Содержания водяных паров в природных газах

      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 приводят к снижению давления и температуры на всем пути движения газа: 

1. в призабойной зоне, 
2. по стволу скважины, 
3. промысловым газопроводам, 
4. регулирующей и запорной арматуре и др. 

Снижение температуры вызывает понижение содержания паров влаги в природном газе, а понижение давления - увеличение паров влаги. 

Изменение термодинамических свойств в процессе эксплуатации ведет к выпадению из природного газа капельной влаги. Капельная влага снижает пропускную способность трубопроводов и промысловых сооружений, ведет к образованию гидратов, накоплению их и даже полному  перекрытию  проходного  сечения  труб  и  арматуры, интенсифицирует процессы коррозии в присутствии агрессивных компонентов.

Количественное содержание паров влаги в природном газе характеризуется следующими параметрами.

1. Впагосодсржанием (W), или влажностью газа - количество водяных паров, которые находятся в единице объема или массы при данных давления и температуре (г / м³, кг /1000 м³, г/кг, см³ м³). Чаще используется в качестве единицы измерения г/м³ или кг/ 000 м³. При приведении объема газа к стандартным условиям (Т = 293^О К, Р = 0,1013 МПа) влагосодержание или влажность называются абсолютными (Wa).

2. Влагоемкостью (Wмакс.) - максимально возможное количество водяных паров, содержащихся в единицы объема или массы газа при данных давлении и температуре.

3. Относительной влажностью (W^о) - отношение влагосодержания или влажности газа к влагоемкости при одинаковых единицах измерения. Относительная влажность выражается в процентах или долях единицы и характеризует степень насыщения газа водяным паром.

4. Точкой росы (tр) - температура, при которой охлажденный газ при постоянном влагосодержании  становится насыщенным водяными парами и из него начинается конденсация влаги.

В практике определения влагосодержания природных газов используются следующие методы:  конденсационный,  электролитический,  абсорбционный,  массовый.

 

КОНДЕНСАЦИОННЫЙ МЕТОД 

Определение содержания водяных паров в природных газах проводится в соответствии с ГОСТ 20060-83. 

• Метод заключается в измерении температурного  равновесия  между  образованием  и испарением росы на поверхности металлического зеркала, на которую направляется анализируемый газ. Зеркало охлаждается хладоагентом. 
• Метод применяется для определения точки росы влаги в газах, не содержащих капельной жидкости и точка росы углеводородов которых не превышает точки росы влаги - более чем на 5°С. Кроме этого, метод не может быть использован для природных газов, осушенных  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 пробоотборной линии должна быть не менее чем на 3^ОС выше предполагаемой точки росы газа.

В   качестве  приборов  для  определения точки росы конденсационным методом используют гигрометр 8Ш 31, прибор ТТР, систему «Роса -1» и др.

Для проведения замеров, например, гигрометром 8Ш 31 в измерительную камеру гигрометра направляют поток испытуемого газа со скоростью 1-3 л/мин, измеренный при атмосферном давлении при полностью открытом впускном вентиле гигрометра. При помощи хладоагента (двуокись углерода, азот, пропан-бутановая смесь) снижают температуру металлического зеркала со скоростью не выше 2°С/мин. По мере приближения к предполагаемой температуре точки росы, скорость охлаждения снижают до 0,5^О С/мин. Наблюдая за поверхностью зеркала, определяют температуру начала конденсации паров воды визуально по его помутнению. Затем отключают охлаждение и при нагреве зеркала в момент его прояснения определяют температуру испарения росы. Измерения температур начала конденсации и испарения росы повторяют 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:

 

tк.ср = (tк₁ + tк₂ + tк₃ ) / 3,    (4.6)

 

tи.ср = (tи₁ + tи₂ + tи₃ ) / 3.    (4.7)

 

Если расхождение полученных значений не превышает 3°С, вычисляют точку росы влаги:

 

tр = (tк ср + tи ср ) / 2.                       (4.8.)

 

Абсолютная влажность (Wa), г/см³, рассчитывается по формуле:

 

                                                            W ^0,6 = 101,325 А / Р + В,                        (4.9)

 

 где: А - коэффициент зависимости содержания влаги от давления водяного пара при измеренной температуре точки росы влаги, определяется по таблице 4.2;

       В - коэффициент зависимости содержания паров воды от температуры точки росы влаги и состава газа, определяется по таблице 4.1, промежуточные значения коэффициентов находят интерполяцией;

       Р - давление в измерительной камере, кПа;

      101, 325 - нормальное атмосферное давление, кПа.

