Влагосодержание природного газа зависит от

2.2.7 Влагосодержание газа

Влагосодержание – это количество паров воды, растворенных в единице объема природного газа при заданных условиях. Содержание водяных паров в газе характери­зуется абсолютной и относительной влажностью. Под абсолютной влажностью газа W при заданных давлении и температуре понимается отношение массы водяных паров, содержащихся в газе, к объему, приведенному к стандартным условиям этого газа, из которого удалены пары воды. Абсолютная влажность измеряется в кг/1000 м 3 . Относительная влажность — это отношение фактического содержания паров воды в единице объема газа при заданных давлении и температуре к его влагоемкости, т.е. к количеству водяных паров в том же объеме и при тех же давлении и температуре, но при помощи насыщения газа парами воды. Относительная влажность измеряется в долях единицы или в процентах.

Влагосодержание газа зависит от состава газа, давления, температуры и физико-химических свойств конденсированной воды, с которой газ находится в термо­динамическом равновесии, оно определяется по формуле

где W_0,6 – влагосодержание газа с относительной плотностью =0,6 с пресной водой; С_с – поправка на соленость воды; С_р – поправка на отклонение плотности данного газа от величины =0,6.

Влагосодержание газа с относительной плотностью 0,6 и поправки на соленость воды и на плотность газа определяются графически из рисунка 2.16. При отрицательных температурах, что связано с условиями подготовки газов на промыслах и газопе­рерабатывающих заводах, необходимо учесть и температурную поправку С_t, исполь­зуя при этом графическую зависимость С_t от температуры Т для различных давлений, показанную на рисунке 2.17.

Величина W_0,6 может быть рассчитана по формуле, полученной путем аппрокси­мации графической зависимости, показанной на рисунке 2.16:

где А – влагосодержание идеального газа; В – коэффициент, зависящий от состава газа; Р – давление.

Значения коэффициентов А и В приведены в таблице 2.8. Эти же коэффициенты могут быть определены аналитическим путем.

Величину А можно определить по формуле:

(2.46)

где Р_вп – давление насыщенного пара воды над конденсированной фазой, которое может быть определено по данным, приведенным в таблицах 2.3 или 2.9 и из рисунка 2.3 для различных температур, или рассчитано приближенно при 203≤Т≤373 К по формуле:

Рисунок 2.16 – Зависимость влагосодержания природного газа W_0,6 с относительной плотностью =0,6 от давления и температуры.

Рисунок 2.17 – Зависимости поправочных коэффициентов на влажность газа от содержания солей (а), температуры (б) и относительной плотности (или молекулярной массыМ) (в).

Таблица 2.8 – Значения коэффициентов А и В в формуле (2.45).

Таблица 2.9 – Значения Р_вп от температуры.

Р_вп=ехр[–0,60212(0,01Т) 4 +1,475(0,01Т) 3 –2,97304(0,01Т) 2 +

и при 373≤Т≤623 К по формуле:

Р_вп=ехр[–0,0366(0,01Т) 4 +0,4375(0,01Т) 3 –2,2148(0,01Т) 2 +

Значение коэффициента В в формуле (2.45) приближенно может быть определено по формуле:

В=10 -3 ехр[0,0685(0,01Т) 4 –0,3798(0,01Т) 3 +1,06606(0,01Т) 2 –

Значение W_0,6 может быть вычислено по формуле, полученной путем обработки данных по А и В, приведенных в таблице 2.8:

W_0,6=0,4736ехр(0,0735T–0,00027T 2 )+0,0418ехр(0,054T–0,0002T 2 ) (2.50)

При проведении расчетов со значительным объемом вычислений целесо­образно поправки на соленость воды и на плотность с учетом влияния температуры производить аппроксимацией кривых, показанных на рисунке 2.17а, б в виде:

С_ρ=10 -7 Т 2 –1,1·10 -3 Т–0,079+0,73·10 -3 Т+0,156+0,927 (2.52)

где К – соленость воды, кг/м 3 ; Т – температура, 0 С; – относительная плотность газа.

Приведенные выше графические и расчетные методы определения влагосодержания газа не учитывают наличие кислых компонентов. Наличие в газе СО₂ и H₂S повышает, а N₂ снижает влагосодержание газов.

Если содержание сероводорода в природном газе превышает 20 об.%, то влагосодержание определяют по правилам аддитивности, учитывающей наличие в газе сероводорода:

где х, х_CO2, х_H2S – мольные доли углеводородных компонентов, двуокиси углерода и сероводорода в газе; W, W_CO2, W_H2S – содержание влаги в углеводородной части газа,двуокиси углерода и сероводорода.

Значения W, W_CO2, W_H2S определяются графически из рисунков 2.16, 2.18 и 2.19а.

Рисунок 2.18 – Зависимость влагосодержания углекислого газа W_СО2, от давления и температуры.

Рисунок 2.19а – Зависимость влагосодержания сероводорода W_H2S от давления и температуры.

Влагосодержание природного газа, находящегося в равновесии с растворами гликолей, может быть определено согласно [18].

