10. 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: tг=18,47*lgP – B + 18,65
2) при отрицательных температурах: tг=58,5*lgP + B1 — 59,32;
где tг-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 tтр ; производительность ГП q; среднее давление в ГП Рср; минимальная температура в ГП tмин ; относительная плотность газа по воздуху .
1) определение влагосодержания газа в1 (г/м 3 ), поступающего в МГ при Рср и tтр
2) определение в2 (г/м 3 ), при Рср и tмин.
3) определяем количества воды, выпавшей в ГП за сутки: qв=(в1-в2)*q
4) определяем равновесную температуру гидратообразования (по Рср и ) tг:
4.1) при положительных температурах гидратообразования: tг=18,47*lgP – B + 18,65
4.2) при отрицательных температурах: tг=58,5*lgP + B1 — 59,32;
где tг-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 tг = tг — tмин ;
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 Мж ( tг);
7) определяем кол-во метанола для насыщения водного раствора:
Gв = [(в1-в2)*Мж] /(М1-Мж) , где М1— массовая концентрация вводимого метанола, от 100 до 70%;
8) определяем кол-во метанола для насыщения газа Gг = 0,001·а·Мж, где а – отношение содержания метанола в газе, необходимое для насыщения газа к концетрации метанола в жидкости.
9) Общий удельный расход метанола
Gм = Gв + Gг и суточный расход Gм сут = Gм*q.
Источник
Определение влажности газа
В газоаналитической практике содержание влаги в газах определяется обычно поглощением их свежепрокаленным хлористым кальцием (СаС12), помещенным в U-образные трубки. Вместо СаС12 можно применять также перхлорат магния.
Определение содержания паров воды сводится к следующему. Исследуемый газ пропускают со скоростью примерно 150 мл/мин (9 л/ч) через U-образные трубки 2 и 3 (рис. 4), в которых находится свежепрокаленный СаС12, после чего трубки взвешивают на аналитических весах. Скорость газа регулируют краном 4 и контролируют газовыми часами 1. Пропускание газа ведут около часа, затем осушительные трубки продувают сухим воздухом в количестве 200. 300 мл для удаления оставшегося газа в коммуникациях и вновь взвешивают их на аналитических весах.
Рис.4. Схема прибора для определения паров воды в газе: 1 — газовые часы; 2, 3 — U-образные трубки; 4 — кран.
Вторая трубка является контрольной. Увеличение массы этой трубки указывает на то, что осушитель первой трубки необходимо сменить.
Содержание водяных паров в газе, г/м3, подсчитывают по формуле
g = (т2 — т1 )1000k / V,
где т1 , т2 — масса трубок соответственно до и после опыта, г; к — коэффициент приведения газа к нормальным условиям; V— объем пропущенного газа, л.
Определение содержания серы в газе
Сера в газе содержится в виде сероводорода, сернистого газа и органических сернистых соединений (меркаптанов, сульфидов и т.д.).
Содержание сероводорода в газе может быть определено путем обработки газа раствором едкого кали с последующим разложением соляной кислотой образовавшейся сернистой соли и титрованием выделившегося при этом сероводорода раствором йода.
Общее содержание серы в газе определяется ламповым способом в приборе, изображенном на рис.5. Исследуемый газ из газометра подается на сжигание в горелку 4 с ламповым стеклом 3, в которую через склянку 6 с раствором КМп04 (для окисления органических примесей) и склянку 5 с ватой (для улавливания брызг) поступает необходимое количество воздуха. Продукты горения газа, в том числе и сернистый газ, образовавшийся от сгорания серы, направляются в абсорберы 1 и 2. Абсорберы заполнены на одну треть объема стеклянными бусами, кроме того, в них залито по 20 мл раствора 0,3%-ного углекислого натрия и добавлено по 20 мл дистиллированной воды.
Абсорбер 2 служит для улавливания сернистого газа, а абсорбер 1 — для холостого титрования.
Рис. 5. Схема прибора для определения общего содержания серы в газе: 1,2 — абсорберы; 3 — ламповое стекло; 4 — горелка; 5, 6 — склянки
Горелку ставят к насосу под ламповое стекло так, чтобы верхняя ее часть находилась не выше 8 мм над нижним краем стекла.
Содержимое абсорберов собирают в колбы, абсорберы хорошо промывают дистиллированной водой, которую сливают затем в эти же колбы. Растворы, собранные в колбы, титруют раствором соляной кислоты в присутствии метилоранжа. Содержание серы в газе, г/м3, подсчитывают по формуле
Х = (а2 – а1 )0,0008·100·1000 / Vcт,
где а1 — количество раствора соляной кислоты из абсорбера 1, пошедшего на титрование холостого опыта, мл; а2 — количество раствора соляной кислоты из абсорбера 2, пошедшего на титрование поглотительного раствора, мл; 0,0008 — количество серы, соответствующее 1 мл раствора, г; Vст— объем пропущенного газа при давлении 760 мм рт. ст. и температуре 20 °С.
Источник