 

Таблица 4.2

Значения коэффициентов А и В для природных газов относительной плотности 0.6

 

Температура точки росы, °С	А	В	Температура точки росы, °С	А	В
-40	0,1451	0,00347	2	5,400	0,04640
-38	0,1780	0,00402	4	6,225	0,05150
-36	0,2189	0,00465	6	7,150	0,05710
-34	0,2670	0,00538	8	8,200	0,06300
-32	0,3235	0,00623	10	9,390	0,06960
-30	0,3910	0,00710	12	10,720	0,07670
-28	0,4715	0,00806	14	12,390	0,08550
-26	0,5660	0,00921	16	13,940	0,09300
-24	0,6775	0,01043	18	15,750	0,10200
-22	0,8090	0,01168	20	17,870	0,11200
-20	0,9606	0,01340	22	20,150	0,12270
-18	1,1440	0,01510	24	22,800	0,13430
-16	1,3500	0,01705	26	25,500	0,14630
-14	1,5900	0,01927	28	28,700	0,15950
-12	1,8680	0,02155	30	32,300	0,17400
-10	2,1880	0,022900	32	36,100	0,18950
-8	2,5500	0,02710	34	40,500	0,20700
-6	2,9900	0,03035	36	45,200	0,22400
-4	3,4800	0,03380	38	50,800	0,24250
-2	4,0300	0,03770	40	56,250	0,26300
0	4,6700	0,04180

 

ЭЛЕКТРОЛИТИЧЕСКИЙ МЕТОД

      

Метод  основан  на  извлечении  водяных  паров  из  потока анализируемого газа адсорбентом - гидратированной пятиокисью фосфора, одновременном электролитическом разложении извлеченной влаги и измерения величины тока электролиза. Иногда этот метод называют кулонометрическим. При электролитическим разложении одного моля воды в соответствии с законом Фарадея необходимо 193000 кулонов электричества.

             Метод так же, как и конденсационный, не применяется для определения влажности природного газа, поступающего с установок, на которых в качестве абсорбента используется метанол или другие водорастворимые спирты.

Электролитический метод рекомендуется для измерения влажности природных газов, содержание влаги в которых не более 0,2 % (об.) и содержание метанола в парах воды не превышает 10 %.

            Определение содержания водяных паров производится с помощью электролитического  анализатора,  работающего  под  давлением, оснащенного регулятором расхода газа с диапазоном до 100 см³/мин., расходомером и фильтром для задержания пыли.

           Испытуемый газ высокого давления от места отбора проб к анализатору подводят трубкой из нержавеющей стали. На линии отбора устанавливают обводную (байпасную) линию с патроном для осушителя (рис. 4.3). Патрон заполняется адсорбентом (молекулярным ситом), предварительно высушенным.

 

Проведение испытания

 

1. Пробоотборную  линию  продувают  испытуемым  газом, пропущенным через патрон с адсорбентом по байпасной линии при скорости потока 50 см³/мин, до установления постоянного значения показаний анализатора.  Скорость потока газа контролируют по пленочному расходомеру.

2. Перекрывают байпасную линию (с осушенным газом) и в анализатор подают по пробоотборной линии испытуемый газ, расход которого должен быть в пределах от 20 до 100 см³/мин (контролируется по пленочному расходомеру).

3. Измеряют температуру испытуемого газа на выходе анализатора и температуру и давление в месте отбора газа. 4. По шкале прибора в единицах ее измеряют содержание водяных паров.

5. Не  выключая анализатора,  переключают  поток  газа  на байпасную  линию  с  осушителем и продувают  анализатор  до установления постоянного значения показаний прибора.

 

 Рис. 4.3. Схема подключения кулонометрического влагомера типа КИВГИ:

 

1 - источник анализируемого газа; 2, 3, 4 - игольчатые вентили; 5 -вентили на контейнере; 6 - контейнер с молекулярными ситами; 7 -редуктор РВД; 8 - редуктор РСД; 9 - постоянный газовый дроссель для сброса газа в атмосферу; 10 - фильтр очистки газа; 11 - постоянный ограничительный дроссель; 12 - рабочая ячейка; 13 - контрольная ячейка; 14 - ротаметр; 15 - заглушка на задней стенке прибора; 16 -расходомер пленочный.

 

Обработка результатов

 

1. Содержание водяных паров в газе (W) определяют по показаниям анализатора.

2. Температуру точки росы влаги определяют по таблице.

