واژه‌های کلیدی: شبیه سازی، دینامیک، خطوط لوله، مصرف گاز، افت فشار فهرست مطالبفهرست اشکالحفهرست جداولذعلایم اختصاریر فصل اول: اهميت گاز طبيعي؛ خطوط لوله انتقال گاز و شبيه سازي11-1 مقدمه11-2 جایگاه ایران در منابع گازی جهان21-3 گاز طبيعي اوليه و تركيبات آن31-4 رفتار فازي گاز طبيعي51-5 سیستم خطوط لوله انتقال گاز طبیعی61-5-1 نقاط دریافت گاز61-5-2 لوله‌ها61-5-3 ایستگاه‌های ارسال و دریافت پیگ81-5-4 شیرهای LBV91-5-5 ایستگاه‌های تقویت فشار91-5-5-1 انواع کمپرسورهای ایستگاه تقویت فشار101-5-5-2 منحنی مشخصه کمپرسور111-5-6 نقاط برداشت گاز (ایستگاه‌های تقلیل فشار)131-5-7 ایستگاه‌های اندازه‌گیری131-6 مطالعه جریان سیال خط لوله و ابزار شبیه‌سازی141-7 شبیه‌سازی پايا و دینامیک151-8 هیدرات‌های گازی و شبیه‌سازی16فصل دوم: مروری بر تحقیقات گذشته172-1 مقدمه172-2 سیستم خط لوله کمکی برای افزایش ظرفیت انتقال گاز طبیعی172-3 شبيه‌سازي پايا و ديناميكي خطوط لوله و تجهيزات ايستگاه تقويت فشار192-4 شبیه‌سازی و بهینه سازی خطوط لوله انتقال گاز202-5 شبيه‌سازي حالت پاياي خطوط لوله انتقال گاز212-6 شبيه‌سازي ديناميكي خطوط لوله انتقال گاز212-7 رفتار دینامیکی جریان گاز طبیعی فشار بالا در خطوط لوله222-8 شبیه‌سازی و تخمین حالت جریان گذرا در شبکه‌های خط لوله با استفاده از مدل تابع انتقال232-9 پیش‌بینی مصرف گاز طبیعی25فصل سوم: معادلات جریان و افت فشار273-1 مقدمه273-2 معادلاتماكروسكوپيك حاکمبرجریانگذرایگازدرلوله273-2-1 موازنه جرم283-2-2 موازنه مومنتوم283-2-3 موازنه انرژی293-3 معادلاتطراحیخطوطلوله303-3-1 معادله عمومی‌جریان گاز313-3-2 فشار متوسط گاز در لوله323-3-3 سرعت سایشی323-3-4 ضخامت لوله و حداکثر فشار مجاز بهره برداری333-4 افتفشاراصطکاکیدرتجهیزات35فصل چهارم : شبیه‌سازی ديناميكي خطوط لوله انتقال گاز364-1 مقدمه: هدفازشبیه‌سازی364-2 معرفيسيستمخطوطلولهانتقالگازاستاناردبیل374-2-1 ایستگاه تقویت فشار اردبیل394-2-2 اطلاعات خطوط لوله انتقال اردبیل394-3 ابزارشبیه‌سازیچندفازیOLGA404-3-1 اساس مدل OLGA404-3-2 کاربردها414-3-3 بخش‌های مختلف نرم‌افزار شبیه‌ساز جریان424-4 محیطشبیه‌سازیOLGAوابزارهایآن434-4-1 کتابخانه434-4-2 تعریفمورد444-4-3 آپشن‌هایشبیه‌سازی454-4-4 اجزاءشبكه464-4-5 شرایطمرزی514-4-6 شرایطاولیه534-5 محاسباتحرارتی:534-6 نرم‌افزارتولیدکنندهویژگیهایترموفیزیکیسیال554-6-1 آنالیز گاز طبیعی خطوط لوله گاز اردبیل574-7 کمپرسوردرنرم‌افزار58فصل پنجم: بحث بر روی نتایج به دست آمده از