Определение влагосодержания сероводородсодержащих газов

Для более точного определения влагосодержания сероводородсодержащего природного газа при содержании сероводорода до 50% мольных долей и давлении до Р=70 МПа и температуре 10≤Т≤175 0 С необходимо использовать следующий метод: Сначала определить влагосодержание несернистого газа (углеводородные компоненты газа) изрисунка 2.19б; Затем определить мольное содержание в процентах эквивалентной концентрации сероводорода Н₂Sв сернистом газе из равенства Н₂S_экв=Н₂S+0,7·СО₂, в %; Далее для заданной величины температуры Т и рассчитанному значению эквивалентной концентрации сероводорода в газе Н₂S_экв, используя кривые, показанные нарисунке 2.19б(см. последовательность нахождения относительного влагосодержания сероводородсодержащего газа к влагосодержанию несернистого газа) находят. Для этого необходимо для известной величины температуры горизонтальной линией пересечь кривую Н₂S_экв, а затем из точки пересечения провести вертикальную линию до пересечения с кривой давления, при котором требуется определить влагосодержание сернистого газа. Из точки пересечения вертикальной линии с кривой давления провести горизонтальную линию до оси ординат с относительным влагосодержанием сернистого газа. Ключ к получению ответа о влагосодержании сернистого газа показан нарисунке 2.19б. Из приведенных результатов видно, что с увеличением сероводорода в газе влагосодержание увеличивается.

Рисунок 2.19б  Номограмма для определения относительного влагосодержания сернистого газа.

Источник

Влажность природных газов.

Природный газ в пластовых условиях насыщен парами воды. Наличие влаги в газе весьма нежелательно, так как пары воды при движении газа могут конденсироваться, скапливаться в газопроводах и аппаратах, нарушая технологический режим эксплуатации.

Конденсационная вода способна при определенных давлениях и температурах образовывать твердые соединения с газом-гидраты, закупоривающие газопроводы и снижающие их пропускную способность.

характеризуется абсолютной и относительной влажностью.

Абсолютной влажностью W называется содержание водяных паров в единице объема газа, измеряется в г/ м 3 .

Относительной влажностью газа называется отношение количества паров воды, фактически находящихся атура, при которой газ становится насыщенным при данном давлении и количестве водяного пара, называется точкой росы газа.

Изменение влагосодержания природных газов при их движении по газопроводу зависит от характера изменения давления и температуры и начального влагосодержания.

Влагосодержание газа в состоянии полного его насыщения меняется по длине газопровода по кривой 1.

На начальном участке газопровода температура газа быстро падает (при значительной разности температуры газа и окружающего грунта), а давление снижается весьма медленно (скорость движения газа сравнительно невелика). Поэтому влагосодержание газа в состоянии полного его насыщения снижается. На конечном участке картина обратная.

Температура газа приближается к температуре окружающего грунта и изменяется по длине газопровода незначительно, а падение давления по длине резко возрастает (вследствие расширения газа скорость его движения в трубопроводе возрастает). В связи с этим влагосодержание газа, соответствующее состоянию насыщения при при температуре и давлении газа в газопроводе,увеличивается по длине газопровода.

Изменение влагосодержания газа по длине газопровода

При поступлении в газопровод газа с начальным влагосодержанием W ₁ =W _1нас. на начальном участке будет происходить конденсация паров воды, а влагосодержание газа будет изменяться по кривой ас.

W=Wнас.-Wmin.G ,гдеW-количество воды,конденсирующейся в газопроводе кг/сут. 1000

Wнас. — влагосодержание газа в состоянии насыщения при начальном давлении и температуре газа в газопроводе г/м 3 .

W-min.- минимальное влагосодержание газа в состоянии насыщения при движении его в точке с,г/м

G-обьемная пропускная способность газопровода, приведенная к 0 0 C B 760 мм.рт.ст. -м 3 /сут.

На конечном участке газопровода (после точки с) влагосодержание газа остается неизменным и равным Wmin.(линия се).

При этом относительная влажность газа (степень насыщенности его водяными парами) будет постепенно снижаться.

При поступлении в газопровод газа с влагосодержанием Wmin < Wh < W ₁ нас. На начальном участке влагосодержание газа остается постоянным, хотя степень насыщенности его водяными парами будет возрастать и достигнет полного насыщения (точка в). После этого в газопроводе начнется конденсация влаги (линия вс). На конечном участке влагосодержание будет оставаться неизменным (линия се).

Количество воды, которая сконденсируется в этом случае в газопроводе на участке вс, будет

W=(Wh-Wmin)G. При поступлении в газопровод газа с влагосодержанием

Таким образом во избежание конденсации водяных паров в газопроводе влагосодержание подаваемого в него газа не должна превышать Wmin т.е. должно быть W1 < Wmin.

Это условие является основным при проектировании установок осушки газа перед подачей его в газопровод.

Гидраты природных газов.

Гидраты — кристаллические вещества, образованные молекулами углеводородов и воды. Они имеют кристалическую структуру. Свойства гидратов газов позволяют рассматривать их как твердые растворы.

Возникновение гидрата обусловлено определенными давлением и температурой при насыщении газа парами воды.

Гидраты распадаются после того, как упругость паров воды будет ниже парциальной упругости паров исследуемого гидрата.

Гидраты природных газов внешне похожи на мокрый спресованный снег переходящий в лед.

Скапливаясь в газопроводах они могут вызвать частичную или полную их закупорку и тем самым нарушить нормальный режим работы магистрали.

Условия образования гидратов газа представлены равновесными кривыми гидратообразования в коордионатах температура-давление.

• Вы здесь:
• Главная
• Обучение
• Материалы для технической учебы
• Свойство природного газа, воздействие на человека. СИЗОД от удушья. Аварийный самоспасатель «S-Cap-Air производства MSA. Назначение, устройство, условия и порядок применения.

© 2023 Info KS — техническое обучение персонала на компрессорных станциях газотранспортных предприятий

Канал обучения по профессии Машинист ТК и Сменный инженер (инженер по ЭОГО) от А до Я

✅Всё о конструкции и работе оборудования КС с ГПА-Ц-16

✅Правильная эксплуатация и особенности

✅Внештатные ситуации и способы выхода из них

✅Возможность задавать вопросы

Источник