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 D.
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 D) 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 D 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 (D 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