        На электролитическом принципе работают влагомеры типа КИВГИ и «Байкал». В ряде случаев приборы отградуированы в единицах объемной влажности, что означает, что на 10⁶ молекул анализируемой влагонасыщенной газовой смеси приходится одна молекула паров воды. Одна Ippm равна 0,0001 % по объему или соответствует влажности 0,748 х 10 ^-3 г/м³ при Т = 293⁰ К  и  Р=0,1013 мПа. Определив по показаниям приборов влажность в единицах Ippm, рассчитывают абсолютную влажность в г/м³ умножая показания на 0,748 х 10 ^-3.

 

АБСОРБЦИОННЫЙ МЕТОД

 

Этот метод базируется на абсорбции водяных паров безводным диэтиленгликолем (ДЭГом). Количество абсорбированной ДЭГом влаги определяется  методом титрования или методом газовой хроматографии.  В качестве титрованного раствора применяют раствор Карла Фишера. Метод рекомендуется для природных газов с абсолютной влажностью не более 0,1 г/м³ и содержании сернистых соединений при титровании раствором Карла Фишера не более 0,03 г/м³.

 

4.3.4. МАССОВЫЙ МЕТОД

 

Определение содержания паров воды в газе по этому методу производится пропусканием определенного объема газа с определенной скоростью   (расходом)   через   слой   твердого   сорбента   с последовательным определением массы сорбента до и после опыта. Влагосодержание  рассчитывается как  отношение  разности  масс сорбента после опыта и до опыта к объему пропущенного через сорбент газа, приведенному к стандартным условиям.

           Массовый метод не даст точных результатов в случае, если в газе присутствуют сероводород, диоксид углерода и другие компоненты, способные сорбироваться твердым поглотителем.

           В  газоаналитической  лаборатории   массовый  метод используется для определения абсолютной влажности сетевого газа с предварительным насыщением его влагой в барботажном сосуде, так как сетевой газ практически не содержит влаги и компонентов, которые могли бы сорбироваться вместе с ней. Массовый метод не включен в действующий ГОСТ 20060-83.

     Для определения испытания собирается установка, показанная на рис. 4.4. Она состоит из барботажного сосуда (1), заполненного водой, двух U-образных стеклянных трубок (2), заполненных обезвоженным хлористым кальцием, первая из них является рабочей, вторая - контрольной; газового счетчика ГСБ-400 для определения расхода газа.

 

Рис. 4.4 1. - рабочая трубка; 2. - контрольная трубка; 3. - газовые часы; 4. -трехходовой кран

          Контрольная трубка служит для проверки полноты поглощения влаги в рабочей трубке. Если после опыта в контрольной трубке обнаружится привес, то это означает или повышение рекомендованной величины расхода газа и проскок влаги в контрольную трубку или некачественную подготовку адсорбента до опыта. Рекомендуется сорбент регенерировать, то есть осушать до опыта в течение 6 часов при температуре 200⁰С в сушильном шкафу. Контролировать давление газа в процессе опыта нет необходимости, так как избыточное давление в газовой сети мало (примерно 1/10 от атмосферного).

 

Проведение испытания

 

1. Взвешивают на аналитических весах рабочую и контрольную трубки, предварительно отметив их знаками Р и К. Трубки должны быть заполнены осушенным хлористым кальцием белого или сероватого цвета. Точность измерения + 0,0002 г.

2. Собирают схему согласно рис. 4.4 и проверяют герметичность соединений.

3. Записывают показания счетчика ГСБ-400; открывают кран газовой сети, включают секундомер и проверяют расход газа, который должен быть не более 10 л/ч. Для этого рассчитывают цену деления счетчика и определяют по секундомеру время, за которое стрелка счетчика пройдет 5 делений. Умножив число делений на цену деления и, поделив произведение на время, определим расход газа. Всего за время опыта через трубки должно пройти от 10 до 100 л газа. В целях сокращения времени опыта обычно пропускают до 10 литров. Во время опыта конец резинового шланга, идущего от счетчика, должен быть выведен через окно за пределы помещения.

4. Закрывают кран газовой сети, снимают с него резиновый шланг и продувают через него воздух в количестве 0,5 - 1 л для освобождения системы от газа. По разности показаний счетчика определяют объем газа и записывают его в таблицу.

5. Разбирают схему и взвешивают трубки на весах с точностью + 0,002 г. Результат опыта считают успешным, если вес контрольной трубки не изменился.

6. Записывают результаты опыта в нижеследующую таблицу:

 

Масса трубок до опыта, г		Масса трубок после опыта, г		Объем газа, м3	Абсолютное влагосодержание
рабочая, Gр1	контрольная Gk1	рабочая, Gр2	контрольная Gk2		(Gр2 - Gр1 )/V, г/м 3