Влагосодержание природного газа формула

Методички к лабам по ТЭГС / Методичка — Определение влагосодержания природных газов

Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Российский государственный университет нефти и газа им. И.М.Губкина» А.Н. Тимашев, Т.А. Беркунова ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЛАГОСОДЕРЖАНИЯ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ Методические указания к выполнению лабораторных работ по дисциплинам «Технология эксплуатации газовых скважин» и «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» для студентов специальностей: РГ, РН, РБ, МБ, МО, ГР, ГИ, ГП, ГФ Под редакцией профессора А.И. Ермолаев а

Определение влагосодержания природных газов: Методические указания к проведению лабораторных работ / А.Н. Тимашев, Т.А. Беркунова М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2012. – . Представлены, и описаны промышленные, лабораторные и расчетные методы определения влагосодержания и точки росы природных газов. Изложена методика работы по определению влагосодержания в газоаналитической лаборатории кафед- ры. В основу описанных методик положен действующий ГОСТ 20060-83. Методические указания предназначены для студентов нефтегазовых ВУЗов специальностей: РГ, РН, РБ, МБ, МО, ГР, ГИ, ГП, ГФ. Издание подготовлено на кафедре разработки и эксплуатации газовых и газо- конденсатных месторождений. Печатается по решению учебно-методической комиссии факультета разработ- ки нефтяных и газовых месторождений. 2

Стр.
Введение…………………………………………………………………. 4
1. Промышленные и лабораторные методы определения влагосодержа-
ния………………………………………………………. 9
1.1. Конденсационный метод………………………………………………. 9
1.2. Электролитический метод……………………………………………… 10
1.3. Абсорбционный метод…………………………………………………. 13
1.4. Массовый метод………………………………………………………… 16
2. Контрольные вопросы………………………………………………….. 19
3. Литература………………………………………………………………. 20
4. Приложение……………………………………………………………. 21
4.1. Таблица 1………………………………………………………………. 21
4.2. Таблица 2……………………………………………………………….. 22
4.3. Таблица 3………………………………………………………………. 23

3
Введение Природный газ газовых и газоконденсатных месторождений при пластовой температуре и давлении, наличии пластовой и связанной воды полностью насыщен парами влаги. Извлечение газа из пласта в процессе эксплуатации месторождений приводит к снижению давления и температуры на всем пути движения газа. Изме- нение термодинамических свойств в процессе эксплуатации ведет к выпадению из природного газа капельной влаги. Капельная влага снижает пропускную способ- ность трубопроводов и промысловых сооружений, ведет к образованию гидратов, накоплению их и даже к полному перекрытию проходного сечения труб и арматуры, интенсифицирует процессы коррозии в присутствии агрессивных компонентов. 1. Влагосодержание W , или влажность газа – количество водяных паров, кото- рые находятся в единице объема или массы при данных давлении и температуре (г/м 3 , кг/1000 м 3 , г/кг, см3/м 3 ). Чаще используется в качестве единицы измерения г/м 3 или кг/1000 м 3 . При приведении объема газа к стандартным условиям (Т=293,15 К, P=0,1013 МПа) влагосодержание или влажность называют абсолютными W а . 2. Влагоемкость W макс – максимально возможное количество водяных паров, содержащихся в единице объема или массы газа при данных давлении и температу- ре. 3. Относительная влажность W — отношение влагосодержания или влажности газа к влагоемкости при одинаковых единицах измерения. Относительная влажность выражается в процентах или долях единицы и характеризует степень насыщения га- за водяным паром. 4. Точка росы t р – температура, при которой охлажденный газ при постоянном влагосодержании становится насыщенным водяными парами и из него начинается конденсация влаги (появляются капли воды. Абсолютная влажность W а 0,6 в г/м 3 для газа с относительной плотности 0,6 рас- считывается по формуле

Читайте также:  Где природный парк вепсский лес
W 0,6 А 0,1013 В , (1)

а Р

где А и В – коэффициенты, зависимые от температуры, определяются по таблице 1; Р – давление, МПа; 0,1013 – нормальное атмосферное давление, МПа. На рис. 1 дана графическая зависимость абсолютного влагосодержания W а 0,6 от давления и температуры. Поправки на относительную плотность газа К и соленость воды К 2 представлены на рис. 2 и рис. 3. Рисунок 1 – Зависимость влагосодержания природного газа W 0,6 сотносительной плотностью =0,6 от давления и температуры

Рисунок 4 Номограмма для определения относительного влагосодержания сернистого газа Присутствие в природном газе H 2 S и CO 2 увеличивает абсолютное влагосодер- жание. В зарубежной практике находит применение специально разработанный гра- фический метод оценки содержания паров воды в газе. Метод заключается в следующем. 1. По рисунку 1 определяется влагосодержание газа без учета содержания H 2 S и CO 2 при заданных значениях температуры и давления. 2. Используя понятие эквивалентно мольное процентное содержание H 2 S плюс 0,7 умножается на мольный процент CO 2 в исследуемом газе. 7

3. На рисунке 4 слева внизу находится заданная температура, от которой направляются вправо до рассчитанного эквивалентного мольного про- центного содержания H 2 S . При необходимости проводится интерполя- ция. 4. От полученной точки понимаются до верхнего графика к заданному зна- чению давления. 5. От точки давления направляются влево к шкале пропорций, определяет- ся значение. 6. Искомое значение влагосодержания с учетом присутствия H 2 S и CO 2 по- лучается умножением значения влагосодержания, определенного в пункте 1, на значение по шкале пропорций. Пример: оценить влагосодержание высокосернистого газа W, содержащего СН 4 = 30 % мол., H 2 S = 10 % мол., CO 2 = 60 % мол. при 107 о С и 8, 36 МПа. Решение: 1. По рисунку 1 – влагосодержание газа при заданных условиях W 0 = 14,2 г/м 3 . 2. Эквивалентное содержание H 2 S экв равно H 2 S экв 10% 0,7 60% 52% 3. По диаграмме для t = 107 о С и Р = 8,36 МПа и эквивалентного содержания H 2 S экв значение коэффициента по шкале пропорций получается равным приблизительно 1,25. 4. Влагосодержание высокосернистого газа равно W W 0 1,25 14,2 1,25 17,75 г / м 3 Таблица 1 и рис. 1 дают значение абсолютной влажности для газа с относи- тельной плотностью 0,6, находящегося в контакте с пресной водой. Поправка на плотность К 1 и соленость воды К 2 представлены на графиках рис. 2 и 3. Расчет абсолютного влагосодержания W а проводится по формуле

Читайте также:  Добыча лития вред природе
W W 0,6 К К 2 (2)
а а 1

Содержание сероводорода и диоксид углерода в природном газе увеличивает абсолютное влагосодержание. 1. Промышленные и лабораторные методы определения влагосодержания На определение влагосодержания природных газов распространяется ГОСТ 20060-83, в соответствии с которым установлено три метода определения количест- ва водяных и точки росы влаги: конденсационный; электролитический; абсорбционный. В практике проведения лабораторных работ используется также массовый ме- тод определения влагосодержания природных газов. 1.1.Конденсационный метод Метод заключается в измерении температурного равновесия между образова- нием и испарением росы на поверхности металлического зеркала, на которую на- правляется анализируемый газ. Зеркало охлаждается хладоагентом. Метод применя- ется для определения точки росы влаги в газах, не содержащих капельной жидкости и точка росы углеводородов которых не превышают точки росы влаги более чем на 5 0 С. Кроме этого, метод не может быть использован для природных газов, осушен- ных метанолом или другими водорастворимыми спиртами. Пробы анализируемого газа отбирают путем присоединения прибора к источнику анализируемого газа. При отборе проб газа для предотвращения конденсации паров температура в пробоот- борной линии должна быть не менее чем на 3 0 С выше предполагаемой точки росы газа. В качестве приборов для определения точки росы конденсационным методом используют гигрометры, например 8Ш 31, прибор типа ТТР, систему «Роса-1» и др. Для проведения замеров гигрометром в измерительную камеру гигрометра на- правляют поток испытуемого газа со скоростью 1-3 л/мин, измеренной при атмо- сферном давлении при полностью открытом впускном вентиле гигрометра. При по-

мощи хладоагента (двуокись, углерода, азот, пропан-бутановая смесь) снижают температуру металлического зеркала со скоростью не выше 2 0 С/мин. По мере при- ближения к предполагаемой температуре точки росы, скорость охлаждения снижа- ют до 0,5 0 С/мин. Наблюдая за поверхностью зеркала, определяют температуру на- чала конденсации паров воды визуально по его помутнению. Затем отключают ох- лаждение и при нагреве зеркала в момент его прояснения определяют температуру испарения росы. Измерения температур начала конденсации и испарения росы по- вторяют не менее 3-х раз, при этом также определяют давление в измерительной камере гигрометра. На основании этих замеров рассчитывают средние значения температур конденсации и испарения по формулам

Читайте также:  Где обитает песец природная зона природная
t к , ср t к 1 t к 2 t к 3 (3)
3
t и , ср t и 1 t и 2 t и 3 (4)
3

Если расхождение полученных значений не превышает 3 0 С, вычисляют точку росы влаги:

t р t к , ср t и , ср (5)
3
В формулах (1-3) t к 1 , t к 3 , t к 2 — температура конденсации в каждом опыте, 0 С; t ,
и 1
t , t — температура испарения в каждом опыте, 0 С; t к , ср и t — соответственно
и 2 и 3 и , ср
средние температуры конденсации и испарения, 0 С; t р температура точки росы
влаги, 0 С.

Зная точку росы влаги можно по формуле (1) рассчитать значение абсолютной влажности W а 0,6 . 1.2. Электролитический метод Метод основан на извлечении водяных паров из потока анализируемого газа адсорбентом – гидротированной пятиокисью фосфора, одновременном электроли- тическом разложении извлеченной влаги и измерении величины тока электролиза. Иногда этот метод называют кулонометрическим. При электролитическом разложе-

Источник

Оцените статью