شبیه‌سازی دینامیکی625-1 مقدمه625-2 شرایطعملیاتی - مقایسهواعتبارسنجینتایج635-3 شرایطحادبرودتیومصرفگازطبیعی685-3-1 مقدمه685-3-2 اصل کسری درجه روز695-3-3 بررسی ارتباط کسری درجه روز با مصرف گاز طبیعی705-3-4 پیش‌بینی مصرف گاز765-4 شرایطحاد برودتیوشبیه‌سازیدینامیکی785-5 آنالیزرفتاریخطوطلولهانتقالگازدرشرایطعملیاتیوشرایطبرودتی815-5-1 بررسی متغیرها حول کمپرسور825-5-2 بررسی خط لوله 30 اینچ اردبیل835-5-3 بررسی خط لوله 16 اینچ پارس‌آباد865-5-4 بررسی خط لوله 8 اینچ خلخال885-5-5 بررسی خط لوله 8 اینچ مشکین‌شهر915-5-6 بررسی خط لوله 30 اینچ نیروگاه- 16 اینچ مشکین‌شهر935-5-7 بررسی خط لوله 20 اینچ خلخال955-6 شناسایینقطهضعفسیستمخطوطلولهموردمطالعه985-6-1 راهکاری برای نقطه ضعف سیستم خط لوله98فصل ششم: جمع بندی و نتیجه گیری1036-1 نقاطقوتتحقیق1036-2 نتيجهگيري1046-3 پیشنهادات107مراجع:108 فهرست اشکالشکل 1-1 دیاگرام فشار-دمای گاز طبیعی5شکل 1-2 شماتیک تولید، فرآوری، انتقال و تحویل گاز طبیعی7شکل 1-3 نمونه احداث خط لوله انتقال گاز و دفن لوله‌ها8شکل 1-4 یک نمونه منحنی مشخصه کمپرسور گریز از مرکز11شکل 1-5 کاربردهای شبیه‌سازی جریان15شکل 2-1 خط لوله کمکی17شکل 2-2 خط لوله کمکی شبیه‌سازی شده در محیط HYSYS19شکل 2-3 شبیه‌سازی ايستگاه تقويت فشار منطقه چهار انتقال گاز در محيط نرم‌افزار ASPEN PLUS20شکل 2-4 توزیع فشار پایین دست شیر رگولاتور فشار و بالادست شیر انسداد توربینی به عنوان تابعی از زمان 23شکل 3-1 سیال تک‌فاز تراکم پذیر در حال عبور از یک لوله27شکل 3-2 جریان پایا در خط لوله31شکل4-1 نقشه کلی خطوط لوله گاز استان اردبیل38شکل 4-2 طرح کلی نرم‌افزار OLGA42شکل 4-3 تغییرات طول-ارتفاع-ضخامت خط لوله اصلی 30 اینچ اردبیل با ضخامتهای 469/0 و 375/0 اینچ47شکل 4-4 تغییرات طول-ارتفاع-ضخامت خط لوله10 اینچ خلخال-کلور با ضخامتهای 279/0 و 219/0 اینچ47شکل 4-5 تغییرات طول- ارتفاع و ضخامت خط لوله اردبیل-نیروگاه گازی سبلان47شکل 4-6 مدل شبیه‌سازی سیستم خطوط لوله استان اردبیل در محیط نرم‌افزار OLGA50شکل 4-7 انتقال حرارت هدایتی از لایه‌های دیواره لوله54شکل 4-8 تعریف عمق خاک برای لوله‌های مدفون در خاك55شکل 4-9 نرم‌افزار PVTsim و ترکیب گاز طبیعی وارد شده در نرم‌افزار با انتخاب معادله حالت PR56شکل 4-10 دیاگرام فازی گاز طبیعی خط لوله اردبیل (نرم‌افزار PVTsim)58شکل 4-11 منحنی عملکرد کمپرسور ایستگاه تقویت فشار اردبیل61شکل 5-1 منحنی‌های شبیه‌سازی فشار بر حسب زمان در ترمینال‌های انتهایی انشعابات در شرایط عملیاتی67شکل5-2 منحنی مقایسه ای جمع ماهانه کسری درجه روز و مصارف ماهانه شهر اردبیل71شکل 5-3 مصرف روزانه گاز طبیعی شهر اردبیل در برابر مقادیر « کسری درجه روز»71شکل5-4 منحنی مقایسه ای جمع ماهانه کسری درجه روزانه و مصارف ماهانه شهر پارس‌آباد72شکل 5-5 دبی مصرف روزانه گاز طبیعی شهر پارس‌آباد در برابر مقادیر کسری درجه روز72شکل5-6 منحنی مقایسه ای جمع ماهانه کسری درجه روزانه و مصارف ماهانه شهر گرمی72شکل 5-7 دبی مصرف روزانه گاز طبیعی شهر گرمی‌در برابر مقادیر کسری درجه روز73شکل5-8 منحنی مقایسه ای جمع ماهانه کسری درجه روز و مصارف ماهانه شهر بیله‌سوار73شکل 5-9 دبی مصرف روزانه گاز طبیعی شهر بیله‌سوار در برابر مقادیر کسری درجه روز73شکل5-10 منحنی مقایسه ای جمع ماهانه کسری درجه روز و مصارف ماهانه شهر مشگین74شکل 5-11 دبی مصرف گاز طبیعی شهر مشگین در برابر کسری درجه روز74شکل5-12 منحنی مقایسه ای جمع ماهانه کسری درجه روز و مصارف ماهانه شهر سرعین74شکل 5-13 دبی مصرف روزانه گاز طبیعی شهر سرعین در برابر مقادیر کسری درجه روز75شکل5-14 منحنی مقایسه ای جمع ماهانه کسری درجه روز و مصارف ماهانه شهر خلخال75شکل 5-15 دبی مصرف ماهانه گاز طبیعی شهر خلخال در برابر مقادیر کسری درجه روز75شکل 5-16 منحنی‌های شبیه‌سازی فشار بر حسب زمان در ترمینال‌های انتهایی انشعابات در شرایط حاد برودتی80شکل 5-17 شماتیک کلی سیستم خطوط لوله اردبیل براي بررسي نتايج81شکل5-18 پروفایل فشار خط لوله 30 اینچ اصلی83شکل 5-19 پروفایل دبی حجمی گاز در خط لوله 30 اینچ اصلی84شکل 5-20 پروفایل سرعت گاز در خط لوله 30 اینچ اصلی85شکل 5-21 پروفایل دمای گاز در خط لوله 30 اینچ اصلی85شکل 5-22 پروفایل فشار خط لوله 16 اینچ86شکل 5-23 پروفایل دبی حجمی گاز در خط لوله 16 اینچ87شکل 5-24 پروفایل سرعت گاز در خط لوله 16 اینچ87شکل 5-25 پروفایل دمای گاز در خط لوله 16 اینچ88شکل 5-26 پروفایل فشار خط لوله 8 اینچ خلخال88شکل 5-27 پروفایل دبی حجمی گاز در خط لوله 8 اینچ خلخال89شکل 5-28 پروفایل سرعت گاز در خط لوله 8 اینچ خلخال90شکل 5-29 پروفایل دمای گاز در خط لوله 8 اینچ خلخال90شکل 5-30 پروفایل فشار گاز در خط لوله 8 اینچ مشکین‌شهر91شکل 5-31 پروفایل دبی حجمی گاز در خط لوله 8 اینچ مشکین‌شهر91شکل 5-32 پروفایل سرعت گاز در خط لوله 8 اینچ مشکین‌شهر92شکل5-33 پروفایل دمای گاز در خط لوله 8 اینچ مشکین‌شهر92شکل 5-34 پروفایل فشار گاز در خط لوله 30 اینچ نیروگاه-16 اینچ مشکین‌شهر93شکل 5-35 پروفایل دبی حجمی گاز در خط لوله 30 اینچ نیروگاه- 16 اینچ مشکین‌شهر94شکل 5-36 پروفایل سرعت گاز در خط لوله 30 اینچ نیروگاه - 16 اینچ مشکین‌شهر94شکل 5-37 پروفایل دمای گاز در خط لوله 30 اینچ نیروگاه - 16 اینچ مشکین‌شهر95شکل 5-38 پروفایل فشار گاز در خط لوله 20 اینچ خلخال96شکل 5-39 پروفایل دبی حجمی گاز در خط لوله 20 اینچ خلخال96شکل 5-40 پروفایل سرعت گاز در خط لوله 20 اینچ خلخال97شکل 5-41 پروفایل دمای گاز در خط لوله 20 اینچ خلخال97شكل 5-42 محل اتصال خط 16 اينچ پارس‌آباد به نيروگاه گازي سبلان (خط لوپ 10 اينچ10008)99شکل 5-43 پروفایل فشار گاز در خط لوله 16 اینچ پارس‌آباد در شرايط حاد برودتي و باز كردن مسير گاز از خط 10 اينچ نيروگاه به كيلومتر 25 خط لوله پارس‌آباد99شکل 5-44 منحنی‌های شبیه‌سازی فشار بر حسب زمان در ترمینال‌های انتهایی انشعابات (CGSها) در شرایط حاد برودتی همراه با خط لوپ نيروگاه به خط پارس‌آباد101 فهرست جداولجدول1-1 ذخایر تثبیت شده گاز طبیعی در جهان2جدول 1-2 تولید گاز طبیعی در جهان2جدول 1-3 مصرف گاز طبیعی در جهان3جدول 1-4 نمونه ای از ترکیب گاز طبیعی خام4جدول1-5 خطوط لوله انتقال گاز طبیعی بهره‌برداری شده14جدول 3-1 جنس لوله و تنش تسلیم34جدول 3-2 فاکتور طراحی لوله های فولادی34جدول 3-3 شرح انواع Class Location34جدول 4-1 مشخصات حرارتی دیواره‌ها و پوشش‌ها43جدول 4-2 نمونه ضخامت دیواره‌ها44جدول 4-3 تعریف مورد در نرم‌افزار OLGA44جدول 4-4 آپشن‌های شبیه‌سازی OLGA46جدول 4-5 نمونه مشخصات خطوط لوله48جدول 4-6 نمونه ای از شیرهای تعبیه شده در شبیه‌سازی48جدول 4-7 مشخصات ورودی سیستم51جدول 4-8 مشخصات خروجی سیستم51جدول 4-9 شرایط مرزی خروجی انشعابات سیستم خط لوله (ورودی ایستگاه‌های تقلیل فشار)52جدول 4-10 مشخصات گاز موجود در خطوط لوله57جدول 4-11 درصد ترکیبات گاز طبیعی (در نرم‌افزار PVTsim)57جدول 5-1 مقايسه مقادیر فشارهای واقعی با مقادیر حاصل از شبیه‌سازی64جدول 5-2 مقايسه دماهای واقعی با مقادیر حاصل از شبیه‌سازی65جدول 5-3 مقایسه مقادیر واقعی با مقادیر حاصل از شبیه‌سازی حول ایستگاه تقویت فشار66جدول 5-4 مجموع ماهانه متوسط کسری درجه روز مربوط به سال 1389 و 139070جدول 5-5 مصارف ماهانه متوسط سالهای 1389 و 1390 شهرهای اردبیل 70جدول 5-6 رابطه دمای هوا و دبی روزانه گاز مصرفی76جدول 5-7 پیش‌بینی حجم گاز مصرفی در دمای 20- درجه سلسیوس77جدول 5-8 پیش‌بینی حجم گاز مصرفی در 20- درجه سلسیوس در شهرهای دارای دو ایستگاه77جدول 5-9 دبی عبوری از ایستگاه‌ها در شرایط دمای 20- درجه سانتیگراد78جدول 5-10 