Технология подготовки газовой продукции - файл n1.docx

Технология подготовки газовой продукции
Скачать все файлы (26437.6 kb.)

Доступные файлы (1):
n1.docx26438kb.04.02.2014 03:36скачать

n1.docx

  1   2   3   4   5   6
Лекция 1

Состав, классификация и свойства природных газов.

Требования по качеству подготовленных природных газов.
1 Состав и классификация природных газов

Природные газы – ‘это газовая смесь, добываемая из газовых, нефтяных и газоконденсатных месторождений, состоящая из углеводородов гомологического ряда метана с общей формулой СnН2n+2, а также; неуглеводородных компонентов: азота (N2), углекислого газа (СО2), сероводорода (H2S), ряда инертных газов (гелий, аргон, криптон, ксенон), ртути. Число углеродных атомов в молекуле углеводородов n изменяется от единицы до 18 и более.

Хроматографический компонентный состав природного газа (газовой смеси) и определение любых его физико-химических свойств в газовой отрасли проводят при:

- нормальных условиях – давление - 0,1013 МПа и температура - 273 К (760 мм рт. ст. и 0° С);

- стандартных условиях - давление - 0,1013 МПа и температура - 293 К (760 мм рт. ст. и 20° С).

Следует обратить особое внимание на то, что такие параметры газовой смеси как плотность газа, его вязкость, относительная плотность по воздуху задаются при нормальных условиях – для проведения технических либо технологических расчетов или при стандартных условиях – для проведения коммерческих расчетов в газовой отрасли.

В составе природного газа метан (СН4), этан (С2Н6) и этилен (С2Н4) при нормальных условиях (р = 0,1 МПа и t = 273 К) являются реальными газами. Пропан (С3Н8), пропилен (С3Н6), изобутан (i =С4Н10), нормальный бутан (n =С4Н10), бутилены (С4Н8) при атмосферных условиях находятся в парообразном (газообразном) состоянии, при повышенных давлениях – в жидком состоянии. Они входят в состав жидких (сжижаемых, сжиженных) углеводородных газов.

Углеводороды, начиная с изо-пентана (i = C5H12) и более тяжелые (17?n>5), при атмосферных условиях находятся в жидком состоянии. Они входят в состав бензиновой фракции. Углеводороды, в молекулу которых входит 18 и более атомов углерода (от С18Н38), расположенных в одну цепочку, при атмосферных условиях находятся в твердом состоянии.

Итак, составы сухого газа, сжиженных газов и газового бензина:

сухой газ – метан, этилен, этан;

сжиженный газ – пропан, пропилен, изобутан, нормальный бутан, бутилены;

бензин – изо-пентан, нормальный пентан, амилены, гексан.
Природные газы подразделяют на три группы:

1 группа: природные газы газовых месторождений, в состав которых в основном входит метан с объемной долей компонента до 99,5% (таблица 1.1)

2 группа: природные газы газоконденсатных месторождений, представляющие собой газоконденсатную смесь широкой фракции, состоящую из бензина, лигроина, керосина, а иногда и солярового масла. Объёмная доля метана в такой газовой смеси также достигает 93 % (таблица 1.2)

3 группа: попутные нефтяные газы нефтяных и газонефтяных месторождений, состоящие из смеси газа с газовым бензином и пропан-бутановой фракцией. Объёмная доля метана в таких природных газа достигает лишь 30-70% (таблица 1.3).

Таблица 1.1 – Компонентный состав газа газовых месторождений Украины


Месторождение

Компонентный состав природного газа месторождения (объемный), %

СН4

С2Н6

С3Н8

С4Н10

С5Н12

С6Н14+

высшие

N2

СО2

Н2S

2

Свидницкое

99,037

0,194

0,074

0,032

0,012

0,001

0,456

0,185

-

0,009

Любешивское

98,229

0,113

0,023

0,009

0,004

-

1,485

0,055

-

0,019

Рубановское

99,033

0,098

0,011

0,005

-

-

0,601

0,242

-

0,010

Бильче-Волицкое

99,138

0,179

0,054

0,035

0,011

-

0,450

0,08

-

0,053

Локачивское

93,494

1,96

0,510

0,139

0,013

0,07

3,780

-

0,014

0,02


Таблица 1.2 – Компонентный состав газа газоконденсатных месторождений Украины

Месторождение

Компонентный состав природного газа месторождения (объемный), %

СН4

С2Н6

С3Н8

С4Н10

С5Н12

С6Н14+

высшие

N2

СО2

Н2S

2

Пасичнянское

90,205

3,211

4,164

0,717

0,398

0,537

0,452

0,304

-

0,012

Степовое

89,253

5,274

1,739

0,571

0,133

0,040

1,755

1,224

-

0,011

Юльевское

89,104

5,592

1,837

0,625

0,202

0,163

1,830

0,640

-

0,007

Шебелинское

92,822

4,015

0,861

0,278

0,104

0,180

1,529

0,139

-

0,072


Таблица 1.3 – Компонентный состав попутного газа газонефтяных месторождений Украины

