоустановок, в условиях низких температур наружного воздуха (ниже -25 – -30˚С) практически невозможно, поскольку газ конденсируется, переходит в жидкую фазу и нетранспортабелен по газопроводам. Этот недостаток использования газа не является секретом, поэтому, начиная с середины 50‑х годов ХХ века, руководящие документы требуют на всех без исключения энергетических объектах, сжигающих газообразное горючее в качестве основного, обязательного наличия топливного хозяйства, способного обеспечить хранение, подготовку к сжиганию и подачу на горение резервного топлива.

Сегодня бытует мнение, что природный газ является самым калорийным видом топлива. Это утверждение абсолютно не обоснованно и вызвано тем, что сравнение калорийности газа (кДж/м3), жидкого (кДж/кг) и твердого (кДж/кг) топлив производится в разных единицах. Теплотворная способность сухого природного газа при нормальных условиях, как правило, составляет около 34 000‑38 000 кДж/м3. Для корректного сравнения этого важного энергетического показателя газообразного топлива необходимо перевести его в кДж/кг, умножив на среднюю плотность, которая, например, для сухого природного газа составляет около 0,55‑0,6 м3/кг. Становится очевидным, что теплота сгорания 1 килограмма сухого газа составляет приблизительно 18 700‑22 800 кДж, а с учетом наличия воды, которая всегда присутствует в его составе, калорийность влажного газового топлива значительно ниже. Это означает, что при нормальных условиях природный газ по своей калорийности уступает жидким топливам и соответствует значению аналогичного показателя для каменного угля с 50‑процентным содержанием минеральных включений.

В настоящее время бытует и другое ложное мнение, будто бы из всех используемых сегодня ископаемых энергоносителей газообразное топливо самое экологически чистое. Экологичность, или экологическая чистота, газа, как и любого другого вида углеводородного топлива, проявляется в процессе его использования по прямому назначению, то есть при сжигании, при этом уровень экологической чистоты горючего зависит, в большей степени, от качества организации процесса его горения, нежели от вида сжигаемого топлива. Дымовые газы – продукты сгорания газообразного топлива, как правило, прозрачные и визуально не определяются, именно поэтому создается иллюзия отсутствия загрязнения атмосферы при работе топливосжигающей установки на газе. При сжигании газообразных углеводородов, подготовленных к горению по традиционной технологии, в атмосферу выбрасывается более 83‑85 процентов оксидов азота (NOХ), что выводит газообразное топливо на первое место среди других углеводородных топлив по выбросу этих наиболее экологически опасных и высокотоксичных соединений, приводящих к формированию в атмосфере кислотных дождей.

Поскольку теплота сгорания природного газа относительно невысокая (QРВ=22800 кДж/кг), то для получения одинакового количества тепловой энергии его требуется сжечь в 1,8 раза больше, чем, например, топочного мазута М-100 с влагосодержанием 2,0 процента (QРН= 40530 кДж/кг). Увеличение расхода газового горючего, в свою очередь, приводит и к повышению выбрасываемого в атмосферу количества продуктов сгорания, которое с учетом завышенных коэффициентов избытка воздуха увеличивается в 2,0‑2,3 раза. Очевидно, что в 2,0‑2,3 раза возрастает и количество выбрасываемых в воздушный бассейн оксидов азота (NOХ). Кроме того, забранный из атмосферы и не участвующий в реакции горения воздух, называемый избыточным, мгновенно нагревается от температуры атмосферы до 1200˚С и более, проходит транзитом зону горения и горячим сбрасывается назад в атмосферу, вызывая ее тепловое загрязнение. Для мгновенного нагрева избыточного воздуха от температуры окружающей среды до температуры горения требуется, как известно, дополнительное количество газообразного топлива, что приводит к перерасходу газа на 6 процентов и более, а значит, и к увеличению газового и теплового загрязнения атмосферы.

Следует помнить, что на экологическую чистоту газообразного топлива оказывают влияние не только экологически опасные компоненты, содержащиеся как в атмосферном воздухе, так и непосредственно в газе, но и вещества, вводимые в состав газа с целью своевременного определения его утечек. Поскольку у газообразных углеводородов отсутствует запах, то для определения их утечек, как известно, производится одоризация газа, то есть ввод в состав газообразного топлива специальных химических соединений, обладающих специфическим запахом.

Таким образом, при сжигании газообразного топлива образующиеся дымовые или выхлопные газы, незначительно изменяясь качественно, более чем в 2,0 раза увеличиваются количественно, следовательно, экологический эффект от использования газа не такой уж высокий, как его пытаются представить.

Нельзя увлекаться одним газом

После топливного кризиса в 70‑х годах ХХ века доля газа, в основном природного, в мировом топливном балансе неуклонно возрастает и к настоящему времени достигла 22,3 процента. Причем потребление газа различными странами неодинаково. Так, наибольшее количество газа потребляется в России, где его доля в топливно-энергетическом балансе составляет более 50 процентов. Второе место по потреблению голубого топлива занимают страны Европейского Союза – около 30 процентов, третье место – государства СНГ (25 процентов). И наконец, последнее место в использовании газа принадлежит странам Юго-Восточной Азии, в которых основную долю топливного баланса составляет уголь.

Увеличение объема потребления газа в России, странах Европейского Союза и государствах СНГ, по мнению авторов, обусловлено, главным образом, очевидными его преимуществами перед другими видами углеводородных топлив. Увеличению доли газа в топливном балансе способствовали также относительно высокие температуры в зимний период за последние четверть века. Теплые зимы не позволили в полной мере выявить все недостатки, связанные с использованием газа, и оценить их влияние на надежность функционирования топливосжигающих установок в условиях низких температур. К немаловажным причинам увеличения объемов потребления газообразного топлива можно отнести и его сравнительно невысокую стоимость, при этом расчет стоимости газа производится в кубометрах, а не в килограммах, как стоимость других энергоносителей.

Сегодня практически все крупные города России имеют высокий уровень газификации. Так, доля природного газа в топливном балансе Москвы составляет 87‑89 процентов, в Санкт-Петербурге – 83‑85 процентов, а в Казани – 95‑96 процентов. При этом газообразным топливом в России отапливаются даже котлоагрегаты средних и крупных ТЭЦ.

Повсеместный переход на газообразное топливо имеет и свою оборотную сторону. Как правило, при отоплении топливосжигающей установки газом не уделяется должного внимания резервному топливному хозяйству, а в некоторых случаях резервное топливное хозяйство вообще отсутствует. В этом случае обслуживающий персонал теряет навыки эксплуатации резервного топливного хозяйства, что в экстремальных ситуациях, например при резком похолодании или при отключении по каким‑либо причинам газа, может привести к выходу из действия как одного энергообъекта, так и всего энергетического комплекса города или региона. В масштабах одного города или всей страны последствия такой остановки могут иметь катастрофический характер.

Становится очевидным, что приоритетное использование одного вида энергоносителя, например газа, недопустимо, поскольку, в конечном итоге, это может привести к снижению надежности функционирования экономики страны в целом.

Об оптимизации топливного баланса

По убеждению авторов, использование каждого вида углеводородного топлива, включая и газообразное, во всех случаях должно быть экономически выгодно и экологически обосновано, при этом надежность функционирования энергетики и промышленности в реальных условиях, в том числе и экстремальных, должна быть обеспечена на основе дифференцированного подхода к применению того или иного вида топлива. Надежность функционирования каждого энергетического и промышленного объекта будет тем выше, чем большее количество различных видов углеводородного топлива может на них использоваться.

Сегодня уже очевидно, что назрела объективная необходимость дифференцированного подхода к использованию природных энергоносителей, что требует оптимизации их соотношения в топливном балансе как для каждого отдельно взятого региона, так и для страны в целом, в том числе и обладающей своими энергоресурсами. Без оптимизации соотношения различных видов топлива в топливном балансе энергетика – основа экономики и жизнедеятельности любого государства – весьма уязвима, поскольку ее зависимость только от одного энергоносителя, в конечном итоге, может привести к снижению надежности функционирования не только в экстремальных, но и в нормальных условиях. В основу топливного баланса необходимо заложить, наряду с эколого-экономическим обоснованием использования в качестве основного топлива того или иного вида энергоносителя, приоритет углеводородных топлив, заменяющих основное топливо и применяемых в качестве резервного. Экономическая эффективность сжигания того или иного вида топлива определяется, в том числе, и затратами на его транспортировку к потребителю, в связи с этим использование местных энергоносителей всегда дешевле и экономически выгодней, чем сжигание привозных топлив. В то же время экологическая составляющая эффективности использования того или иного вида углеводородного топлива зависит, главным образом, от условий его хранения, уровня технологии топливоподготовки и качества организации процесса сгорания.

Опыт использования различных видов топлива в развитых странах мира показывает, что наибольшая эффективность сжигания газообразного топлива достигается в быту и на автотранспорте, жидкого горючего – в двигателях, установках транспортных средств и резервных аварийных энергокомплексах, а угля – в котлоагрегатах средних и крупных ТЭЦ. При этом для повышения надежности функционирования любого энергетического объекта в его конструкции заложено использование всех видов углеводородных топлив: газообразных, жидких (от бензинов и керосинов до сырых нефтей и нефтесодержащих отходов) топлив и углей. Именно такое использование углеводородных топлив, по убеждению авторов, является сегодня наиболее рациональным и экономически выгодным.

Как сегодня организуется сжигание газа

Традиционно газ и воздух подаются в зону горения раздельно, где смешиваются и образуют горючую смесь. К сожалению, применяемая схема подачи топлива и воздуха не учитывает постоянно изменяющихся значимых факторов (или движущих сил процесса сгорания), оказывающих существенное влияние на качество организации процесса горения, а именно разную структуру и размеры молекул, неодинаковое молекулярное строение, различные типы углеводородных соединений и химические молекулярные связи в газообразном топливе. В связи с этим использование общепринятой сегодня раздельной схемы подачи топлива и воздуха всегда приводит к приготовлению гетерогенной (неоднородной) газовоздушной смеси с нехваткой или излишком в ее отдельных локальных зонах окислителя или горючего. Так, в корне факела наблюдается значительный избыток воздуха, а в хвостовой части – его недостаток. Сжигание газообразного топлива, имеющего различную молекулярную структуру, молекулы разного строения и неоднородные типы углеводородных соединений, всегда требует наличия избыточного воздуха. В конечном итоге избыток воздуха приводит к увеличению разности температур в локальных зонах горения, к химическому и механическому недожогам и, как следствие, к перерасходу топлива. Плохое смешение горючего и окислителя, неравномерное распределение воздуха по объему горения, неравномерность локальных температур горения вызывают интенсивное образование не только оксидов азота (NOХ) = NO + NO2 + NO3) и углерода (СОX), но и метана (CH4), сероводорода (H2S), сажи (C), продуктов пиролиза (CXHY), а также молекулярного кислорода (О2), которые в составе дымовых газов сбрасываются в воздушный бассейн.