مقایسه متغیرها حول کمپرسور در دو وضعیت شبیه‌سازی82جدول 5-11 مقايسه نتايج به دست آمده براي دو شبيه‌سازي حاد برودتي102 علایم اختصاریb, acثوابت معادله حالت پینگ رابینسون ضريبي در تعريف معادله پينگ رابينسون؛ تابعي از دماي كاهيده و ضريب بيمركزيظرفیت حرارتی ویژه در حجم ثابتdقطر داخلی لولهDقطر خارجی لولهDDکسری درجه روزافت فشارزبری دیواره داخلی لولهEضریب اتصال درز لولهضریب اصطکاک دارسي ويسباخfTضریب دماFضریب طراحیGوزن مخصوص گاز (air = 1)H1ارتفاع بالادست خط لولهH2ارتفاع پایین دست خط لولهضریب هدایت حرارتی وفاکتورهاي ثابت در تعيين ضرايب اصطكاك خمهاطول لوله گازطول لوله معادلMجرمدبی حجمی جرمی جریان جرمی کاهیده ورودی كمپرسور MAOPحداکثر فشار مجاز بهره‌برداریP1فشار ورودیp2فشار خروجیPbفشار استانداردفشار بحرانیفشار ورودی نرمال شدهحرارت ورودی از محیط به سیالدبی حجمی حجمینسبت تراکمثابت گازهاعدد رینولدزشعاع خم لولهجرم حجمیSپارامتر تنظیم ارتفاع (بدون بعد)Sحداقل تنش تسلیم مخصوص جنس لولهبعد زمانضخامت دیواره لولهدماTbدمای استانداردTbbدمای پایه در تعریف کسری درجه روز، 65 درجه فارنهایت یا 18 درجه سلسیوسTfدمای متوسط جریان گاز دمای نرمال شده (بدون واحد)دمای بحرانیدمای کاهیدهزاویه خم لولهزاويه بين امتداد لوله و سطح افقسرعت جریان گازVحجم اشغال شده توسط گازسرعت چرخشی ()سرعت چرخشی کاهیده ()كار محوري انجام شده روي سيال گازضريب بيمركزيبعد مکانجزئی از طول خط لوله اصلی، لوپ شدهبا یک خط لوله موازیZضریب تراکم‌پذیری فصل اول: اهميت گاز طبيعي؛ خطوط لوله انتقال گاز و شبيه سازي 1-1 مقدمهگاز طبیعی به عنوان سوخت شهری و صنعتی و ماده خام در کارخانجات مورد استفاده قرار می‌گیرد. از موارد استفاده گاز طبیعی به عنوان سوخت شهری می‌توان به گرمایش خانگی، آبگرمکن‌ها، اجاق گازها اشاره کرد. به عنوان یک سوخت صنعتی در کارخانجات سیمان، آجر سفال، شیشه‌سازی، دیگهای بخار صنعتی و کارخانجات صنایع غذایی استفاده می‌شود. همچنین به عنوان ماده خام صنایع پتروشیمی برای تولید هیدروژن و آمونیاک استفاده می‌شود.از دیدگاه زیست محیطی، گاز طبیعی یک سوخت پاک تلقی می‌شود زیرا در مقایسه با سایر سوخت‌های فسیلی دارای امتیازات زیست محیطی مهمی است. دلیل برتری گاز طبیعی نسبت به نفت خام یا ذغال‌سنگ این است که آلودگی‌های دی‌اکسید‌گوگرد، دی‌اکسید نیتروژن و دی‌اکسید‌‌کربن آن، بسیار کم است. این موضوع به کاهش مشکلات ناشی از باران‌های اسیدی، تخریب لایه ازن یا مشکلات ناشی از گازهای گلخانه‌ای کمک می‌کند[1]. پر‌اهمیت‌ترین راه انتقال گاز طبیعی از مبادی تولید تا نقاط مصرف، خطوط لوله انتقال گاز می‌باشد. شبيه‌سازي جريان گاز درون خط لوله براي بررسي وضعيت و كارآيي خطوط لوله در شرايط مختلف كاربرد دارد.