Месторождение

Компонентный состав природного газа месторождения (объемный), %

СН4

С2Н6

С3Н8

С4Н10

С5Н12

С6Н14+

высшие

N2

СО2

Н2S

Не

остаток

Яблуновкое

79,616

6,663

3,098

1,646

0,904

0,933

2,936

4,089

-

0,015

0,1

Веснянское

64,658

13,489

8,619

4,99

2,161

0,473

4,467

1,143

-

-

-

Дружелюбовское

43,135

4,302

6,741

6,469

4,17

11,405

0,972

0,138

-

0,021

22,647


* - содержание О2 зависит от качества отбора пробы газа

2 Параметры физико-химических свойств природных газов

Газовые смеси (как и смеси жидкостей и паров) характеризуются массовыми или молярными концентрациями компонентов. Объемный состав газовой смеси примерно совпадает с молярным, так как объемы 1 кмоля идеальных газов при одинаковых физических условиях, по закону Авогадро, имеют одно и то же численное значение, в частности при 0°С и 760 мм рт. ст. 22,41 м3.

К основным физико-химическим свойствам природных газов относят следующие параметры.
1 Молекулярная масса

Молекулярной массой природного газа есть сумма молекулярных масс компонентов, входящих в его состав.

При известном мольном или объемном составе природного газа в процентах (см. табл. 1.1 – 1.3) средняя молекулярная масса г.ср.) определяется по формуле

, (1.1)

где y1, y2 ,..., yn – мольные или объемные концентрации компонентов, %;

Мr1, Мr2, ..., Мrn – их соответствующие молекулярные массы, кг/моль.

При известном массовом составе природного газа в процентах средняя молекулярная масса г.ср.) определяется по формуле

, (1.2)

где g1, g2,..., gn – массовые концентрации компонентов, %

При выраженном в долях единиц молекулярном составе средняя молекулярная масса природного газа определяется по формуле

, (1.3)

где a1, а2,..., аn – молекулярный состав в долях единиц;

m1, m2,..., mn – массы компонентов.
2 Плотность газа (кг/м3) – масса единицы объема, равная отношению молекулярной массы газа к молярному объему, и при нормальных условиях определяется по формуле

?0 = Мг.ср./22,41 (1.4)

где 0 – плотность при нормальных условиях, кг/м3.

Для характеристики газа применяют его относительную плотность по воздуху, которая при нормальных условиях составит:

= ?0 /?вн= ?0 /1,293 (1.5)

а при стандартных физических условиях:

с = ?/?вс = ?0 /1,205, (1.6)

где  – плотность газа при стандартных условиях, кг/м3.

В формулах (1.5) и (1.6) ?вн=1,293 и ?вс=1,205 – плотность воздуха при 0°С и 20°С, соответственно (по ГОСТ 22667-82).

Перерасчет плотности газа с нормальных условий к условиям эксплуатации в процессе сбора, подготовки и транспортировки продукта проводят с учетом влияния параметров условий эксплуатации (давления, температуры, коэффициента сжимаемости) по формуле.

(1.7)

где Р0, Т0, Z0 – значения давления (0,1013 МПа), температуры (273 К) и коэффициента сжимаемости, отвечающие нормальным условиям;

Ру.э., Ту.э., Zу.э. значения давления (МПа), температуры (К) и коэффициента сжимаемости, отвечающие условиям эксплуатации.

Очевидно, что формулу (1.7) можно использовать для пересчета плотности газа с одних параметров условий эксплуатации на другие.

3 Давление – предел отношения нормальной составляющей силы (N) к площади (S), на которую эта сила воздействует:



Очевидно, что при равномерном распределении сил:

(1.8)

Абсолютное давление природного газа (P) –это давление газа на стенки трубопровода или сосуда, в котором газ находится.

