Точка росы природного газа расчет

Влажность природного газа. Точка “росы” газа по влаге.

Количество влаги в МГП зависит от качества подготовки газа к транспорту.

В МГП транспортируемый газ может насыщаться влагой, оставшейся в ГП после гидравлических испытаний или ремонтных работ на ГП.

Количество водяных паров, содержащихся в природном газе, зависит от давления, температуры и состава газа; чем больше температура при постоянном давлении, тем большее количество воды в виде пара содержится в газе, а с увеличением давления при постоянной температуре количество воды в виде пара в газе — уменьшается.

Содержание влаги в газе характеризуется относительной и абсолютной влажностью.

Абсолютная влажность (влагосодержание) газа — количество водяного пара в единице массы, г/кг; или в единице объёма, г/м 3 .

Относительная влажность газа — отношение фактически содержащегося количества водяного пара к максимально возможному количеству пара, которое может находиться в газе при заданных давлении и температуре, измеряется в %.

Максимальное количество влаги, которое может находиться в паровой фазе определённого состава газа, соответствует равновесному влагосодержанию газа, которое характеризуется понятием точки росы данного газа по влаге; или другими словами, наибольшая температура, при которой газ насыщается водяными парами и образуются капли влаги называется — точкой росы данного газа по влаге при данном давлении.

Точкой росы по влаге является температура ( о С), выше которой при определённом давлении не происходит конденсация паров воды из газа.

Равновесное влагосодержание газа может определяться по уравнению Бюкачека:

где в — равновесное объёмное влагосодержание, г/м 3 ;

А – влагоёмкость идеального газа при Рат, г/м 3 ;

В — коэф., показывающий разницу влагосодержания реального и идеального газов, г/м 3 ;

11.Определение зоны образования гидратов в ГП.

Для образования гидратов необходимо наличие капельной воды и определённый термодинамический режим внутри ГП. Наличие воды в жидкой фазе хотя и является обязательным условием, но не достаточным для образования гидратов.

Условия гидратообразования можно рассчитать по следующим уравнениям:

1) при положительных температурах гидратообразования: t_г=18,47*lgP – B + 18,65

2) при отрицательных температурах: t_г=58,5*lgP + B₁ — 59,32;

где t_г-равновесная температура гидратообразований, о С; Р-равновесное давление гидратообразований (ГО), МПа; В, В ₁-эмпирические коэффициенты, значения которых зависят от приведенной плотности газа.

Равновесная температура — температура, ниже которой при определенном давлении образуются гидраты.

Для приближенных расчетов, условия образования гидратов, для газов с различной плотностью, могут определяться по графику. На графике слева от каждой линии находится зона существования гидратов, а справа — зона без гидратов.

График определения зоны возможного гидратообразования в МГП

Зону возможного гидратообразования в МГП определяют след. образом:

Для данного участка ГП строят кривые изменения давления (1), кривую изменения температуры (2), и используют формулы или график гидратообразования зависимости температуры от давления, наносят на этот график линию равновесной температуры гидратообразования (3) для данного участка ГП.

Кроме основных условий гидратообразования существуют и побочные: турбулентность движения газа; повороты Гп; сужения ГП и т.д.(т.е. те факторы, которые приводят к перемешиванию потока).

12. Методы предупреждения и борьбы с гидратообразованием.

Гидраты углеводородов газов являются неустойчивыми хим. соединениями углеводородов с водой, существующими при определенных давлениях и температурах, при отсутствии хотя бы одного из условий, гидраты самопроизвольно разрушаются.

Методы предупреждения образования гидратов:

1) Осушка газа на промыслах.

2) Поддержание температуры газа выше температуры гидратообразования, путём предварительного подогрева газа;

3) Снижение давления газа в ГП ниже равновесного давления образования гидратов.

4) Добавление ингибиторов в ГП гидратообразования (метиловый спирт, хлористый кальций). Введение в поток газа ингибиторы гидратообразования частично поглощают водяные паря и переводят их в раствор, не образующий гидратов или образующий его при более низких температурах.