در این فصل ضمن اشاره به جایگاه ایران در منابع گازی جهان، مفاهیم اساسی گاز طبیعی، شامل رفتار فازی، ترکیب گاز طبیعی، سیستم خطوط لوله و تجهیزات مورد استفاده در خطوط لوله و ایستگاه‌های تقویت فشار مورد بحث قرار گرفته است. همچنين اهميت و كاربردهاي شبيه‌سازي جريان گاز درون خطوط لوله بيان شده‌است.1-2 جایگاه ایران در منابع گازی جهانذخاير گاز نیز مانند ذخاير نفت به سه دسته ذخاير تثبيت شده، ذخاير احتمالي و ذخاير ممكن تقسيم مي‌شوند. طبق جدول (1-1) براساس جدیدترین گزارش‌ها تا پايان سال 2010، ميزان ذخاير گاز جهان در حدود 1/187 تريليون متر‌مكعب برآورد شده است كه كشور روسيه با 8/44 تريليون متر‌مكعب و با سهم 9/23 درصد داراي بيشترين منابع گازي جهان و پس از آن، ايران با 6/29 تريليون متر‌مكعب و با سهم 8/15 درصد، دومين منبع گازي جهان و كشور قطر با 3/25 تریلیون مترمکعب و با سهم 5/13 درصد از کل ذخایر جهان، سومین منبع گازی جهان مي‌باشند[2].جدول1-1 ذخایر تثبیت‌شده گاز طبیعی در جهان[2]ذخایر تثبیتشدهانتهای سال 1990انتهای سال 2000انتهای سال 2009انتهای سال 2010تریلیون مترمکعبتریلیون مترمکعبتریلیون مترمکعبتریلیون مترمکعبسهم از کل جهانروسیه-42/344/444/823/9%ایران172629/629/615/8%قطر4/614/425/325/313/5%ترکمنستان-2/6884/3%کل جهان125/7154/3186/6187/1100% میزان تولید گاز طبیعی (استخراج و پالایش) برای چهار کشور دارای رتبه، مطابق جدول (1-2) نشان داده شده است. ایران پس از آمریکا و روسیه در رتبه سوم جهان قرار دارد[2].جدول 1-2 تولید گاز طبیعی در جهان[2]تولیدسال 2000سال 2005سال 2009سال 2010میلیارد مترمکعبمیلیارد مترمکعبمیلیارد مترمکعبمیلیارد مترمکعبسهم از کل جهانآمریکا543/2511/1582/861119/3%روسیه528/5580/1527/7588/918/4%ایران60/2103/5131/2138/54/3%قطر23/745/889/3116/73/6%کل جهان2413/427782975/93193/3100% کشورهای داراي بيشترين مصرف گاز طبیعی در جهان مطابق جدول (1-3) آورده شده است. در پایان سال 2010، ایران پس از آمریکا و روسیه با مصرف 9/136 میلیارد مترمکعب سومین مصرف کننده بزرگ گاز طبیعی در جهان است.