Избыточное давление природных газов (Pизб) – разница между абсолютным давлением природного газа и барометрическим (атмосферным) давлением (Рбар):

(1.9)

Очевидно, что во время проведения измерений давления по трассе газопровода с помощью манометров, исследователь получает величину избыточного давления, для проведения же гидравлических, тепловых и других расчетов газопроводов используют абсолютное давление газа.

4 Температура газового потока – величина, характеризующая тепловой режим работы газопровода.

Для гидравлического и теплового расчета используют абсолютную температура газового потока

(1.10)

где Т – абсолютная температура газового потока, К

t – измеренная температура в град. С,

5 Сжимаемость газа характеризирует отклонение свойств реальных газов от законов идеального газа. Объём реальных газов изменяется не пропорционально изменению его давления и температуры, а при одинаковых условиях сжимается больше или меньше, чем идеальный газ, на величину Z – коэффициента сжимаемости газа [О.Ф.]:

(1.11)

где Ру.э., Ту.э., у.э. – соответственно давление (Па), температура (К) и относительная плотность природного газа по воздуху.

6 Вязкость газа – свойство газа, характеризующее сопротивляемость скольжению или сдвигу между слоями движущегося природного газа.

По закону Ньютона сила внутреннего трения, проявляющаяся при перемещении одного слоя жидкости или газа относительно другого, прямо пропорциональна градиенту относительной скорости перемещения и площади соприкосновения этих слоев. Закон Ньютона математически записывается так:

,

где – коэффициент динамической (абсолютной) вязкости;

S – площадь параллельно перемещающихся слоев;

dW/dx – градиент скорости в направлении, перпендикулярном к плоскости соприкосновения слоев.

Исходя из того, что в системе СИ сила выражается в ньютонах (Н), площадь — в м2, скорость — в м/с, а расстояние — в м; то коэффициент динамической вязкости будет выражен в Нс/м2 или в паскаль-секундах (Пас).

Зависимость коэффициента динамической вязкости от давления и температуры описывает формула[ОНТП]:

(1.12)

где Рпр, Тпр – соответственно значения приведенного давления и приведенной температуры газа.

Приведенными параметрами индивидуальных компонентов называются безразмерные величины, показывающие, во сколько раз действительные параметры состояния газа (давление, абсолютная температура, объем, плотность) больше или меньше критических:

, , (1.13)

Критической температурой Ткр (единица измерения – К) называют такую температуру, выше которой при любом давлении нельзя сконденсировать пары (перевести в жидкое состояние).

Критическим давлением Ркр (единица измерения – МПа) называют такое давление, выше которого нельзя испарить жидкость при любом повышении температуры [СОУ]:

, (1.14)
, (1.15)
При гидравлических расчетах шлейфов и газопроводов пользуются понятием кинематической или относительной вязкости газа, которая определяется как отношение динамической вязкости к его плотности

(1.16)

7 Массовый и объемный расход газа

Массовый расход газа M – масса газа (m), проходящая через поперечное сечение потока за единицу времени (t):

, (1.17)

где t – время, на протяжении которого газ проходит через поперечное сечение (определяется временем наблюдения – секунда, минута, час, сутки, год).

Объёмный расход газа Q – количество газа в единице объёма (м3), который проходит через поперечное сечение потока за единицу времени, (единица измерения– м3/с, м3/час и т.д.).
(1.18)

8 Линейная скорость газа ? определяется як объемный расход газа (Q) в условиях потока через единицу поперечного сечения потока (F), (единица измерения в системе СИ – м/с):

, (1.19)

где F– площадь поперечного сечения потока, м2.

Массовая скорость U – массовый расход газа через единицу поперечного сечения потока, кг/(с·м2):

, (1.20)
Довідник працівника газотранспортного підприємства. Довідкове видання /Розгонюк В.В. та ін. К., "Росток", 2001 (с.8–21).

Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатних месторождений.Недра.1979 (с.21-48).

СОУ

Статья Фоменко

Лекция №2
3 Термодинамические свойства природных газов и требования к качеству продукта, который подается потребителю

3.1 Требования к качеству газа. В зависимости от дальнейшего использования добытого газа, он должен отвечать требованиям соответствующих нормативных документов по качеству. Качество газа, поступающего с промыслов, должно обеспечивать надежную и эффективную работу оборудования объектов системы, в которую он подается.

Показатели качества газа, транспортируемого от месторождений Украины потребителю, регламентируют:

- технические условия на газ природный горючий, который подается в магистральные газопроводы ТУ У 11.1-20077720-001:2010 "Газ природний горючий, що подається в магістральні газопроводи. Технічні умови";

- государственный стандарт ГОСТ 5542-87 «Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия».