Очевидно, что с момента массового использования газообразного топлива технология его подготовки и организация процесса его сгорания практически не претерпели изменения, а значит, и эффективность использования газа не повышалась.

За счет чего можно повысить эффективность сжигания газа

Известно, что эффективность процесса сжигания любого вида углеводородного топлива, включая и газообразное, определяется, главным образом, качественными и количественными характеристиками приготавливаемой горючей смеси, отражающими однородность топливной структуры, дисперсность углеводородных молекул; равномерность смешения топлива и воздуха, гомогенность подаваемой на горение смеси, оптимальную концентрацию участвующих в реакции горения компонентов и другие. Эти характеристики, в свою очередь, зависят от способа подготовки и схемы подачи горючего и окислителя в зону горения. Исходя из сказанного, одним из реальных направлений повышения эффективности сжигания газообразного топлива является совершенствование процесса приготовления горючей смеси и внедрение новых схем ее подачи в зону горения.

Более эффективное сжигание газообразных углеводородов может быть достигнуто, например, при помощи разработанного авторами струйного распылителя, использование которого позволяет не только устранить недостатки применяемой сегодня раздельной схемы подачи газа и воздуха, но и отвести позитивную роль имеющейся в составе газа воде. Распылитель реализует совместную схему подачи газа и воздуха, при которой смешение горючего и окислителя происходит до зоны горения, а не в ней. В приемной камере распылителя молекулы газообразного топлива подвергаются деструкции (расщеплению), образуя однородные молекулы меньшей массы и углеводородные радикалы, которые, активно соединяясь с водяными молекулами и молекулярным кислородом, образуют мелкодисперсную, однородную воздушно-топливную смесь с заданным соотношением компонентов. Говоря проще, газообразное топливо перед подачей в зону горения насыщается воздухом и молекулами воды (при ее наличии), то есть подвергается аэрации. Для сгорания приготовленной с помощью струйного распылителя воздушно-газовой смеси избытка воздуха не требуется (коэффициент избытка воздуха α=1). Сжигание гомогенной воздушно-газовой смеси с оптимальным соотношением компонентов снижает количество экологически опасных химических соединений, веществ и элементов в продуктах сгорания газообразного топлива до минимально возможного уровня, а также устраняет химический и механический недожоги.

Струйный распылитель прошел комплексные испытания и опытную эксплуатацию на всех используемых сегодня жидких видах топлива (сырой нефти, мазутах, дизельных топливах, в том числе обводненных и некондиционных) в качестве горелки сушильного барабана асфальтобетонного завода марки АБЗ МУАД АК «АЛРОСА» Д-508 в 2009 году в городе Мирном (Якутия). После работы на жидких видах топлива распылитель был проверен также для природного газа и угольной пыли. Опыт практического применения распылителя в реальных условиях показал его работоспособность, многофункциональность и универсальность. Разработанный авторами распылитель без замены и изменения конструкции способен обрабатывать все виды органического топлива непосредственно перед его смешением с воздухом, приготавливать на их основе воздушно-топливную смесь заданного состава, аэрировать топливо и распыливать полученную смесь в зону горения. Экономия топлива при работе струйного распылителя составила около 15 процентов, а количество забранного на горение воздуха из атмосферы снизилось на 40 процентов.

Выводы

Наряду с явными преимуществами газообразное топливо обладает и существенными недостатками, ограничивающими использование этого вида углеводородного горючего, например, в условиях низких температур.

Использование исключительно газообразного топлива способно значительно снизить надежность функционирования как энергетических объектов, так и экономики государства в целом.Обеспечить высокую надежность функционирования энергетических объектов, работающих на газообразном топливе, а следовательно, и экономики любого государства возможно лишь при условии использования одного или нескольких видов резервных топлив.

Авторами разработана и апробирована практически для всех видов углеводородных топлив технология приготовления воздушно-топливной смеси, реализованная в конструкции универсального многофункционального распылителя топлива.

состав и свойства природного газа, добыча и сфера его применения

Благодаря высокой энергоэффективности и экологичности природный газ, наряду с нефтью, имеет первостепенное значение. Он широко используется в качестве топлива, а также служит ценным сырьем для химической промышленности.

И хотя использование газа стало повседневным и привычным, он все также остается непростым по составу и довольно опасным веществом – чтобы попасть в горелку газового прибора оно проходит длинный и сложный путь.

В статье мы разберем основные вопросы, связанные с природным горючим газом – поговорим о его составе и свойствах, опишем этапы добычи, транспортировки и переработки газа, сферы его применения. Рассмотрим современные представления о происхождении запасов углеводородов, интересные факты и гипотезы.

Содержание статьи:

Что такое природный горючий газ?

Бытует мнение, что газ залегает под землей в пустотах и легко оттуда извлекается, для чего достаточно пробурить скважину. Но в реальности все намного сложнее: газ может находиться внутри пористой породы, может быть растворен в воде, жидких углеводородах, нефти.

Чтобы понять, почему это происходит, достаточно вспомнить, что слово «газ» происходит от греческого «хаос», которое отражает принцип поведения вещества. В газообразном состоянии молекулы движутся хаотически, стремясь равномерно заполнить весь возможный объем. За счет этого они способны проникать и растворяться в других веществах, в том числе и более плотных жидкостях и минералах. Высокое давление и температура значительно усиливают процесс диффузии. Часто именно в виде такого «коктейля» природный газ содержится в недрах.

Но для начала поговорим о том, из чего состоит газ и что он из себя представляет – рассмотрим химический состав и физические свойства природного горючего газа.

Особенности химического состава

Газ, добываемый из недр, который называют «природным», – это смесь различных газов.

По составу он делится на три группы компонентов:

  • горючие – углеводороды;
  • негорючие (балласты) – азот, углекислый газ, кислород, гелий, пары воды;
  • вредные примеси – сероводород и меркаптаны.

Первая и главная группа представляет собой набор углеводородов метанового ряда (гомологов) с количеством атомов углерода от 1 до 5. Наибольший процент в смеси составляет метан (от 70 до 98 %), имеющий один атом углерода. Содержание остальных газов (этана, пропана, бутана, пентана) колеблется от единиц до десятых долей процента.

Для газа, добываемого из месторождений, характерна высокая концентрация метана. В попутном, извлекаемого из нефти, доля метана намного ниже: 30 – 60%, а гомологов выше: 10 – 20 %

Кроме углеводородов в смеси могут присутствовать негорючие вещества в небольших количествах: сероводород, азот, углекислый газ, оксид углерода, водород и другие. Но, в зависимости от месторождения, пропорции углеводородов, как и состав других газов, могут значительно колебаться.

Физические свойства газа

По физическим свойствам метан СН4не имеет цвета и запаха, очень горюч. При концентрациях в воздухе более 4,5% – взрывоопасен. Это его свойство, в сочетании с отсутствием запаха, представляет большую угрозу и проблему. Особенно в шахтах, так как метан абсорбируется углем.

О причинах взрыва газа в бытовых условиях мы писали в .

Для придания газу запаха, с целью обнаружения его утечек, перед транспортировкой в него добавляют специальные вещества с неприятным запахом – одоранты. Чаще всего, это серосодержащие соединения – этантиол или этилмеркаптан. Долю примеси подбирают таким образом, чтобы была ощутима утечка при концентрации газа в 1%.

Главным преимуществом голубого топлива является высокая удельная теплота сгорания – 39 МДж/кг. При этом выделяются безвредные вещества: вода и углекислый газ. Это также немаловажный фактор, позволяющий применять метан в быту

Откуда берется газ в недрах земли?

Хотя люди научились применять газ более 200 лет назад, до настоящего времени нет единого мнения, откуда берется газ в недрах земли.

Основные теории происхождения

Существуют две основные теории его происхождения:

  • минеральная, объясняющая образование газа процессами дегазации углеводородов из более глубоких и плотных слоев земли и поднятием их в зоны с меньшим давлением;
  • органическая (биогенная), согласно которой газ – это продукт разложения остатков живых организмов в условиях повышенного давления, температуры и отсутствия воздуха.

В месторождении газ может находиться в виде отдельного скопления, газовой шапки, раствора в нефти или воде, либо газогидратов. В последнем случае залежи находятся в пористых породах между газонепроницаемыми пластами глины. Чаще всего такими породами являются уплотненный песчаник, карбонаты, известняки.

Доля обычных газовых месторождений составляет всего 0,8%. Немного больший процент приходится на глубинный, угольный и сланцевый газ – от 1, 4 до 1,9 %. Наиболее распространенными видами залежей являются водорастворенные газы и гидраты – приблизительно в равных пропорциях (по 46,9%)

Поскольку газ легче нефти, а вода тяжелее, положение ископаемых в пласте всегда одинаковое: газ сверху нефти, а вода подпирает снизу все нефтегазовое месторождение.

Газ в пласте находится под давлением. Чем глубже залежи, тем оно выше. В среднем, на каждые 10 метров, прирост давления составляет 0,1 МПа. Существуют пласты с аномально высоким давлением. Например, на Ачимовских отложениях Уренгойского месторождения оно достигает 600 атмосфер и выше при глубине залегания от 3800 до 4500 м.

Интересные факты и гипотезы

Еще не так давно считалось, что мировые запасы нефти и газа должны исчерпаться уже в начале XXI века. Например, об этом писал в 1965 году авторитетный американский геофизик Хабберт.

До настоящего времени многие страны продолжают наращивать темпы добычи газа. Никаких реальных признаков, что запасы углеводородов заканчиваются, не наблюдается

По мнению доктора геолого-минералогических наук В.В. Полеванова, подобные заблуждения вызваны тем, что теория органического происхождения нефти и газа до сих пор общепринята и владеет умами большинства ученых. Хотя еще Д.И. Менделеев обосновал теорию о неорганическом глубинном происхождении нефти, а затем это было доказано Кудрявцевым и В.Р. Лариным.

Но против органического происхождения углеводородов говорят многие факты.

Вот некоторые из них:

  • открыты месторождения на глубинах до 11 км, в кристаллических фундаментах, где существование органики не может быть даже теоретически;
  • с помощью органической теории можно объяснить только 10 % запасов углеводородов, остальные 90% необъяснимы;
  • космический зонд «Кассини» обнаружил в 2000 году на спутнике Сатурна Титане гигантские ресурсы углеводорода в виде озер, на несколько порядков превышающих земные.

Выдвинутая Лариным гипотеза изначально гидридной Земли объясняет происхождение углеводородов путем реакции водорода с углеродом в глубинах земли и последующей дегазацией метана.

Согласно ей, нет никаких древних залежей юрского периода. Вся нефть и газ могли образоваться в пределах от 1 до 15 тысяч лет назад. По мере отбора запасы могут постепенно пополнятся, что замечено на давно выработанных и заброшенных нефтяных месторождениях.

Как происходит добыча и транспортировка?

Процесс добычи природного горючего газа начинается со строительства скважин. В зависимости от залегания газоносного пласта их глубина может достигать 7 км. По мере бурения в скважину опускается труба (обсадная колонна). Для предотвращения выхода газа через пространство между трубой и стенками скважины делается тампонаж – заполнение зазора глиной либо цементом.

По окончанию строительства буровая вышка убирается и на головку обсадной колонны устанавливается фонтанная арматура. Она представляет собой конструкцию из задвижек и клапанов, служит для отбора газа из скважины.

Количество скважин может быть достаточно большим.

На фонтанную арматуру возлагается несколько функций: она удерживает в подвешенном состоянии в скважине насосно-компрессорные трубы, управляет рабочими режимами,  измеряет параметры внешней и внутренней части скважины

Весь цикл добычи природного горючего газа происходит в три этапа:

  1. Разработка газового месторождения. В результате бурения создается разность давлений. За счет этого газ движется по пласту к скважинам.
  2. Эксплуатация газовых скважин. На этом этапе газ проходит путь по обсадной колонне.
  3. Сбор и подготовка к транспортировке. Газ из всех фонтанных арматур поступает на специальные технологические комплексы УКПГ. На них происходит осушка газа, от вредных примесей.

Даже незначительные концентрации сероводорода, водяного пара или твердых частиц приводят к быстрой коррозии, образованию гидрата и механическим повреждениям внутренней поверхности трубопровода.

Окончательная подготовка к транспортировке происходит на головных сооружениях. Она включает в себя доочистку и удаление углеводородного конденсата, охлаждение газа для уменьшения его объема.

Основным видом транспортировки газа на большие расстояния является . Он представляет собой систему сложных инженерных сооружений от самих трубопроводов до .

В конечном пункте магистрали находятся газораспределительные станции (ГРС). Здесь происходит последняя очистка от примесей пыли и жидкостей, понижение давления до уровня, необходимого потребителям, его стабилизация, учет расхода газа и добавление одоранта.

Другим распространенным видом транспортировки метана являются морские перевозки специальными судами – газовозами.

Огромные шарообразные резервуары не позволят спутать газовоз с другими типами судов. Они представляют собой термосы поддерживающие постоянную необходимую температуру для жидкого метана -163 °С

Превращение газа в жидкое состояние производится на специальных заводах СПГ. Процесс происходит в два этапа: сначала метан охлаждается до -50 °С, а затем до -163 °С. При этом его объем уменьшается в 600 раз.

Переработка и сфера применения

Высокая горючесть природного газа определяет его основное применение. Он используется в виде топлива на заводах, фабриках, ТЭЦ, котельных, учреждениях, в жилых домах, сельскохозяйственных объектах и многих других. Рекомендуем ознакомиться с правилами .

Добыча и переработка нефти всегда сопровождается выделением сопутствующего газа. В некоторых случаях его объемы могут быть внушительными и составлять до 300 кубометров на один куб сырой нефти.

Но существует большое количество месторождений, где природный попутный газ не используется, а сжигается в факелах. Например, по всей России таким образом теряется до 25% полезного сырья.

Часть попутного газа поступает на газоперерабатывающие заводы. Из него получают очищенный сухой газ, который используется для отопления. Другой ценной составляющей является смесь легких углеводородов.

На схеме показана общая картина процесса переработки добываемого газа. Роль конечных продуктов для современной химической промышленности трудно переоценить

Далее она разделяется на фракции в специальных установках. В результате получаются такие углеводороды как пропан, бутан, изобутан, пентан. Для уменьшения объема, удобства транспортировки и хранения их .

Переоборудование автомобилей на газ быстро окупается и дает ощутимую экономию средств. Расширение сети газовых заправок способствует увеличению парка авто с ГБО. Выигрывают не только водители, но и пешеходы, которым не приходится дышать вредными выхлопами

Пропан и бутан применяют для отопления домов либо для автомобилей. Но большая часть поступает на дальнейшую переработку на нефтехимические производства.

Путем высокотемпературного нагрева (пиролиза) из них получают главное сырье для всех синтетических материалов – мономеры: этилен, пропилен, бутадиен. Под действием катализаторов они соединяются в полимеры. На выходе получаются такие ценнейшие материалы как каучук, ПВХ, полиэтилен и многие другие.

Выводы и полезное видео по теме

В документальный фильме доступно и наглядно рассказано о газе:

Этот учебный фильм посвящен магистральному транспорту газа:

Нам еще далеко не все известно о природном газе – его происхождение по-прежнему таит много загадок. Остается надеяться, что голубое топливо – действительно неисчерпаемый дар, которого хватит и нам, и нашим потомкам.

У вас остались вопросы после прочтения изложенного выше материала? Или хотите дополнить статью полезными замечаниями, интересными фактами или фотоснимками? Пишите свои комментарии, задавайте вопросы, участвуйте в обсуждении – форма обратной связи расположена ниже.

Газовая промышленность

В статье освещены актуальные проблемы анализа компонентного состава природного газа переменного состава. Подробно рассмотрен состав природного газа, способы его добычи и особенности измерения содержания компонентов газа, состав которого меняется в период между последовательными определениями. Приведены результаты испытания хроматографа газового промышленного «МАГ» согласно СТО Газпром 5.67‑2016 «Методика измерений молярной доли компонентов и определения физико-химических показателей природного газа для узлов измерений с переменным составом газа». Основное внимание уделено проверке линейности детекторов, входящих в состав хроматографа, приемлемости градуировочной характеристики и оценке расхождения результатов измерения согласно СТО Газпром 5.67‑2016 и ГОСТ 31371.7‑2008.

Ключевые
слова:
АНАЛИЗ КОМПОНЕНТНОГО СОСТАВА ПРИРОДНОГО ГАЗА, ПРИРОДНЫЙ ГАЗ ПЕРЕМЕННОГО СОСТАВА, ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ХРОМАТОГРАФИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ.

Авторы:

УДК 662. 767.7
С.А. Буцких, ООО Научно-техническая фирма «БАКС» (Самара, РФ), [email protected]
С.В. Прокопов, к.х.н., ООО Научно-техническая фирма «БАКС», [email protected]
А.В. Карташев, ООО Научно-техническая фирма «БАКС», [email protected]

Литература:


1.            Астахов А. Анализ физико-химических свойств природного газа // Аналитика. 2013. № 1 (8). С. 40–45.


2.            СТО Газпром 089–2010. Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам. Технические условия. М.: ОАО «Газпром», 2011. 12 с.


3.            СТО Газпром 5.67–2016. Методика измерений молярной доли компонентов и определения физико-химических показателей природного газа для узлов измерений с переменным составом газа [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/437196203 (дата обращения: 07.06.2019).


4.            ГОСТ 31371.7–2008. Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200068105 (дата обращения: 07.06.2019).


5.            ГОСТ 31369–2008. Газ природный. Вычисление теплоты сгорания, плотности, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного состава [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.meta-chrom.ru/files/filer/files/gost/gost_31369-2008.pdf (дата обращения: 07.06.2019).


6.            ГОСТ 31370–2008 (ИСО 10715:1997). Газ природный. Руководство по отбору проб [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200068112 (дата обращения: 07.06.2019).


7.            ГОСТ 31371.6–2008 (ИСО 6974-6:2002). Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 6. Определение водорода, гелия, кислорода, азота, диоксида углерода и углеводородов С(1)–С(8) с использованием трех капиллярных колонок [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200068106 (дата обращения: 07.06.2019).


8.            Кудеяров Ю.А., Мосолов А.Ю., Тихонов П.В., Фаткудинова Ш.Р. Аттестация программного обеспечения хроматографических измерений – программы «Анализатор» // Главный метролог. 2005. № 6. С. 23–28.

Природный газ состав. Свойства природного газа, опасности использования.

Определение
Природный газ – это полезное ископаемое в газообразном состоянии. Оно используется в очень широких пределах в качестве топлива. Но сам природный газ как таковой не используется как топливо, из него выделяют его составляющие для отдельного использования.

Состав природного газа
До 98% природного газа составляет метан, также в его состав входят гомологи метана — этан, пропан и бутан. Иногда могут присутствовать углекислый газ, сероводород и гелий. Таков состав природного газа.

Физические свойства
Природный газ бесцветен и не имеет запаха (в том случае, если не имеет в своём составе сероводорода), он легче воздуха. Горюч и взрывоопасен.
Ниже приведены более подробные свойства компонентов природного газа.

Свойства отдельных составляющих природного газа (рассмотрим подробный состав природного газа)

Метан (Ch5) – это бесцветный газ без запаха, легче воздуха. Горюч, но всё же его можно хранить с достаточной лёгкостью.

Этан (C2H6) – бесцветный газ без запаха и цвета, чуть тяжелее воздуха. Также горюч, но не используется как топливо.

Пропан (C3H8) – бесцветный газ без запаха, ядовит. У него имеется полезное свойство: пропан сжижается при небольшом давлении, что позволяет легко отделять его от примесей и транспортировать.

Бутан (C4h20) – по свойствам близок к пропану, но имеет более высокую плотность. Вдвое тяжелее воздуха.

Углекислый газ (CO2) – бесцветный газ без запаха, но с кислым вкусом. В отличие от других компонентов природного газа (за исключением гелия), углекислый газ не горит. Углекислый газ – один из самых малотоксичных газов.

Гелий (He) – бесцветный, очень лёгкий (второй из самых лёгкий газов, после водорода) без цвета и запаха. Крайне инертен, при нормальных условиях не реагирует ни с одним из веществ. Не горит. Не токсичен, но при повышенном давлении может вызывать наркоз, как и другие инертные газы.

Сероводород (h3S) – бесцветный тяжелый газ с запахом тухлых яиц. Очень ядовит, даже при очень маленькой концентрации вызывает паралич обонятельного нерва.
Свойства некоторых других газов, не входящих в состав природного газа, но имеющих применение, близкое к применению природного газа

Этилен (C2h5) – Бесцветный газ с приятным запахом. По свойствам близок к этану, но отличается от него меньшей плотностью и горючестью.

