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12天然气的物性1.天然气的特点与组成天然气泛指自然界的一切气体，狭义则指采自地层的可燃气体。石油工业中称采自气田或凝析气田的可燃气体为天然气，又称气田气；在油田中与石油一起开采出来的可燃气体称为石油伴生气。天然气是一种多组分的混合气体，主要成分是可燃烃类气体，包括甲烷、乙烷、丙烷、丁烷等，其中甲烷比例占绝对优势，例如我国四川气田天然气甲烷含量一般不低于90%，而陕甘宁气田则达95%左右。此外，还可能含有少量二氧化碳、硫化氢、氮气、水蒸气以及微量的氦、氖、氩等气体。在标准状况（0℃及101325Pa）下,甲烷至丁烷以气体状态存在，戊烷以上为液态。3天然气的物性2.天然气的密度单位体积气体的质量称为密度。气体的体积和压力与温度有关，说明密度时就必须指明它的压力、温度状态。例如空气在P=101325pa，t=20℃时，密度ρ＝1.206kg/m3；在P=101325pa，t=0℃时,ρ＝1.2931kg/m3。如果不指明压力，温度状态，通常就是指标准状态下的参数。4天然气的物性标准状态下，甲烷的密度为0.717kg/m3，空气的密度为1.2931kg/m3，故甲烷的相对密度∆*CH4=0.7174/1.2931=0.5548天然气的相对密度一般为0.58～0.62，石油伴生气为0.7～0.85。5天然气的物性3.天然气的粘度当两层气体相对运动时，气体的分子之间不仅具有与运动方向一致的相对运动而造成的内摩擦，而且由于气体分子无秩序的热运动，两层气体分子之间可以互相扩散和交换。当流动速度较快的气层分子跑到流速较慢的一层时，这些具有较大动能的气体分子，将使较慢的气层产生加速的作用，反之流动速度较慢的气层分子跑进较快的气层时，则对气层产生一种阻滞气层运动的作用，结果两层气体之间就产生了内摩擦。温度升高，气体的无秩序热运功增强，气层之间的加速和阻滞作用跟着增加，内摩擦也就增加。所以，气体的粘度随着温度的升高而加大。6天然气的物性4.天然气含水量(湿度)天然气在地层温度和压力条件下含有饱和水汽，天然气的水汽含水量取决于天然气的温度、压力和组成等条件。天然气含水量，通常用绝对湿度、相对湿度和水露点来表示。7天然气的物性天然气绝对湿度是指一立方米天然气中所含水汽的克数，单位可用g/m3表示。天然气的饱和含水量是指在一定温度和压力下，天然气中可能含有的最大水汽量，即天然气于液态平衡时的含水汽量。天然气相对湿度是指在一定温度和压力下，天然气绝对湿度和饱和含水量之比。天然气水露点是指天然气在一定压力下析出第一滴水时的温度，即天然气饱和水汽量对应的温度。在GB50251-2003《输气管道工程设计规范》中作了明确规定：进入输气管道的气体水露点应比输送条件下最低环境温度低5℃8天然气的物性5.天然气的热值天然气作为燃料使用，热值是一项重要的经济指标。天然气的热值是指单位数量的天然气完全燃烧所放出的热量。天然气主要组分烃类是由炭和氢构成，氢在燃烧时生成水并被汽化，由液态变为气态，于是一部分燃料热能消耗于水的汽化。消耗于水的汽化的热叫汽化热（或蒸汽潜热）。将汽化热计算在内的热值叫高热值（全热值），不计汽化的热值叫低热值（净热值）。由于天然气燃烧的汽化无法利用，工程上通常使用低热值即净热值。9天然气的物性•每立方米天然气热值在8000-10000大卡。•每立方米煤气的热值3000-4000大卡。•每公斤液化气(丙烷）燃烧热值为11000大卡。气态液化气的比重为2.5公斤/立方米。每立方液化气燃烧热值为25200大卡。•每瓶液化气重14.5公斤,总计燃烧热值159500大卡,相当于20立方天然气的燃烧热值。10天然气的物性6.天然气的可燃性限和爆炸极限可燃气体与空气混合（空气中的氧为助燃物质），遇到火源，可以发生燃烧或爆炸。可燃气体与空气的混合物，对于敞开系统，遇明火进行稳定燃烧。可燃气体与空气的混合物进行稳定燃烧时，其可燃气体在混合气体中的最低浓度称为可燃下限，最高浓度称为可燃上限，可燃上限与可燃下限之间的浓度范围，称之可燃性界限，即可燃性限。可燃气体与空气的混合物，在封闭系统中遇明火可以发生剧烈燃烧，即发生爆炸。可燃气体与空气的混合物，在封闭系统中遇明火发生爆炸时，其可燃气在混合气体中的最低浓度称为爆炸下限，最高浓度称为爆炸上限，爆炸下限与爆炸上限之间的可燃烧气体浓度范围，称之为爆炸限。11天然气的物性有的可燃气体的可燃性限与爆炸限是一致的，有的可燃气体的爆炸限只是可燃性限内的更小浓度范围。一般情况下，可将爆炸限与可燃烧性限混用，即用可燃烧性限代替爆炸限，这对于实际工作是适宜的，有利于安全生产。压力对于可燃烧气体的爆炸限有很大影响，例如当压力低于6665帕时，天然气与空气的混合物，遇明火不会发生爆炸，而在常温常压下，天然气的爆炸限为5％～15％，随着压力的升高，爆炸限急剧上升，压力为1.5×107帕时,天然气的爆炸上限为58%。12天然气的物性7.天然气输送过程中的节流效应假如降低气体的压力而不释放气体的能量，而且气体是理想的，状态是绝热的，那么系统的总能量保持不变。也就是说，状态变化属于等焓变化，气体的温度也保持不变。然而假如上述变化的气体是真实气体，那么其容积变化将不同于理想气体的情况，其内能和温度将发生变化。气体在流道中经过突然缩小的断面（如管道上的针形阀、孔板等），产生强烈的涡流，使压力下降，这种现象称为节流。13天然气的物性节流效应又称为焦耳-汤姆逊效应。温度下降的数值与压力下降数值的比值称为节流效应系数，又称焦耳-汤姆逊效应系数。节流效应系数的意义是：下降单位压力时的温度变化值。它随压力、温度而变。在气田上，压力较高，天然气的节流效应系数一般为3～4℃/MPa。干线输气管道上，压力较低，一般为2.5～3.0℃/MPa。14天然气的输送要求从地层中开采出来的天然气往往含有砂和混入的铁锈等固体杂质，以及水、水蒸气、硫化物和二氧化碳等有害物质。砂、铁等尘粒随气流运动，磨损压缩机、管道和仪表的部件，甚至造成破坏。有时还会积聚在某些部位，影响输气的正常进行。水积聚在管道低洼处，减少管道输气截面，增加输气阻力。水又能在管内壁上形成一层水膜，遇酸性气体（H2S、CO2）等形成酸性水溶液，对管内壁腐蚀极为严重，是造成输气管道破坏的重要原因之一。水在一定温度和压力条件下还能和天然气中的某些组分生成冰雪状水合物（如CH4.6H2O等），造成管路冰堵。15天然气的输送要求天然气中的硫化物分为无机的和有机的两种。无机的主要是硫化氢，有机的主要是二硫化碳（CS2）、硫氧化碳(COS）等。硫化氢及其燃烧产物二氧化硫(SO2)都具有强烈的刺鼻气味，对眼粘膜和呼吸道有破坏作用。空气中硫化氢含量大于910mg/m3（约0.06％体积比）时人呼吸一小时就会严重中毒。当空气中含有0.05％（体积比）二氧化硫时，呼吸短时间就会有生命危险。硫化氢和二氧化碳还是一种腐蚀剂，尤其有水存在时更是如此。含有硫化物的天然气作为化工原料很容易使催化剂中毒，生产无法进行，生产的成品质量也不好。另一方面天然气中的硫化氢又是制造硫、硫酸、化肥的重要原料，不应让它混在天然气中白白浪费掉。因此，天然气进入输气干管之前必须净化。除去尘粒、凝析液、水及其它有害组分。16天然气的输送要求净化的指标和要求目前各国不同。北美地区输气管道网大致要求为：每标准立方米气体，含水量不超过95～125mg;硫化氢含量不超过2.3~5.8mg；有机硫含量不超过250mg；二氧化碳含量，视热值不同而要求，允许含量为2～5％。西欧地区，如西德和法国要求较严，硫化氢含量不得超过1.5～2mg/m3；含水量，西德要求低于80mg/m3，法国要求低于58mg/m3。我国要求有机硫总含量不超过200mg；硫化氢含量不得超过20mg/m3；二氧化碳含量不得超过3％；水露点在最高操作压力下应比最低输送环境温度低5℃。17天然气的输送要求上述要求都是对管道输气而言，从中可以看出：（1）对硫化氢的限制远比生活用气的卫生标准高得多，硫化氢含量大都在15～30mg/m3之间，我国生活用气卫生标准规定为20mg/m3以下。