Попутные нефтяные газы, как и природный газ, состоят из метана и его гомологов. Однако в нефтяных газах содержится меньше метана и значительно больше этана, пропана, бутана и пентана. Поэтому теп­лота сгорания углеводородной массы нефтяных газов значительно вы­ше, чем природных газов.

Содержание азота в нефтяных газах значительно колеблется. По­мимо азота, в них содержится обычно небольшое количество двуокиси углерода, а в нефтяном газе, добываемом в месторождениях с сернистой нефтью, присутствует также сероводород.

Состав нефтяных газов некоторых месторождений СССР приведен в табл.136.

До настоящего времени не весь нефтяной газ полностью исполь­зуется, и часть его сжигают в факелах. При этом теряется ценное топ­ливо и загрязняется воздушный бассейн.

В «Основных направлениях развития народного хозяйства на 1976— 1980 годы» предусмотрено значительно сократить потери нефтяного га­за и обеспечить в 1980 г. использование его в количестве 43— 45 млрд. м3 [9].

В соответствии с этим объем нефтяного газа превысит 10% объе­ма добываемого в стране естественного газа, а с учетом более высокой теплоты сгорания доля нефтяного газа по теплу составит около 15%.

Содержащиеся в нефтяном газе углеводороды от С2Нв до С5Н12 являются ценным сырьем для химической промышленности.

Неоднородность углеводородного состава нефтяных газов и различ­ное содержание азота обусловливают значительное различие в их теп­лоте сгорания. Но, поскольку с увеличением теплоты сгорания соответ-

285

Таблица 137

Теплотехнические характеристики некоторых (попутиых) нефтяных газов

Месторождение

А:

Ственно возрастает и объем продуктов сгорания, энтальпия 1 м3 про­дуктов сгорания нефтяных газов, их жаропроизводительность и величи­на RO2 max меняются в весьма малой степени. Данные о составе неко­торых нефтяных газов и их теплотехнических характеристиках, приве­денные в табл. 136 и 137, иллюстрируют указанное положение.

Так, теплота сгорания газа Туймазинского месторождения (Баш­кирская АССР) колеблется от 11 200 до 14 200 ккал/м3, т. е. в пределах 27% по отношению к наименьшей теплоте сгорания газа, а жаропроиз­водительность туймазинского газа колеблется от 2010 до 2050 °С, т. е. в пределах 2% по отношению к наименьшей жаропроизводительности газа. Энтальпия, т. е. теплота сгорания, отнесенная кім3 сухих продук­тов горения (в стехиометрическом объеме воздуха) Р, колеблется от 970 до 1000 ккал/м8, т. е. в пределах 3%, или в 9 раз меньше, чем коле­бания теплоты сгорания QH.

Теплота сгорания мухановского газа (Куйбышевско-Бугурусланский нефтяной район) колеблется от 13240 до 14 650 ккал/м3, т. е. в пределах 10% по отношению к наименьшей теплоте сгорания газа. Теплота сго­рания, отнесенная к 1 м3 сухих продуктов горения, колеблется от 995 до 1000 ккал/м3, т. е. в пределах 0,5% или в 20 раз меньше, чем коле­бания теплоты сгорания газа QB. Теплота сгорания попутного газа Шу- гуровского месторождения, содержащего 46% N2, на 46% ниже тепло­ты сгорания газа Ромашкинского месторождения, однако энтальпия 1 м3 сухих продуктов сгорания Шугуровского газа ниже только на 4%, а жаропроизводительность на 5%.

В соответствии с этим подсчеты располагаемого тепла и потерь тепла с уходящими газами и вследствие неполноты сгорания можно выполнять на основе рассмотренных обобщенных характеристик про­дуктов сгорания.

В табл. 138 приведены состав продуктов полного сгорания нефте­промысловых газов, содержащих около 13% ЯОгтах при различных коэффициентах избытка воздуха а и разбавления продуктов сгора­ния h, а также калориметрические температуры горения tкал [179].

Подсчеты располагаемого тепла продуктов сгорания нефтяного га­за и потери тепла. Располагаемое тепло продуктов сгорания и потери тепла с уходящими газами можно подсчитать по формулам (XXIII.1) и (XXIII.2), значения величины Z приведены в табл. 139; потери тепла вследствие химической неполноты горения нефтяного газа можно под­считать по формуле

_ 4осо + зон2 + юосн4 0/ ,xxtv -.

Q*—— со2+со + сн4— /о’ (xx1v.1)

Аналогичной формуле (XXIII.5) для подсчета потерь тепла вследствие неполноты горения природного газа, но с несколько иными коэффици­ентами.

Помимо формулы (XXIV.1), справедливой только для попутного нефтяного газа, можно пользоваться другими, более общими формула­ми, а именно: формулой, пригодной для всех углеводородных газов, кроме ацетилена:

<73=(3CO-^2,5H2 + 8,5CH4)/i % или универсальной формулой

<7з=(3020с0 + 2580Н2 + 8550СН4) h: Р %.

Коэффициент использования нефтяного газа подсчитывают по фор­муле

К. и.т. = 100—(<7а + <7з) %•

287

Подсчет 1. Состав продуктов сгорания нефтяного газа, %: 10,4 С02; 4,0 02; 0,4 СО; 0,2 Н2; 85,0 ,N2. Температура уходящих газов 420 °С, воздуха 20 °С. Определить </2, <7з и к. и.т.

1. Потери тепла с уходящими газами по формуле <72=0,01

При содержании їв продуктах сгорания 10,8 углеродсодержаших газов и температу­ре 400° С величина Z для нефтяных газов по табл. 139 равна 4,78. Следовательно, <72 = 0,01 • (420—20) -4,78= 19,1 %.

2. Потери тепла вследствие химической неполноты гореиия по формуле (XXIV. 1) для попутного. нефтяного газа

40 0,4 + 30-0,2

10,4 + 0,4 =2.°%-

3. Коэффициент использования нефтяного газа в установке равен к. и.т. = 100 — (19,1 + 2,0) = 78,9%.

I