Ацетилен (C2h3) – чрезвычайно горючий и взрывоопасный бесцветный газ. При сильном сжатии способен взрываться. Он не используется в быту из-за очень большого риска пожара или взрыва. Основное применение – в сварочных работах.

Применение

Метан используется как горючее в газовых плитах.

Пропан и бутан – в качестве топлива в некоторых автомобилях. Также сжиженным пропаном заполняют зажигалки.

Этан в качестве горючего используют редко, основное его применение – получение этилена.

Этилен является одним из самых производимых органических веществ в мире. Он является сырьём для получения полиэтилена.

Ацетилен используется для создания очень высокой температуры в металлургии (сверка и резка металлов). Ацетилен очень горюч, поэтому в качестве топлива в автомобилях не используется, да и без этого условия его хранения должны строго соблюдаться.

Сероводород, несмотря на его токсичность, в малых количествах применяется в т.н. сероводородных ваннах. В них используются некоторые антисептические свойства сероводорода.

Основным полезным свойством гелия является его очень маленькая плотность (в 7 раз легче воздуха). Гелием заполняют аэростаты и дирижабли. Водород ещё более лёгок, чем гелий, но в то же время горюч. Большую популярность среди детей имеют воздушные шарики, надуваемые гелием.

Токсичность

Углекислый газ. Даже большие количества углекислого газа никак не влияют на здоровье человека. Однако он препятствует поглощению кислорода при содержании в атмосфере от 3% до 10% по объёму. При такой концентрации начинается удушье и даже смерть.

Гелий. Гелий абсолютно нетоксичен при нормальных условиях из-за его инертности. Но при повышенном давлении возникает начальная стадия наркоза, похожая на воздействие веселящего газа*.

Сероводород. Токсичные свойства этого газа велики. При длительном воздействии на обоняние возникает головокружение, рвота. Также парализуется обонятельный нерв, поэтому возникает иллюзия отсутствия сероводорода, а на самом деле организм его уже просто не ощущает. Отравление сероводородом наступает при концентрации 0,2–0,3 мг/м3, концентрация выше 1 мг/м3 — смертельна.

Процесс горения
Все углеводороды при полном окислении (избыток кислорода) выделяют углекислый газ и воду. Например:
Ch5 + 3O2 = CO2 + 2h3O
При неполном (недостаток кислорода) — угарный газ и воду:
2Ch5 + 6O2 = 2CO + 4h3O
При ещё меньшем количестве кислорода выделяется мелкодисперсный углерод (сажа):
Ch5 + O2 = C + 2h3O.
Метан горит голубым пламенем, этан — почти бесцветным, как спирт, пропан и бутан — жёлтым, этилен — светящимся, угарный газ — светло-голубым. Ацетилен — желтоватым, сильно коптит. Если у Вас дома стоит газовая плита и вместо обычного голубого пламени вы видите жёлтое — знайте, это метан разбавляют пропаном.

Примечания

Гелий, в отличие от любого другого газа, не существует в твёрдом состоянии.
Веселящий газ – это тривиальное название закиси азота N2O.

Автор статьи: специалист alternativenergy.ru в области химии, пользователь ресурса — Ivan

Замечания и дополнения к статье — в комментарии.

Состав газа — обзор

Газовая хроматография

Состав газа неизменно определяется методом газовой хроматографии (ГХ). Последние достижения в области газовой хроматографии позволили лабораториям распространить этот метод на анализ масла с сопоставимой точностью. В то время как расширенный анализ нефти путем перегонки занимает много дней и требует относительно большого объема пробы, газовая хроматография может идентифицировать такие тяжелые компоненты, как C 80 [15], за считанные часы, используя только небольшую пробу жидкости.

Проба вводится в нагретую зону, испаряется и транспортируется газом-носителем, обычно гелием, в колонку, заполненную неподвижной жидкой или твердой фазой или покрытой изнутри неподвижной жидкой или твердой фазой, что приводит к разделению введенных компонентов пробы. Колонны общего назначения разделяют компоненты в основном в соответствии с их температурами кипения, поэтому соединения элюируются в том же порядке, что и при перегонке. Элюированные соединения переносятся газом-носителем в детектор, где концентрация компонента связана с площадью под кривой зависимости времени отклика детектора, как показано на рисунке 6.3 Индивидуальные пики могут быть идентифицированы путем сравнения их времен удерживания внутри колонки с пиками известных соединений, ранее проанализированных в тех же условиях ГХ.

Рисунок 6.3. Газовая хроматограмма пробы газа с использованием насадочной колонки.

Два наиболее часто используемых детектора — пламенно-ионизационный детектор (FID) и детектор теплопроводности (TCD). Отклик FID почти пропорционален массовой концентрации ионизированного соединения. Однако он не может обнаруживать неуглеводороды, такие как N 2 и CO 2 .Следовательно, ТКД часто используется для анализа газовых смесей, содержащих неуглеводородные компоненты.

Насадочные колонки с эффективностью от десятков до сотен ступеней равновесия являются наиболее универсальными и часто используемыми устройствами. Эти колонки способны разделять газообразные соединения по базовой линии, следовательно, определять их концентрации как дискретные соединения. Промежуточная и тяжелая фракции элюируются, однако, в виде непрерывного потока перекрывающихся соединений, рис. 6.4 Это очень похоже на поведение фракционирования в дистилляционной установке и обрабатывается аналогичным образом. То есть все компоненты, обнаруженные с помощью ГХ между двумя соседними нормальными парафинами, обычно группируются, измеряются и сообщаются как SCN, равные SCN для более высокого нормального парафина. Рабочие условия ГХ могут быть скорректированы [16], то есть его эффективность снижена, чтобы имитировать отгонку с 15 тарелками ТБФ. Результаты, известные как имитация дистилляции, вполне сопоставимы с результатами, полученными с помощью метода TBP [2], как показано на рисунке 6. 5 Процентная площадь под кривой отклика FID была принята как эквивалентная процентному объему дистиллированного газа [17].

Рисунок 6.4. Газовая хроматограмма пробы нефти Северного моря с использованием насадочной колонки.

Рисунок 6.5. Сравнение кривой дистилляции ТБФ и смоделированного результата дистилляции с использованием газовой хроматографии образца масла.

Точность композиционного анализа можно повысить путем калибровки ГХ, то есть определения отклика детектора относительно концентрации каждого компонента в рабочих условиях, известного как коэффициент отклика.Распространенным методом является анализ приготовленной гравиметрическим методом смеси компонентов с известными концентрациями в качестве стандарта. Нормальные алканы часто используются для обозначения групп SCN. Известно, что реакция детекторов на парафины и ароматические углеводороды различна. Следовательно, использование типичных групп SCN вместо нормальных алканов при приготовлении стандартов представляется более подходящим. Однако в большинстве случаев эффект минимален [5].

Основным недостатком ГХ-анализа является отсутствие информации о выявленных группах SCN, например о молекулярной массе и плотности.Отсутствие данных о молекулярной массе весьма ограничивает, поскольку реакция FID, используемого для анализа масла, пропорциональна массовой концентрации. Следовательно, данные о молекулярной массе необходимы для преобразования массовой доли в молярную основу, необходимую для исследований состава.

Компоненты пробы пластового масла с очень высокой температурой кипения не могут быть элюированы, следовательно, они не могут быть обнаружены с помощью ГХ. Обычный метод оценки неэлюированной фракции заключается в использовании внутреннего стандарта, в котором одно или несколько полностью определяемых соединений, предпочтительно не присутствующих в масле, добавляются к маслу при известном массовом соотношении [16].Сравнение массового отношения, обнаруженного с помощью ГХ, с массовым отношением смеси, приготовленной гравиметрически, дает представление о количестве неэлюированных фракций. Метод, известный как добавление, основан на определенных ограничивающих допущениях, которые могут привести к большим отклонениям в измеренных концентрациях неэлюированных фракций [5].

Применение непрерывной функции для описания распределения компонентов (см. Раздел 6.3) и расширение измеренной концентрации элюированных фракций для определения неэлюированной части также является вариантом [5].Высокотемпературные колонны [15] способны практически полностью элюировать легкие конденсатные жидкости. Однако к концентрации плюсовой фракции (последняя зарегистрированная группа), определяемой с помощью ГХ, всегда следует относиться с осторожностью.

Капиллярные колонки, эквивалентные многим тысячам теоретических ступеней равновесия, могут использоваться вместо насадочных колонок для улучшения разделения и распознавания пиков, как показано на рисунке 6.6 для конденсата в Северном море. В таблице 6.3 представлены компоненты, обозначенные номерами пиков на рисунке 6.6, а также их концентрацию, молекулярную массу и плотность.

Рисунок 6.6. Газовая хроматограмма пробы конденсата на капиллярной колонке. Номера пиков соответствуют компонентам в таблице 6.3. Huthig-Fachveriage Авторские права.

Воспроизведено из [11] с разрешения.

Таблица 6.3. Отдельные компоненты обозначены номерами пиков на Рисунке 6.6 (11).