Согласно требованиям нормативных документов, добываемый из месторождений газ может быть подан:

- в транзитный газопровод экспортного газа или магистральный газопровод І класса (в таком случае качество газа, подаваемого в трубопровод, регламентируют внешнеэкономические контракты и межгосударственные договора);

- газопровод отвод с рабочим давлением более 2,45 МПа;

- магистральный газопровод ІІ класса с рабочим давлением меньше 2,45 МПа;

- непосредственно потребителю.

Требования нормативных документов к качеству природного газа регламентируют в основном его термодинамические свойства. При подаче газа в магистральный газопровод должно быть обеспечено отсутствие жидкостной фазы и механических примесей в потоке, а также лимитируется содержание тяжелых углеводородов и соединений серы, а при подаче коммунально-бытовому потребителю – необходимо обеспечить требования санитарно-гигиенических условий эксплуатации бытовых помещений, безопасность жизнедеятельности и тепловые характеристики.

Доведение качества природного газа, добываемого на месторождениях, до требований нормативных документов осуществляют на объектах газодобывающего предприятия в процессе его подготовки.

Основные показатели качества природного газа и граничные показатели параметров в соответствии с ТУ У 11.1-20077720-001:2010 приведены в таблице 1.4.

Таблица 1.4 – Требования к качеству добываемого газа

Название показателя

Граничные показатели для газопроводов-отводов с давлением более 2,45 МПа

Граничные показатели для МГ ІІ класса с давлением менее 2,45 МПа

Граничные показатели для газа, подаваемого коммунально-бытовым предприятиям

с 01.05

до 30.09

с 01.10

до 30.04

май, сентябрь

с 01.06

до 31.08

с 01.10

до 30.04

Температура точки росы по влаге, 0С

-3

приведенная к давлению 3,92 МПа

-5

приведенная к давлению 3,92 МПа

0

приведенная к давлению 2,45

+5

приведенная к давлению 2,45

-5

приведенная к давлению 2,45

ниже чем температура газа при условиях отбора

Температура точки росы газа по углеводородам при температуре газа не ниже нуля 0С, не выше

0

0

0

0

0

ниже чем температура газа при условиях отбора

Концентрация сероводорода, г/м3, не более

0,02

0,02

0,02

0,02

0,02

0,02

Масса меркаптановой серы, г/м3, не более

0,036

0,036

0,036

0,036

0,036

0,036

Концентрация кислорода, об.%, не более

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

1,0

Концентрация механических примесей, г/м3, не более

0,001

0,001

0,001

0,001

0,001

0,001

Теплота сгорания ниже, МДж/м3 (ккал/м3), при 20 0С і

101,325 кПа, не меньше

31,8 (7600)

31,8 (7600)

31,8 (7600)

31,8 (7600)

31,8 (7600)

31,8 (7600)

Область значений числа Воббе (высшего), МДж/м3 (ккал/м3)

не регламентируется

41,2-54,5 (9850-13000)

Допустимое отклонение числа Воббе от номинального значения, % не более

не регламентируется

5



3.2 Влагосодержание природных газов. В пластовых условиях жидкость и газ находятся в равновесном состоянии, которое нарушается при подъеме газа на поверхность и транспортировании к местам подготовки и потребления. Вследствие нарушения равновесного состояния во время транспортирования газа происходит конденсация капель жидкости из газового потока, образование гидравлических пробок, влияющих на работу системы газопроводов межпромыслового транспорта газа, магистрального транспорта газа и даже при его подаче потребителям низконапорными сетями. Под влиянием жидкости в полости газопровода могут развиваться коррозионные процессы, скачкообразно меняться технологический режим эксплуатации скважин, снижаться добыча газа. Кроме того, возможны процессы, связанные с перераспределением масс жидкости в трубопроводе, конечным результатом которых может быть залповый выброс жидкости на технологическое оборудование объектов газодобывающей и газотранспортной системы.

Наличие влаги в природном газе характеризируют абсолютная и относительная влажность газовой смеси.

Абсолютная влажность определяет содержание водяных паров в единице объема газа, относительная влажность – отношение абсолютной влажности в условиях эксплуатации газопровода к его влагоемкости, т.е. к количеству влаги в единице объема газа, которое содержится при условиях насыщения. Единица измерения относительной влажности – проценты. Влагосодержание природных газов зависит от давления, температуры газа, компонентного состава газа и воды. Методика его определения представлена в приложении А.