جدول 1-3 مصرف گاز طبیعی در جهان[2]تولیدسال 2000سال 2005سال 2009سال 2010میلیارد مترمکعبمیلیارد مترمکعبمیلیارد مترمکعبمیلیارد مترمکعبسهم از کل جهانآمریکا660/7623/3646/7683/421/7%روسیه354400/3389/6414/113/0%ایران62/9105131/4136/94/3%چین24/546/889/51093/4%کل جهان2411/72781/82950/23169100% اندکی صادرات به ترکیه (در سال 2010 معادل 7/7 میلیارد مترمکعب) در مقابل واردات از ترکمنستان (در سال 2010 معادل 5/6 میلیارد مترمکعب) نیز برای ایران به ثبت رسیده است[2]. مقایسه بین تولید و مصرف گاز طبیعی در ایران نشان می‌دهد با وجود اینکه ایران دومین کشور دارنده ذخایر گازی جهان است؛ اما در مجموع با صادرات بسیار کم در مقابل مصارف بسیار زیاد، کشوری مصرف کننده محسوب می‌شود. 1-3 گاز طبيعي اوليه و تركيبات آنگاز طبيعي در مخازن سنگي موجود در قشر زمين، تحت فشار به هر دو صورت همراه با نفت خام یا غیر‌همراه با نفت خام بصورت حل‌شده در هيدروكربن‌هاي سنگين‌تر يا به تنهايي موجود است. گاز طبيعي از منشأ مشابه با نفت خام توليد شده و از تخريب مواد آلي تجمع يافته در طي ميليون‌ها سال گذشته، تشكيل يافته است. دو مكانيسم عمده باكتريايي و حرارتي، عامل اين تخريب مي‌باشد[3].گاز طبيعي بصورت اولیه عمدتاً از هيدروكربن‌های پارافینی سبک همراه با گازهايي مانند دي اكسيد‌كربن، نيتروژن و سولفيد‌هيدروژن تشكيل شده است. بخش عمده گاز طبیعی را متان تشكيل می‌دهد و هيدروكربن‌هاي ديگر به ترتيب عبارت از اتان، پروپان، بوتان، پنتان و هيدروكربن‌هاي سنگين‌تر می‌باشد[3].جدول (1-4) تركيب نمونه گاز طبيعي قبل از پالايش را نشان می‌دهد. گاز طبيعي مي‌تواند دربرگيرنده سهم كوچكي از هيدروكربن‌هاي C5+باشد. هنگام جداسازي در پالایشگاه، اين برش، يك بنزين سبك است. در گاز طبیعی خام، آلاینده‌های اسيدي مانند مركاپتان‌ها (R-SH)، كربنيل‌سولفيد (COS) و دي‌سولفيد‌كربن(CS2) ممكن است در مقادير جزئی موجود باشند. همچنين جيوه مي‌تواند به هر دو صورت فلزي در فاز بخار و يا بصورت يك تركيب فلزي _ آلي در فاز مايع موجود باشد. غلظت جيوه بسيار پايين است اما جيوه حتي در غلظت‌هاي بسيار پايين، با توجه به سمي بودن و خواص خورندگي آن (واكنش با آلياژهاي آلومينيوم) می‌تواند مضر باشد[3].جدول 1-4 نمونه ای از ترکیب گاز طبیعی خام[3]نام مادهفرمولدرصد حجمیمتانCH4> 85اتانC2H63-8پروپانC3H81-2بوتانC4H10<1پنتانC5H12<1دی‌اکسید کربنCO21-2سولفید هیدروژنH2S<1نیتروژنN21-5هلیمHe<0/5 گاز طبیعی استخراج شده از ميادين گازي كه همواره با رطوبت و هيدروكربن‌هاي ديگر همراه است؛ اصطلاحاً «گاز طبيعي مرطوب»[1] ناميده مي‌شود. گاز طبيعي پس از كاهش رطوبت در فرآيند نم‌زدايي در پالايشگاه، «گاز طبيعي خشك»[2] ناميده مي‌شود. اين گاز از طريق لوله قابل انتقال است[3].