Page 34 - 4157

p  , 4 937  , 0 464  , МПа
кр г
(1.27)
T  171 5 ,    97 , К .
кр г
2.6 Для газоконденсатної суміші з відносною густиною
0,56 <  < 1 за формулами [3]:
г

р  , 5 53 , 0 04    2 / 1 , МПа
кр г (1.28)
 
T  238  2 / 1  12 , К .
кр г
2.7 За наявності в складі природного газу сірководню
(менше 5 % об.) за формулами [5]:
р  , 5 195 , 1 087  , 0 0762 y  , МПа
кр г H S
2
(1.29)
2 / 1
T  113   , 1 97 y   125 , 64 , К ,
кр г H S
2
де y – об’ємний вміст H 2S у суміші газів, %.
H S
2

Визначення коефіцієнта стисливості газу
1. Визначення коефіцієнта стисливості газу за
графічними залежностями.
1.1 По графіку Брауна і Катца для природних газів, які
містять не більше 2 % молярних висококиплячих вуглеводнів
С 5Н 12+вищі , 2 % молярних ароматичних вуглеводнів і близько
5 % молярних кислих компонентів, залежно від
псевдозведених тиску і температури (рис. 1.2).
1.2 При вмісті в природному газі понад 98 % метану
коефіцієнт стисливості газу визначають за графічними
залежностями для чистого метану (рис. 1.6).
1.3 Коефіцієнт стисливості природних газів за тисків,
близьких до атмосферного тиску, знаходять за графіками,
наведеними на рис. 1.7.
34