Номер пика Компонент Вес% Мол.% Объем% Мол.Вт Плотность, г / см 3
1 C2 0,007 0,058 0,017 30,070 0,3580
2 C3 0,072 0,412 0,122 44,097 0,5076
3 iC4 0,051 0,222 0,078 58,124 0,5633
4 nC4 0. 189 0,816 0,276 58,124 0,5847
5 2,2-DM-C3 0,000 0,000 0,000 72,151 0,5967
6 iC5 0,188 0,653 0,257 72,151 0,6246
7 nC5 0,285 0,991 0,386 72,151 0.6309
Всего легкого конца 0,792 3,152 1,137 63,092 0,5964
8 2,2-DM-C4 0,012 0,034 0,015 86,178 0,6539
9 Cy-C5 0,052 0,185 0,059 70,135 0,7502
10 2,3-DM-C4 0.028 0,081 0,036 86,178 0,6662
11 2-M-C5 0,165 0,480 0,214 86,178 0,6577
12 3-M -C5 0,102 0,298 0,131 86,178 0,6688
13 nC6 0,341 0,993 0,440 86,178 0. 6638
Гексаны всего 0,699 2,071 0,895 84,745 0,6687
14 M-Cy-C5 0,231 0,689 0,262 84.162
15 2,4-DM-C5 0,015 0,038 0,019 100,205 0,6771
16 Бензол 0.355 1,140 0,343 78,114 0,8842
17 Cy-C6 0,483 1,440 0,528 84,162 0,7831
18 2-M-C6 0,000 0,000 0,000 100,205 0,6829
66 л, л-DM-Cy-C5 0,116 0,298 0,131 98.189 0,7590
19 3-M-C6 0,122 0,307 0,152 100,205 0,6915
20 l, цис-3-DM-Cy-C5 0,000 0,000 0,000 98,189 0,7493
21 l, транс-3-DM-Cy-C5 0,052 0,133 0,059 98,189 0,7532
22 л, транс-2-DM-Cy-C5 0. 048 0,122 0,054 98,189 0,7559
25 nC7 0,405 1,014 0,504 100,205 0,6880
0,6880
0,215 100,205 0,6800
Гептаны всего 1,997 5,609 2,267 89,426 0.7542
26 M-Cy-C6 0,918 2,348 1,016 98,189 0,7737
27 л, 1,3-TM-Cy-C5 0,027 0,061 0,031 112,216 0,7526
28 E-Cy-C5 0,000 0,000 0,000 98,189 0,7708
29 2,2,3 -TM-Cy-C5 0.042 0,093 0,050 114,232 0,7200
30 2,5-DM-C6 0,018 0,039 0,022 114,232 0,6977
31 2 , 4-DM-C6 0,000 0,000 0,000 114,232 0,7045
32 3,3-DM-C6 0,026 0,057 0,031 114. 232 0,7141
33 1, транс-2, цис-3-TM-Cy-C5 0,025 0,056 0,028 112,216 0,7579
34 Толуол 0,958 2,610 0,941 92,143 0,8714
35 1,1,2-YM-Cy-C5 0,000 0,000 0,000 112,216 0,7769
36 2,3-DM-C6 0.033 0,073 0,040 114,232 0,7163
37 2-M-C7 0,137 0,300 0,167 114,232 0,7019
38 3-M -C7 0,094 0,206 0,113 114,232 0,7099
39 l, цис-3-DM-Cy-C6 0,190 0,425 0,211 112.216 0,7701
40 l, транс-4-DM-Cy-C6 0,072 0,162 0,081 112,216 0,7668
42 Неуказанный нафтен 0,028 0,062 0,031 112,216 0,7700
42 Неуказанный нафтен 0,013 0,028 0,014 112,216 0. 7700
42 Неуказанный нафтен 0,011 0,025 0,012 112,216 0,7700
43 DM-Cy-C6 0,031 0,069 0,016 0,7700
44 l, транс-2-DM-Cy-C6 0,089 0,199 0,098 112,216 0,7799
45 nC8 0.434 0,954 0,526 114,232 0,7065
Не указано C8 0,086 0,190 0,105 114,232 0,7000
3,2 3,551 101,978 0,7791
46 Неуказанный нафтен 0,047 0,094 0,051 126.243 0,7900
47 2,2-DM-C7 0,009 0,018 0,011 128,259 0,7144
48 2,4-DM-C7 0,017 0,033 0,020 128,259 0,7192
49 l, цис-2-DM-Cy-C6 0,024 0,054 0,026 112,216 0,8003
50 E-Cy-C6 + 1,1,3-TM-Cy-C6 0. 281 0,599 0,305 118,000 0,7900
51 Неуказанный нафтен 0,047 0,093 0,051 126,243 0,7900
52 3,5-DM- C7 0,017 0,034 0,020 128,259 0,7262
53 2,5-DM-C7 0,003 0,006 0.004 128,259 0,7208
54 Этилбензол 0,114 0,270 0,112 106,168 0,8714
68 Неуказанный нафтен

0,02762

0,02762

0,02762

126,243 0,7900
55 м- + п-ксилол 0,697 1,649 0,687 106,168 0.8683
56 4-M-C8 0,020 0,039 0,024 128,259 0,7242
57 2-M-C8 0,054 0,106 0,064 128,259 0,7173
58 Неуказанный нафтен 0,009 0,018 0,010 126,243 0,7900
58 Неуказанный нафтен 0. 082 0,163 0,089 126,243 0,7900
58 Неуказанный нафтен 0,007 0,014 0,008 126,243 0,7900
59 Орто-ксилол 0,2 0,545 0,223 106,168 0,8844
60 3-M-C8 0,023 0,045 0.027 128,259 0,7242
61 1-M, 3-E-Cy-C6 0,078 0,155 0,083 126,243 0,8000
62 1-M , 4-E-Cy-C6 0,034 0,068 0,037 126,243 0,7900
63 Неуказанный нафтен 0,006 0,013 0,007 126,243 0.7900
63 Неуказанный нафтен 0,004 0,007 0,004 126,243 0,7900
64 nC9 0,471 0,923 0,559 0,71 0,923 0,559 128,259

Не указано C9 0,124 0,243 0,148 128,259 0,7200
Всего по нонанам 2. 427 5,241 2,598 116,277 0,7995

Молекулярная масса и плотность компонентов, идентифицированных в каждой отдельной углеродной группе, могут использоваться для оценки свойств этой группы с помощью следующих уравнений баланса материалов:

(6.5) M = (∑wi) / ∑ (wi / Mi)

(6.6) ρ = (∑wi) / ∑ (wi / ρi)

, где w i — весовая доля компонента i.

Сравнение рассчитанных свойств отдельных углеродных групп с использованием данных газовой хроматографии и описанного выше метода со значениями, определенными при равновесной тарельчатой ​​дистилляции на конденсате под углом 90 °, показано в таблице 6.4. Различия того же размера, что и типичные отклонения при измерении свойств.

Таблица 6.4. Сравнение свойств группы с одним числом атомов углерода, измеренных с помощью дистилляции и капиллярного ГХ-анализа.

132

900

Дистилляция GC
SCN Вес% Мол. W. Плотность, кг / м 3 Вес% 0,792 Мол. W. Плотность, кг / м 3
5 0.886 65 621 0,792 63 597
6 0,737 82 695 0,699 85 669
7 2,371 91 751 2.000 89 754
8 2,825 103 778 3,237 102 779
9 2.539 116 793 2.429 116 799
10+ 90.642 306 869 90.846 300 868
10 2.479
10 2.479 798 2,437 134 801
11 1,916 147 803 2,191 148 803
12 2. 352 163 817 2,523 162 812
13 2,091 175 836 3,106 175 827
14 3,667
14 3,667 843 3,124 190 840
15 3,722 205 849 3,984 205 845
16 2.034 215 863 3,383 218 851
17 4,135 237 844 4,244 35 842
18 3,772
18 3,772 846 3,201 250 845
19 3,407 262 857 3,523 261 854
20+ 61. 057 426 885 59.130 422 888

Очень полезной колонкой для анализа углеводородных пластовых флюидов является капиллярная колонка с широким проходом, также известная как мегабонная колонка. Колонка, которая обеспечивает универсальность насадочных колонок, сохраняя при этом высокую разрешающую способность, может успешно использоваться для анализа состава живых флюидов без необходимости мгновенного превращения флюида в газовые и жидкие пробы для применения в газовой хроматографии [18].Предпочтение прямого отбора и анализа живых проб под высоким давлением перед традиционным методом продувки обсуждается в разделе 2.2.

Содержание ароматических веществ в масле может быть также определено с помощью газовой хроматографии с использованием колонки, содержащей колонку с сильнополярной неподвижной фазой, которая элюирует компоненты в соответствии с их температурами кипения. Комбинация результатов полярных и обычных колонок затем используется для определения PNA [8].

Состав и характеристики природного газа

Состав и характеристики природного газа

Природный газ, добываемый на устье скважины, состоит в основном из метана (C 1 ), но он содержит другие углеводороды, в основном этан (C 2 ), пропан (C 3 ), бутаны (C 4 ), и пентаны C 5 , которые составляют сжиженный природный газ, как обсуждалось в предыдущем разделе.Неочищенный природный газ также содержит водяной пар, сероводород (H 2 S), диоксид углерода, азот, гелий и другие примеси, такие как ртуть. В таблице 12.3 приведены некоторые примеры состава природного газа, добываемого в трех разных местах, чтобы дать пример того, что содержание метана в природном газе может составлять всего 65%. На Рисунке 12.2 также можно отметить, что некоторые потоки природного газа могут содержать высокие концентрации H 2 S и N 2 . Некоторые потоки природного газа могут быть коммерческим источником гелия [4]. Одна из важных задач обработки природного газа — удалить коррозионный и токсичный газ H 2 S и преобразовать его в элементарную серу, как будет обсуждаться позже. Важные примеси, в том числе указанные в таблице 12.3, которые необходимо удалить из природного газа, перечислены ниже [5].

Таблица 12.3: Состав природного газа в различных местах
Канада Канзас Техас
C1 77.1 73,0 65,8
C2 6,6 6,3 3,8
C3 3,1 3,7 1,7
C4s 2,0 1,4 0,8
C5s + 3,0 0,6 0,5
H 2 S 3. 3 0,0 0,0
CO 2 1,7 0,0 0,0
N 2 3,2 14,7 25,6
He 0,0 0,5 1,8

Важные примеси, содержащиеся в природном газе [5].

  • Вода: Большая часть добываемого газа содержит воду, которую необходимо удалять.Концентрации варьируются от следовых количеств до насыщения.
  • Виды серы: Если концентрация сероводорода (H 2 S) превышает 2–3%, могут присутствовать карбонилсульфид (COS), сероуглерод (CS2), элементарная сера и меркаптаны.
  • Ртуть: Следы ртути могут присутствовать в некоторых газах; сообщаемые уровни варьируются от 0,01 до 180 мкг / Нм 3 . Обычно уровень ртути в трубопроводном газе должен быть снижен до 0. 01 мкг / Нм 3 .
  • Разбавители: Хотя газы, показанные на рис. 12.2, являются типичными, некоторые газы содержат чрезмерное количество нежелательных компонентов. Например, некоторые колодцы в Колорадо содержат до 92% углекислого газа. Также наблюдались высокие содержания сероводорода (например, в Альберте, Канада) и азота (например, в Техасе).
  • Кислород: Некоторые системы сбора газа в США работают при давлении ниже атмосферного. В результате протечки трубопроводов, открытых клапанов и других нарушений системы кислород является важной примесью, которую необходимо контролировать.Значительная часть коррозии при переработке газа связана с загрязнением кислородом.

Учитывая, что основная транспортировка природного газа по суше осуществляется по трубопроводам, были разработаны спецификации природного газа для транспортировки по трубопроводам. В Таблице 12.4 приведены спецификации природного газа, которые должны соблюдаться при транспортировке по трубопроводу. Обратите внимание, что в дополнение к указанным уровням примесей для загрязняющих веществ, спецификации включают теплотворную способность природного газа (950-1150 Btu / scf), которая зависит от состава, в частности, от концентрации инертных газов (например.g., N 2 и CO 2 ) и другие разбавители.

Таблица 12.4 . Технические условия на природный газ трубопроводного качества [6].