Температура, при которой газ полностью насыщен водяными парами, называется температурой точки росы данного газа по влаге (ТТР). ТТР по влаге является наиболее важным параметром транспортной кондиции газа. При достижении температурой газа температуры точки росы в условиях постоянного давления пары воды, которые присутствуют в газе, стают насыщенными, происходит процесс их конденсации на стенках трубопровода и при благоприятных гравитационных условиях накапливание жидкости на нижней образующей трубы.
3.3 Удельное массовое содержание тяжелых углеводородов. Конденсат в виде фракций С5+высшие в природном газе будет конденсироваться из газа газоконденсатных месторождений при достижении температурой газа определенной величины, названой температурой точкой росы по углеводородам. Этот показатель в перечне требований нормативных документов более жестко регламентируется в весенне-летний период вследствие того, что подготовка газа на промысле может осуществляться при температуре, которая значительно выше, чем температура окружающей среды газопровода, транспортирующего подготовленный газ.

Как и в случае с влагой, показатель температуры точки росы по углеводородам при благоприятных термодинамических и скоростных условиях влияет на процесс образования гидравлических пробок в полости газопровода. Кроме того, он играет важную роль в материальном балансе углеводородов, добываемых на месторождении и получаемых в процессе очистки газа на объектах газодобывающего предприятия.

Потому для полной характеристики природного газа необходимо знать содержание в нем тяжелых углеводородов.

Для определения удельного массового содержания тяжелых углеводородов в исследуемом потоке газа при известном его компонентном составе используют формулу:

, г/м3, (1.21)

де yі – объемное (мольное) содержание і-того компонента (пентаны, гексаны, нонаны, октаны и высшие);

Мі – молекулярная масса і-того компонента.
3.4 Содержание сероводорода. Наличие в газе сероводорода H2S способствует развитию коррозии внутренней поверхности газопроводов, газоперекачивающих агрегатов, арматуры, загрязняет атмосферу помещений токсичными продуктами. В соответствии с ГОСТ 5542-87 в 1 м3 газа должно быть не более 0,02 г сероводорода.

3.5 Содержание механических примесей. Наличие в газе механических примесей (песок, окалина и т.д.) вызывает эрозию и повышенный износ стенок трубопроводов, деталей проточных частей компрессорных агрегатов, приводит к засорению контрольно-измерительных приборов и увеличивает вероятность возникновения аварийных ситуаций на компрессорных станциях, газопроводах, газораспределительных станциях.

3.6 Содержание кислорода. В природном газе кислорода нет. При строительстве или ремонте газопроводов кислород может попасть в газ, если продувка трубопровода выполнена не полностью. Наличие кислорода в газе может привести к образованию взрывоопасных смесей, а если в газе есть сероводород – к выделению чистой серы.

3.7 Содержание двуокиси углерода. В сухом газе СО2 образует балластную смесь, которая снижает калорийность газа. В природных газах, транспортируемых по газопроводам, содержится относительно небольшое количество двуокиси углерода. Содержание СО2 в газе не должно превышать 2%.

3.8 Содержание меркаптановой и органической серы. Меркаптановая сера входит в состав газа в небольшом количестве, она вводится в газ для придания ему запаха в качестве одоранта. Установленное нормами содержание одоранта в газе обусловлено необходимым уровнем запаха и равно 16 г на
1000 м3 газа.

Наличие в газе органической серы в количестве большем, чем 30-50 мг/м3 ограничивает его использование без дополнительной очистки.

3.9 Число Воббе – это основной показатель качества газа, используемого в бытовых газовых горелках. Он определяет режим горения в бытовых приборах, взаимозаменяемость газов различных составов для обеспечения нормального режима горения.

Число Воббе (W) устанавливает взаимосвязь теплоты сгорания газа (Q) и относительной плотности газа по воздуху (∆):

(1.21)

Значение числа Воббе для газовых і газоконденсатных месторождений лежит в пределах 40195–50244 кДж/м3 , для нефтяных месторождений – 46057–60711 кДж/м3.

Исходя из условий нормальной работы газових приборов установлено номинальное значение числа Воббе, на которое эти приборы отрегулированы.

Число Воббе природного газа, который транспортируется по магистральным газопроводам, лежит в пределах от 11000 до 12000 кДж/м3. При этом отношение максимального значения числа Воббе к минимальному не превышает 1,1, что отвечает рекомендациям Международного газового союза по допустимым отклонениям.
Лекция 3

Организация и технология сбора и межпромыслового транспорта природного газа
  1   2   3   4   5   6
Учебный текст
© perviydoc.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации