Файл: Нального образования Российский государственный.docx

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.

---

Содержание

Стр.

Введение…………………………………………………………………. 4

1. Промышленные и лабораторные методы определения влагосодержа- ния………………………………………………………...................... 9

1.1. Конденсационный метод………………………………………………. 9

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

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/м³, кг/1000 м³, г/кг, см3/м³). Чаще используется в качестве единицы измерения г/м³ или кг/1000 м³. 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. 
   
   а
   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.
   

---

где Аи В– коэффициенты, зависимые от температуры, определяются по таблице 1;

Р– давление, МПа; 0,1013 – нормальное атмосферное давление, МПа.





Рисунок 4  Номограмма для определения относительного влагосодержания сернистого газа


Присутствие в природном газе H₂Sи CO₂ 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
   

H₂

---

Sи CO₂ при заданных значениях температуры и давления.

2. 
   Используя понятие эквивалентно мольное процентное содержание H₂S
   

плюс 0,7 умножается на мольный процент CO₂ в исследуемом газе.

3. 
   На рисунке 4 слева внизу находится заданная температура, от которой направляются вправо до рассчитанного эквивалентного мольного про- центного содержания H₂S. 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 H₂S и CO₂ по- лучается умножением значения влагосодержания, определенного в пункте 1, на значение по шкале пропорций.
   

Пример: оценить влагосодержание высокосернистого газа W, содержащего

СН₄ = 30 % мол., H₂S= 10 % мол., CO₂ = 60 % мол. при 107 ^оС и 8, 36 МПа.

Решение:

1. 
   По рисунку 1 – влагосодержание газа при заданных условиях W₀ = 14,2 г/м³.
   
2. 
   Эквивалентное содержание H₂S_экв равно
   

H₂ S_экв 10%  0,7  60%  52%

3. 
   По диаграмме для t = 107 ^оС и Р = 8,36 МПа и эквивалентного содержания H₂S_экв значение коэффициента по шкале пропорций получается равным приблизительно 1,25.
   
4. 
   Влагосодержание высокосернистого газа равно
   

---

Содержание сероводорода и диоксид углерода в природном газе увеличивает абсолютное влагосодержание.

1.   1   2   3   4   5   6   7

---