Щелкните, чтобы увидеть текстовое описание таблицы 12.4

Спецификации качества газа для трубопроводов
Основные компоненты Минимальный мол.% Максимальный мол.%
Метан 75 Нет
этан Нет 10
Пропан Нет 5
Бутаны Нет 2
Пентаны и более тяжелые Нет 0. 5
Азот и другие инертные материалы Нет 3
Двуокись углерода Нет 2-3
Всего разбавляющих газов Нет 4-5
Компоненты трассировки:
  • Сероводород: 0,25-0,3 г / 100 scf (6-7 мг / м 3 )
  • Общая сера: 5-20 г / 100 scf (115-460 мг / м 3 )
  • Водяной пар: 4.0-7,0 фунт / мм scf (60-110 мг / м 3 )
  • Кислород: 1,0%
Прочие характеристики:
  • Расчетное нагревание (брутто, насыщение): 950-1150 БТЕ / куб. Фут (35,400-42,800 кДж / м 3 )
  • Жидкости: без жидкой воды и углеводородов при температуре и давлении подачи.
  • Твердые вещества: не содержат твердых частиц в количествах, вредных для оборудования передачи и утилизации.

[4.] А.Дж. Кидней и В. Р. Пэрриш, Основы переработки природного газа , CRC Press, Бока-Ратон, Флорида, 2006 г. , стр.9.

[5.] А. Дж. Кидней и В. Р. Пэрриш, Основы переработки природного газа , CRC Press, Бока-Ратон, Флорида, 2006 г., стр.10.

[6.] А. Дж. Кидней и В. Р. Пэрриш, Основы переработки природного газа , CRC Press, Бока-Ратон, Флорида, 2006 г., стр.16.

»Справочная информация NaturalGas.org

Фон

Источник: NGSA

Природный газ — жизненно важный компонент мирового энергоснабжения.Это один из самых чистых, безопасных и наиболее полезных из всех источников энергии. Однако, несмотря на его важность, существует много неправильных представлений о природном газе. Например, само слово «газ» имеет множество различных значений и значений. Когда мы заправляем машину топливом, мы заправляем ее «бензином». Однако бензин, который используется в вашем автомобиле, хотя и является ископаемым топливом, сильно отличается от природного газа. «Газ» в обычных барбекю — это на самом деле пропан, который, хотя и тесно связан с природным газом и обычно встречается в нем, на самом деле не является природным газом. Хотя природный газ обычно объединяется с другими ископаемыми видами топлива и источниками энергии, он обладает многими характеристиками, которые делают его уникальным. Ниже приведена небольшая справочная информация о природном газе, о том, что это такое, как образуется и где он находится в природе.

Что такое природный газ?

A Устье природного газа
Источник: Duke Energy

Природный газ сам по себе может считаться неинтересным газом — он бесцветен, бесформенен и не имеет запаха в чистом виде.Совершенно неинтересно — за исключением того, что природный газ является горючим, его много в Соединенных Штатах, и при сжигании он выделяет много энергии с меньшими выбросами, чем многие другие источники. По сравнению с другими ископаемыми видами топлива, природный газ горит чище и выделяет в воздух более низкие уровни потенциально вредных побочных продуктов. Нам требуется постоянно увеличивающийся запас энергии для обогрева наших домов, приготовления пищи и выработки электроэнергии. Именно эта потребность в энергии подняла природный газ до такого уровня важности в нашем обществе и в нашей жизни.

Природный газ — горючая смесь углеводородных газов. Хотя природный газ состоит в основном из метана, он также может включать этан, пропан, бутан и пентан. Состав природного газа может широко варьироваться, но ниже представлена ​​диаграмма, показывающая типичный состав природного газа до его очистки.

Типичный состав природного газа
Метан CH 4 70-90%
этан C 2 H 6 0-20%
Пропан C 3 H 8
Бутан C 4 H 10
Двуокись углерода CO 2 0-8%
Кислород О 2 0-0. 2%
Азот N 2 0-5%
Сероводород H 2 S 0-5%
Редкие газы А, Он, Ne, Хе след

В чистом виде, например, природный газ, который подается в ваш дом, это почти чистый метан. Метан — это молекула, состоящая из одного атома углерода и четырех атомов водорода, и обозначается как Ch5.Характерный запах «тухлого яйца», который мы часто ассоциируем с природным газом, на самом деле является одорантом, называемым меркаптаном, который добавляется в газ перед его доставкой конечному пользователю. Меркаптан помогает обнаружить любые утечки.

Этан, пропан и другие углеводороды, обычно связанные с природным газом, имеют несколько иные химические формулы. Щелкните ссылку, чтобы подробнее узнать о горении метана.

A Молекула метана, CH 4
Источник: USGS

Природный газ считается «сухим», если он представляет собой почти чистый метан, из которого удалена большая часть других обычно связанных углеводородов.Когда присутствуют другие углеводороды, природный газ «влажный».

Природный газ находит множество применений в жилищном, коммерческом и промышленном секторах; подробнее о разнообразных способах использования природного газа можно узнать здесь.

Природный газ, обнаруженный в подземных резервуарах, часто связан с нефтяными месторождениями. Добывающие компании ищут доказательства наличия этих коллекторов, используя сложную технологию, которая помогает определить местонахождение природного газа, и бурит скважины в земле там, где он может быть найден.Щелкните ссылку, чтобы узнать больше о новых технологиях и их влиянии на окружающую среду. После доставки из-под земли природный газ очищается от примесей, таких как вода, другие газы, песок и другие соединения. Некоторые углеводороды удаляются и продаются отдельно, включая пропан и бутан. Также удаляются другие примеси, такие как сероводород (при рафинировании которого можно получить серу, которая затем продается отдельно). После очистки чистый природный газ передается по сети трубопроводов, тысячи миль которых существуют только в Соединенных Штатах.По этим трубопроводам природный газ доставляется к месту использования. Для получения дополнительной информации о том, как природный газ попадает из-под земли в конечный пункт назначения, щелкните здесь.

Природный газ можно измерить разными способами. Как газ, его можно измерить объемом, который он занимает при нормальных температурах и давлениях, обычно выражаемых в кубических футах. Добывающие и распределительные компании обычно измеряют природный газ в тысячах кубических футов (MCF), миллионах кубических футов (MMcf) или триллионах кубических футов (Tcf). Хотя измерение по объему полезно, природный газ также можно измерить по потенциальной выходной энергии. Как и другие виды энергии, природный газ обычно измеряется и выражается в британских тепловых единицах (британских тепловых единицах). Одна британская тепловая единица — это количество природного газа, которое будет производить достаточно энергии, чтобы нагреть фунт воды на один градус при нормальном давлении. Чтобы дать представление, один кубический фут природного газа содержит около 1027 британских тепловых единиц. Когда природный газ доставляется в жилое помещение, он измеряется газовой компанией в «термах» для выставления счетов.Термины эквивалентны 100 000 британских тепловых единиц, или чуть более 97 кубических футов природного газа.

Образование природного газа

Природный газ — это ископаемое топливо. Подобно нефти и углю, это означает, что это, по сути, останки растений, животных и микроорганизмов, которые жили миллионы и миллионы лет назад. Но как эти когда-то живые организмы превратились в неодушевленную смесь газов?

Существует множество различных теорий происхождения ископаемого топлива. Наиболее широко распространенная теория гласит, что ископаемое топливо образуется, когда органическое вещество (например, останки растений или животных) сжимается под землей под очень высоким давлением в течение очень долгого времени.Это называется термогенным метаном. Подобно образованию нефти, термогенный метан образуется из органических частиц, покрытых грязью и другими отложениями. Со временем на органическое вещество накапливается все больше и больше осадков, ила и прочего мусора. Этот осадок и мусор оказывают большое давление на органическое вещество, которое сжимает его.

Это сжатие в сочетании с высокими температурами, обнаруженными глубоко под землей, разрушает углеродные связи в органическом веществе.По мере того, как человек становится все глубже и глубже под земной корой, температура становится все выше и выше. При низких температурах (более мелкие месторождения) добывается больше нефти по сравнению с природным газом. Однако при более высоких температурах создается больше природного газа, чем нефти. Вот почему природный газ обычно ассоциируется с нефтью в месторождениях, которые находятся на 1-2 мили ниже земной коры. Более глубокие месторождения, очень далеко под землей, обычно содержат в основном природный газ и во многих случаях чистый метан.

Природный газ также может образовываться в результате преобразования органического вещества крошечными микроорганизмами.Этот тип метана называют биогенным метаном. Метаногены, крошечные метанопроизводящие микроорганизмы, химически разрушают органические вещества с образованием метана. Эти микроорганизмы обычно встречаются в районах у поверхности земли, лишенных кислорода. Эти микроорганизмы также обитают в кишечнике большинства животных, в том числе человека. Образование метана таким образом обычно происходит вблизи поверхности земли, и образующийся метан обычно теряется в атмосфере. Однако при определенных обстоятельствах этот метан может улавливаться под землей и извлекаться как природный газ. Примером биогенного метана является свалочный газ. Свалки, содержащие отходы, производят относительно большое количество природного газа в результате разложения содержащихся в них отходов. Новые технологии позволяют собирать этот газ и использовать его для увеличения поставок природного газа.

Третий способ образования метана (и природного газа) — абиогенные процессы.Очень глубоко под земной корой существуют газы, богатые водородом, и молекулы углерода. Поскольку эти газы постепенно поднимаются к поверхности земли, они могут взаимодействовать с минералами, которые также существуют под землей, в отсутствие кислорода. Это взаимодействие может привести к реакции с образованием элементов и соединений, которые находятся в атмосфере (включая азот, кислород, двуокись углерода, аргон и воду). Если эти газы находятся под очень высоким давлением по мере их движения к поверхности земли, они могут образовывать отложения метана, подобные термогенному метану.

Природный газ под землей

Источник: Энергетическая информация США
Администрация

Хотя есть несколько способов образования метана и, следовательно, природного газа, обычно он находится под поверхностью земли. Поскольку природный газ имеет низкую плотность, после образования он будет подниматься к поверхности земли через рыхлую породу сланцевого типа и другие материалы. Часть этого метана просто поднимется на поверхность и рассеется в воздухе.Однако большая часть этого метана поднимется вверх в геологические образования, которые «удерживают» газ под землей. Эти образования состоят из слоев пористой осадочной породы (вроде губки, которая впитывает и содержит газ) с более плотным, непроницаемым слоем породы наверху.

Эта непроницаемая порода улавливает природный газ под землей. Если эти образования достаточно большие, они могут улавливать большое количество природного газа под землей в так называемом резервуаре. Существует ряд различных типов этих образований, но наиболее распространенный из них образуется, когда непроницаемая осадочная порода образует форму «купола», как зонтик, улавливающий весь природный газ, всплывающий на поверхность.

Есть несколько способов формирования такого рода «купола». Например, разломы являются обычным местом для существования залежей нефти и природного газа. Разлом возникает, когда нормальные осадочные слои «разделяются» по вертикали, так что непроницаемая порода смещается вниз, задерживая природный газ в более проницаемых слоях известняка или песчаника. По сути, геологическая формация, которая покрывает непроницаемую породу более пористыми, богатыми нефтью и газом отложениями, может образовать резервуар.На рисунке ниже показано, как природный газ и нефть могут быть задержаны под непроницаемыми осадочными породами в так называемой антиклинальной формации. Чтобы успешно вывести это ископаемое топливо на поверхность, в непроницаемой скале необходимо просверлить отверстие, чтобы выпустить ископаемое топливо под давлением. Обратите внимание, что в коллекторах, содержащих нефть и газ, газ, будучи наименее плотным, находится ближе всего к поверхности, а нефть под ним, как правило, сопровождается определенным количеством воды. Если природный газ попадает в ловушку под землей таким образом, его можно извлечь, просверлив отверстие в непроницаемой породе.Газ в этих резервуарах обычно находится под давлением, что позволяет ему самостоятельно выходить из резервуара.

Источник: Энергия завтра

Помимо того, что природный газ находится в традиционном резервуаре, таком как показанный выше, природный газ также может быть обнаружен в других «нетрадиционных» формациях. Щелкните здесь, чтобы узнать больше о нетрадиционных пластах природного газа, таких как сланцы, которые можно увидеть на графике справа.

Теперь, когда были обсуждены основы использования природного газа в качестве ископаемого топлива, перейдем к информации об истории природного газа.

Состав атмосферы

В таблице 1 перечислены одиннадцать самых
обильные газы, обнаруженные в нижних слоях атмосферы Земли
по объему. Из перечисленных газов азот, кислород, вода
пар, диоксид углерода, метан, закись азота и озон
чрезвычайно важны для здоровья Земли
биосфера.

Таблица показывает, что азота и кислорода являются
основные компоненты атмосферы по объему.Все вместе
эти два газа составляют примерно 99% сухого
Атмосфера. У обоих этих газов есть очень важные ассоциации.
с жизнью. Азот удаляется из атмосферы и
осаждается на поверхности Земли в основном с помощью специального азота
фиксация
бактерий, а с помощью молнии через
осадки. Добавление этого азота к земному
поверхностные почвы и различные водоемы дают много
необходимое питание для роста растений.Азот возвращается в
атмосферы в основном за счет сжигания биомассы и денитрификации .

Кислород обменивается между атмосферой
и жизнь через процессы фотосинтеза и дыхания .
Фотосинтез производит кислород, когда углекислый газ и
вода химически превращается в глюкозу с
помощь солнечного света.Дыхание — процесс противоположный
фотосинтеза. При дыхании кислород объединяется
с глюкозой для химического высвобождения энергии для обмена веществ.
Продуктами этой реакции являются вода и углекислый газ.

Следующим по величине газом в таблице является вода
пар
. Водяной пар различается по концентрации
в атмосфере как в пространстве, так и во времени.Обнаружены самые высокие концентрации водяного пара
возле экватора над океанами и тропическим дождем
леса. Холодные полярные районы и субтропический континентальный
пустыни — это места, где объем водяного пара
может приближаться к нулю процентов. Водяной пар имеет несколько
очень важные функциональные роли на нашей планете:

  • Перераспределяет тепловую энергию на Земле через скрытых
    тепло
    энергообмен.
  • При конденсации водяного пара образуются осадки.
    который падает на поверхность Земли при условии необходимого
    пресная вода для растений и животных.
  • Помогает согреть атмосферу Земли через теплицу
    эффект
    .

Пятый по численности
газ в атмосфере — углерода
диоксид
.Объем этого газа увеличился
более чем на 35% за последние триста лет (см. диаграмму ).
7а-1
). Это увеличение в первую очередь связано с человеческим
индуцированное сжигание ископаемого топлива, вырубка лесов и
другие формы изменения землепользования. Углекислый газ — это
важный парниковый газ. Рост, вызванный деятельностью человека
в его концентрации в атмосфере усилился
теплица
эффект
и определенно способствовал
в по всему миру
потепление
за последние 100 лет. Углекислый газ
также естественным образом обменивается между атмосферой и
жизнь через процессы фотосинтеза, и дыхания, .

Метан
очень сильный парниковый газ. С 1750 г. концентрации метана
в атмосфере увеличились более чем на 150%.
Основные источники дополнительного добавления метана
в атмосферу (в порядке важности): рис
выращивание; домашние пасущиеся животные; термиты; свалки;
добыча угля; и добыча нефти и газа.Анаэробные условия
связанных с затоплением рисовых полей, приводит к образованию
метанового газа. Однако точная оценка того, как
много метана производится на рисовых полях.
было трудно установить. Более 60% всего риса
рисовые поля находятся в Индии и Китае, где научные
данные о выбросах отсутствуют. Тем не менее,
ученые считают, что вклад рисовых полей
большой, потому что эта форма растениеводства имеет больше
чем вдвое с 1950 года.Пастбищные животные выделяют метан
в окружающую среду в результате пищеварения трав.
Некоторые исследователи считают, что добавление метана из
этот источник увеличился более чем в четыре раза за последнее столетие.
Термиты также выделяют метан посредством аналогичных процессов.
Изменение землепользования в тропиках из-за обезлесения,
разведение и земледелие могут быть причиной численности термитов
расширять.Если это предположение верно, вклад
от этих насекомых может быть важным. Метан также
выпущен со свалок, угольных шахт, газа и нефти
бурение. Свалки производят метан как органические отходы
разлагаются со временем. Месторождения угля, нефти и природного газа
выбрасывать метан в атмосферу, когда эти отложения
выкопаны или пробурены.

Средняя концентрация парниковых газов закись азота
оксид
теперь увеличивается со скоростью 0.От 2 до 0,3% в год. Его часть
в усилении парникового эффекта незначительно по сравнению с другими
парниковые газы уже упоминались. Однако он играет важную роль.
в искусственном оплодотворении экосистем. В крайнем случае это удобрение
может привести к гибели лесов, эвтрофикации водных местообитаний и видов
исключение. Источники увеличения содержания закиси азота в атмосфере включают:
преобразование землепользования; сжигание ископаемого топлива; сжигание биомассы; и удобрение почвы.Большая часть закиси азота, добавляемой в атмосферу каждый год, происходит от вырубки лесов.
и преобразование лесных, саванных и пастбищных экосистем в сельскохозяйственные
поля и пастбища. Оба эти процесса уменьшают количество азота.
сохраняется в живой растительности и почве в результате разложения органических веществ.
Закись азота также выбрасывается в атмосферу при сжигании ископаемого топлива и биомассы.
горят. Однако совокупный вклад в увеличение этого газа
в атмосфере считается незначительным.Применение нитратных и аммиачных удобрений
для увеличения роста растений — еще один источник закиси азота. Сколько выпущено
от этого процесса было трудно определить количественно. По оценкам,
вклад этого источника составляет от 50% до 0,2% закиси азота.
добавляется в атмосферу ежегодно.

Роль Озона в
в усилении парникового эффекта было сложно
определить. Точные измерения прошлых долгосрочных (более чем
25 лет назад) уровень этого газа в атмосфере составляет
в настоящее время недоступен.Кроме того, концентрация газообразного озона
находятся в двух разных регионах атмосферы Земли.
Большая часть озона (около 97%) содержится в атмосфере.
сосредоточена в стратосфере в
на высоте от 15 до 55 километров над поверхностью Земли.
Этот стратосферный озон оказывает важную услугу жизни.
на Земле, так как поглощает вредное ультрафиолетовое излучение. В
в последние годы уровни стратосферных
озон
снижается из-за накопления человеческого
создано хлорфторуглерода в
атмосфера.С конца 1970-х годов ученые заметили
развитие серьезных дыр в озоновом слое над Антарктидой.
Спутниковые измерения показали, что зона от 65 ° северной широты.
до 65 ° южной широты стратосферный
озон с 1978 г.

Озон также высококонцентрирован в
Поверхность Земли в городах и вокруг них. Большая часть этого озона
создано как продукт человеческой деятельности фотохимических
Смог
. Это накопление озона токсично для организмов.
живущие на поверхности Земли.

Таблица 1: Среднее значение
состав атмосферы до высоты
25 км. Зеленая заливка указывает на самые важные с метеорологической точки зрения газы, обнаруженные в нашей атмосфере. Вы несете ответственность только за метеорологически важные газы атмосферы.

Название газа

Химическая формула

Объем в процентах

Азот

N2

78.08%

Кислород

O2

20,95%

* Вода

h3O

от 0 до 4%

Аргон

Ar

0.93%

* Углерод
Диоксид

СО2

0,0360%

Неон

Ne

0.0018%

Гелий

He

0,0005%

* Метан

Ч5

0.00017%

Водород

ч3

0,00005%

* Закись азота
Оксид

N2O

0.00003%

* Озон

O3

0,000004%

* переменная
газы

Понимание состава газа | Журнал термической обработки

Процессы термообработки в атмосфере позволяют добиться желаемых металлургических результатов, соответствующих эксплуатационным характеристикам детали.Когда дело доходит до газовой атмосферы для нейтральной, защитной или богатой углеродом атмосферы, существует множество предположений о том, как детали обрабатываются в металлургическом отношении, на основе оборудования, используемого для мониторинга атмосферы или поступающих газов.

Одним из аспектов понимания того, что происходит с деталью, является рассмотрение окружения, которому детали подвергаются при температурах термообработки. Вы можете сделать множество предположений об атмосфере на основе потоков газа и датчиков, используемых для непрерывных измерений.Температура и время, конечно, имеют большое значение для окончательной термообработки деталей, но здесь мы рассмотрим состав газа для определенных сред термообработки.

Большинство атмосферных печей, работающих при давлении немного выше атмосферного, с непрерывной подачей газа-носителя, имеют своего рода мониторинг на месте. Обычными применениями для этого могут быть отжиг, нейтральная или богатая углеродом атмосфера. Кислородный датчик обычно используется для измерения на месте, и с учетом газа-носителя (например, эндотермического газа) можно определить углеродный потенциал атмосферы.Газ-носитель в основном состоит из двух разновидностей: азот, метанол или эндотермический газ.

Недисперсионные инфракрасные анализаторы (NDIR) — это универсальные инструменты для оценки атмосфер в печи. Другие инструменты могут использоваться при попытке оценить, является ли атмосфера подходящей для достижения нейтральной или богатой углеродом атмосферы, но NDIR обеспечивает оценку трех компонентов атмосферы, которые могут обеспечить согласованность и устранить проблемы с оборудованием и доставкой газовой атмосферы.

Консистенция газа-носителя делает возможным управление процессом в печи.Хотя газ-носитель может варьироваться между азотом, метанолом и эндотермическим газом, желаемый теоретический состав обычно может быть найден как 40 процентов водорода, 40 процентов азота и 20 процентов монооксида углерода. Сохранение этих процентных соотношений приведет к созданию атмосферы науглероживания, которая способствует наилучшим методам науглероживания.

Эндотермические атмосферы создаются путем смешивания воздуха и природного газа (метана) или воздуха и пропана, нагревания их до повышенных температур и их реакции в присутствии катализатора с образованием определенного процентного содержания окиси углерода, азота и водорода.Реакция показана с использованием воздуха с приблизительным составом 80 процентов азота и 20 процентов кислорода.

2CH 4 + 4N 2 + O 2 → 2CO + 4H 2 + 4N 2

Небольшие количества диоксида углерода и метана также образуются или остаются непрореагировавшими. Типичный эндотермический газ, создаваемый из природного газа и воздуха, состоит примерно из:

40% азота — N 2

40% водорода — H 2

18.От 8% до 20,5% окиси углерода — CO

0,25% — 0,50% двуокиси углерода — CO 2

0,50% или менее метана — CH 4

Системы недисперсного инфракрасного анализатора (NDIR)

неоценимы при поиске и устранении этих проблем. Анализатор обычно измеряет CO, CO 2 и CH 4 . Как упоминалось ранее, если мы знаем, что генерируется 20 процентов CO, мы можем перепроверить соотношение воздух / газ и прилипание расходомеров или определить, что требуется регулировка соотношения воздуха и / или газа.Измерение для индикации загрязненного или обедненного никелем катализатора также может быть выполнено с помощью анализатора. Если указанное измерение CH 4 превышает 0,5 процента, требуется выгорание катализатора с использованием процедур, требуемых изготовителем. Если после сгорания уровень CH 4 остается высоким или повышается в течение нескольких дней, возможно, катализатор необходимо полностью заменить.

Анализаторы

NDIR также используются для определения углерода в атмосферных печах. Комбинация температуры, CO, CO 2 и CH 4 дает достаточно данных для расчета углеродного потенциала в печи.Эта технология позволяет внести незначительные корректировки в расчет контроллера датчика углерода на месте, чтобы свести к минимуму неконтролируемые углеродные ситуации с конечной целью производства качественных деталей без переделок или — в худшем случае — отходов.

Теория работы NDIR

Ячейки работают в соответствии с переменным светом недисперсионного инфракрасного излучения (NDIR) для генерации частоты. Принцип измерения основан на полосовых фильтрах для каждого конкретного диапазона поглощения измеряемых газов.Измерение оксида углерода, диоксида углерода и метана очень избирательно.

Состав атмосферного газа

Когда все клапаны обогащающего газа и разрежающего воздуха закрыты вручную на печи, в которой идет только эндотермический газ, состав вашего газа должен быть похож на эндотермический газ, считываемый непосредственно из эндотермического генератора.

Таблица 1

Атмосфера печи, ожидаемая только от подготовленной атмосферы, может быть представлена ​​в таблице 1.

Когда возникают проблемы с атмосферой, можно определить хороший тест и оценку потенциальных проблем, используя непосредственно подготовленную атмосферу и оценивая состав газа, как описано.

Если эндотермический генераторный газ или азотно-метанольная система не производят надлежащий газ, эти значения будут другими (изменения в прямом азотном метанольном газе будут варьироваться в зависимости от температуры печи). Всегда начинайте с подготовленной атмосферы и убедитесь, что ваш газ-носитель соответствует тому, что вы ожидаете от печи.

Таблица 2

Чтобы получить представление о составе атмосферы печи, необходимо иметь базовый уровень для газов, которые дают хорошие металлургические результаты при определенных настройках атмосферы.Поскольку каждая печь в конечном итоге будет немного отличаться, рекомендуется оценить каждую печь. Печь будет иметь разные показания в зависимости от графика выгорания и используемого заданного значения углеродного потенциала. Вариации обычно вызваны «приправой» печи. Любое изменение в способности управлять печью вокруг желаемой уставки может быть вызвано любой из проблем, описанных в Таблице 2.

Universal Industrial Gases, Inc: Состав воздуха — Компоненты и свойства воздуха — Ответы на вопрос «Что такое воздух?»

«Глобальное потепление»
, а не новое явление.

Земля прошла через
много периодов повышения и понижения средней температуры, вызванных
несколько причин.

Последний период
широко распространенное оледенение достигло максимума около 18 000 лет назад.
(см.
map.) Около 11000 лет назад
после 7000 лет повышения температуры воздуха ледяной лед полностью покрылся
спасаться бегством.
Средняя глобальная температура по-прежнему составляла от 3 до 5 ° C.
круче, чем в настоящее время.

Раннее послеледниковое море
уровни были на целых 100 метров (300 футов) ниже, чем сейчас, из-за большого количества земных
вода заперта во льду на суше.

Все развитие
человеческая цивилизация в том виде, в каком мы ее знаем, возникла в последнее
межледниковый период.
Наши предки не только выжили, но и
процветала, поскольку «глобальное потепление» вызвало серьезные изменения в местном климате и
география.

Через несколько тысяч лет
после начала межледникового периода повышение уровня моря, подпитываемое таянием
лед, вызвавший исчезновение сухопутных мостов между континентами, прибрежные районы
были затоплены морской водой, и долины внутренних рек были затоплены;
становятся объектами будущего как для небольших рыбацких деревень, так и для крупных городов
вдоль этих «новых» берегов.

Средние температуры сделали
не подниматься медленно и плавно до нынешних уровней после последнего ледникового периода.
Вместо,
средние температуры увеличивались довольно быстро примерно до 8000 лет
назад, когда они были близки к текущим уровням. Но затем потепление продолжалось почти две тысячи лет,
поднимается до более высоких уровней, чем мы видели недавно
.

Около шести тысяч лет
назад, в среднем
температура резко упала; достигнув уровней ниже, чем сегодня,
и оставался ниже тысячу лет.


Фактически, o
по сравнению с прошлыми семью тысячами
лет, по-видимому, было шесть значительных циклов межледникового похолодания и потепления.

Теплые периоды совпали со значительными
периоды социальных изменений и архитектурных достижений во многих
части света. Средневековый теплый период года, примерно с 850 г.
до 1250 г. н.э.
г. был временем
необычно теплый климат в Европе.Другие теплые периоды приходились на пик
египетской цивилизации (2600–2200 гг. до н.э.), позднеримская
Республика и пик Римской империи (примерно 100 г. до н.э. — 200 г. н.э.),
а также двадцатый век,

Этот

NOAA
график показывает лучших оценок агентства для средних температур
за последние 1000 лет
.

Средневековый теплый период сменился более прохладным периодом
который часто называют малым ледниковым периодом. Это длилось примерно с середины до конца
1300-е — конец 1800-х годов;
почти 500 лет. Суровые холодные зимы
изображен в сценах американского
В этот период произошла революция 1770-х годов.

Немногим более ста лет назад, после
конец последнего продолжительного прохладного периода,
Титаник столкнулся с айсбергом, который был одним из многих, выпущенных в качестве
затем долгожданное заклинание глобального потепления
начал ощущаться.

Конец «Маленького льда»
Возрастной период, с середины до конца 1800-х годов, примерно совпал с
начало значительного роста
промышленная деятельность. Некоторые люди утверждают, что индустриализация
причина тенденции к потеплению с тех пор. Это может быть в равной степени правдой
что тенденция к потеплению породила динамичный рост общества и промышленности
это началось с повышением температуры.

Сейчас популярно указывать
к растущей индустриализации мира,
в сочетании со значительным ростом населения в качестве основного
факторы, способствующие увеличению концентрации углекислого газа
в атмосфере.Однако весьма вероятно, что есть
множественные взаимосвязанные связи между повышением средних глобальных температур и
рост углекислого газа
содержание воздуха за последние сто лет.

% PDF-1.6
%
921 0 объект>
эндобдж

xref
921 83
0000000016 00000 н.
0000002533 00000 н.
0000002845 00000 н.
0000002970 00000 н.
0000003125 00000 н.
0000003558 00000 н.
0000003730 00000 н.
0000003899 00000 н.
0000004747 00000 н.
0000005466 00000 н.
0000005625 00000 н.
0000005870 00000 н.
0000006225 00000 н.
0000007298 00000 н.
0000008418 00000 н.
0000009507 00000 н.
0000010666 00000 п.
0000010716 00000 п.
0000011901 00000 п.
0000012697 00000 п.
0000012857 00000 п.
0000013021 00000 п.
0000013185 00000 п.
0000013317 00000 п.
0000013446 00000 п.
0000466527 00000 н.
0000466766 00000 н.
0000467941 00000 н.
0000469482 00000 н.
0000521813 00000 н.
0000522063 00000 н.
0000522359 00000 н.
0000523900 00000 н.
0000587002 00000 н.
0000588543 00000 н.
0000645684 00000 п.
0000645766 00000 н.
0000646026 00000 н.
0000646332 00000 н.
0000646401 00000 н.
0000646559 00000 н.
0000646585 00000 н.
0000647035 00000 н.
0000650166 00000 н.
0000653683 00000 н.
0000654096 00000 н.
0000654131 00000 п.
0000654165 00000 н.
0000654585 00000 н.
0000654629 00000 н.
0000654683 00000 п.
0000661187 00000 н.
0000661430 00000 н.
0000661591 00000 н.
0000683580 00000 н.
0000683828 00000 н.
0000684565 00000 н.
0000684647 00000 н.
0000685709 00000 н.
0000687250 00000 н.
0000728558 00000 н.
0000728817 00000 н.
0000728839 00000 н.
0000730380 00000 н.
0000769816 00000 н.
0000770074 00000 н.
0000770246 00000 н.
0000771787 00000 н.
0000817691 00000 п.
0000817927 00000 н.
0000818205 00000 н.
0000857246 00000 н.
0000857487 00000 н.
0000857549 00000 н.
0000859090 00000 н.
0000

2 00000 н.
0000

5 00000 н.
0000

6 00000 н.
0000

6 00000 н.
0000

5 00000 н.
0000

5 00000 н.
0000

3 00000 н.