管道输气标准这样高，是为了保证管道、设备、和仪表不被腐蚀。（2）供长输的天然气，其脱水深度以确保在输送过程中水蒸气不致凝析和形成水合物为原则，所以天然气的露点应比管道输气的最低温度低5～10℃。18天然气输送简介天然气从气井开采出来后，经过矿场集输管道集中到净化厂处理后，由长输管道输送至城市管网，供给工业或民用的用户。由气井至用户，天然气都在密闭状态下输送，形成一个输气系统。19天然气输送简介输气管道的类型•矿场输气管道：输送距离短、管径小、未净化气；•干线输气管道：输送距离长、管径大、压力高、干气；•城市输配气管道：输送距离短、管径小、压力低、干气。20天然气输送简介输气管道是由输气站场、干线线路工程及其附属设施组成。根据用户情况和管线距离条件，输气管道设有压气站、分输站、计量站及清管站，通过分输站或计量站将天然气调压后输往城镇配气管网或直接输往用户。21天然气输送简介首站是输气干线的起点，它接受气田处理厂来的天然气，经过升压、计量后输往下一站。在气田开发初期，地层压力较高而输气量较小，当地层压力足以输气至下一站时，首站可暂不设压缩机组。输气过程中沿程压力不断下降，一定距离后需设中间压气站增压。末站为终点配气站，将天然气计量、调压后供给城市配气管网及大工业用户。为满足沿线地区用气，常在中间压气站或分输站引出支线分气，也可能接受其他气田的进气支线。22天然气输送简介由于天然气的消费量在一天、一个月或一年之内有很大的不均衡性，特别是城市居民用气量更是如此，而干线的输量却应维持在其设计输量范围附近才能安全、经济地运营。为了季节性调峰的需要，常在大城市附近设有储气库，夏季天然气供应过剩时，管道向储气库充气，冬季用气高峰时，再抽出补充供气。长距离输气干线连接由多个地下储气库及一系列输入、输出支线，形成统一的供气系统。23天然气输送简介国外天然气管道有近120年的发展历史，二十世纪七、八十年代是全球输气管道建设高峰期，世界上几条最著名的输气管道几乎都是这一时期建成的。北美、俄罗斯、欧洲天然气管道已形成地区性、全国性乃至跨国性大型供气系统，全球输气管道总长度超过140万公里，其中直径1米以上的管道超过12万公里。24天然气输送简介我国天然气管道基本现状1963年四川巴渝（重庆巴县石油气田巴9井重庆孙空湾）输气管道的建成，拉开了我国天然气管道工程发展的序幕。到20世纪80年代中期，我国输气管道主要分布在川渝地区。从上世纪末开始，我国输气管道建设进入快速发展阶段，近年已建成陕京输气管道（见图1-1.1）、涩北—西宁—兰州输气管道、西气东输输气管道、忠（县）—武（汉）输气管道、陕京二线输气管道等重要输气管道。同时我国先后在大庆油田和大港油田建成4座地下储气库，目前正在运行的有4座。其中，喇嘛甸北块地下储气库有效工作气量1.2×108m3，大港油田大张沱储气库和板876储气库的总有效工作气量为8.17×108m3，板中北高点储气库3.3×108m3。大港油田三座地下储气库是陕京管道的重要配套设施，为有效解决京津地区的冬季调峰创造了条件。2526陕京一线陕京一线起自陕西省靖边县长庆气田天然气净化厂首站，终于北京石景山区衙门口北京末站，途经陕西、山西、河北、北京3省一市22个县，全线穿越河流230处、铁路21处，大型公路131处，是国内第一条长距离、大口径和高度自动化的输气管道。陕京线各项工程采用了国际公认的先进标准。由管道设计院与国外公司合作设计。1996年3月开工，1997年9月10日建成，全长918.42km，管径660mm,设计压力6.4MPa，年输气能力不加压13.2×108m3。27陕京一线投产后二期加压站（榆林压气站）于1999年11月10日建成，年输气能力达到22×108m3。三期加压(黄河西及应县压气站)于2000年11月15日建成，四期加压(灵丘压气站)于200３年11月２5日建成，年输气能力达到33×108m3。为了适应调峰