Методы борьбы с гидратами:

1) Снижение давления газа в ГП ниже равновесного давления образования гидратов. Этот метод применяют в качестве аварийного, при закупорке ГП гидратной пробкой. Ликвидация гидратов путём снижения давления связана с выбросом газа в атмосферу или снижением пропускной способности ГП. При ликвидации гидратной пробки участок ГП отключают, освобождают от газа, перепуская его в соседний ГП, либо стравливают в атмосферу, давление снижают до тех пор, пока температура гидратообразования не станет ниже температуры газа, в результате чего гидратная пробка разрушится;

2) Наиболее широко, в качестве метода борьбы с гидратообразованием, применяют ввод в ГП ингибиторов, т.е. веществ, препятствующих гидратообразованию.

13.Определение количества метанола для предотвращения образования гидратов.

Точка росы газа t_тр; производительность ГП q; среднее давление в ГП Р_ср; минимальная температура в ГП t_мин; относительная плотность газа по воздуху D.

1) определение влагосодержания газа в₁ (г/м 3 ), поступающего в МГ при Р_ср и t_тр

2) определение в₂ (г/м 3 ), при Р_ср и t_мин.

3) определяем количества воды, выпавшей в ГП за сутки: q_в=(в₁-в₂)*q

4) определяем равновесную температуру гидратообразования (по Рср и D) t_г:

4.1) при положительных температурах гидратообразования: t_г=18,47*lgP – B + 18,65

4.2) при отрицательных температурах: t_г=58,5*lgP + B₁ — 59,32;

где t_г-равновесная температура гидратообразований, о С; Р-равновесное давление гидратообразований (ГО), МПа; В, В ₁-эмпирические коэффициенты, значения которых зависят от приведенной плотности газа.

5) определяем величину понижения равновесной температуры гидратообразования D t_г = t_г — t_мин;

Вводимый в МГ ингибитор гидратообразования (метанол) расходуется на насыщение газовой фазы и растворяется в водном растворе и углеводородном конденсате, образовавшихся в ГП при изменении термодинамических параметров. Отсюда необходимое количество ингибитора равно: Gм = Gв + Gг + Gк, где Gм – удельный расход закачиваемого в ГП метанола; Gв – удельное количество метанола насыщенного водного раствора; Gг – удельное количество метанола для насыщения газовой фазы; Gк – удельное количемство метанола для растворения в жидкой углеводородной фазе.

6) по графику определяем содержание метанола в воде для понижения температуры гидратообразования М_ж (D t_г);

7) определяем кол-во метанола для насыщения водного раствора:

Gв = [(в₁-в₂)*М_ж] /(М₁-М_ж), где М₁— массовая концентрация вводимого метанола, от 100 до 70%;

8) определяем кол-во метанола для насыщения газа G_г = 0,001·а·М_ж, где а – отношение содержания метанола в газе, необходимое для насыщения газа к концетрации метанола в жидкости.

9) Общий удельный расход метанола

G_м = Gв + Gг и суточный расход G_м сут = Gм*q.

Источник

8 Метод пересчета температуры точки росы природного газа с одного давления на другое

«ГОСТ 34807-2021. Межгосударственный стандарт. Газ природный. Методы расчета температуры точки росы по воде и массовой концентрации водяных паров» (введен в действие Приказом Росстандарта от 16.12.2021 N 1800-ст)

8 Метод пересчета температуры точки росы природного газа с одного давления на другое

8.1 При необходимости записи результата измерений ТТР_в при давлении, отличном от давления, при котором проводилось измерение, вычисляют значение ТТР_в при требуемом давлении путем промежуточного вычисления массовой концентрации водяных паров в ПГ.

8.2 На первом этапе на основе измеренного при рабочем давлении в точке отбора пробы значения ТТР_в вычисляют соответствующее значение массовой концентрации водяных паров в ПГ в соответствии с разделами 6 или 7, в зависимости от того, какой метод расчета выбран.

8.3 Далее, из полученного по 8.2 значения массовой концентрации водяных паров в ПГ вычисляют соответствующее значение ТТР_в при требуемом давлении в соответствии с разделами 6 или 7, в зависимости от того, какой метод расчета выбран.

8.4 Результаты пересчета ТТР_в с одного давления на другое приведены в приложении Е.

8.5 Метрологические характеристики (показатели точности) метода пересчета ТТР_в с одного давления на другое приведены в таблицах 7 и 8 (см. 9.3).

8.6 Оформление результатов пересчета ТТР_в с одного давления на другое — в соответствии с разделом 10.

Источник