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
| 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
| 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
| 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