Влагосодержание природного газа

Рис. VI- 0. Диаграмма к определению влагосодержания природного газа с относительной (по воздуху) плотностью 0,6

Рис. 66. Номограмма для определения влагосодержания природных газов при различных давлениях и температурах

Рис. 2. Равновесное влагосодержание природного газа при 20 С и 760 мм рт. ст. и значений коэффициентов К1 и

Рис. 135. Равновесное влагосодержание природного газа (р = 1 кгс/см , I = 15,6° С)

Рис. 13. Изменение влагосодержання природных газов в зависимости от температуры и давления

I. Влагосодержание природного газа и способы его осушки [c.247]

Влагосодержание газа определяют различными методами. Наиболее простой, но вполне достаточный для газопромысловой практики графический метод — это определение влагосодержания природного газа по номограмме (рис. 3), которая получена в результате обработки многочисленных определений влагосодержания природного газа относительной плотности по воздуху А 0,6 прямыми методами. На номограмме нанесена равновесная кривая гидратообразования, ограничивающая определенную область, в которой влагосодержание газов должно определяться из условия равновесия паров воды над гидратами. [c.10]

Равновесное влагосодержание природного газа при различных температурах и давлениях (Р = 0,1 МПа t = 15,6 °С). [c.114]

Влагосодержание природных газов зависит от их состава, однако было установлено, что равновесное влагосодержание чистых тощих газов, транспортируемых по магистральным газопроводам, определяется в основном температурой и давлением системы. [c.211]

Все рассмотренные здесь методы определения влагосодержания природных газов относятся к системе, не содержащей гидратов и льда. При появлении гидратов или льда влагосодержание газа будет уменьшаться, так как упругость паров воды, надо льдом и гидратами меньше, чем над водой. [c.214]

Широкое применение этой методики для расчета влагосодержания как кислых, так и чистых газов показало, что максимальная ошибка при этом пе превышает 5%. Этот метод был успешно применен для оценки влагосодержания природных газов при температурах 26,7—71,1% и давлениях в несколько сотен атмосфер. [c.214]

На практике о влагосодержании природного газа судят по его точке росы, понимая под этим температуру, ниже которой водяной пар конденсируется (выпадает из газа в виде росы ). [c.157]

На примере месторождения Медвежье можно отметить, что равновесное влагосодержание природного газа, поступающего на газовый промысел, постепенно росло от 0,25-0,27 г/м до 0,40--0,45 г/м в 1991 г. В период эксплуатации месторождения до 2010 г. влагосодержание газа на входе в установку достигнет значений [c.18]

В уравнении (У1.24) значения коэффициентов А и В для различных температур найдены по экспериментальным данным и приводятся в специальной литературе. На основе использования уравнения (У1.24) была составлена номограмма влагосодержания природных газов с относительной плотностью (по воздуху) 0,6, приведенная на рис. VI-10. [c.211]

Из номограммы видно, что влагосодержание природного газа растет с повышением температуры и снижается с увеличением давления. Влагосодержание природных газов уменьшается также [c.10]

Для определения равновесного влагосодержания природных газов щироко используют графики, приведенные, например, в работах [1—4]. На рис. 111.1 представлена зависимость равновесного влагосодержания природного газа от температуры, плотность которого по отнощению к воздуху равна 0,6 [2]. При плотности газа более 0,6 и при наличии в воде солей величину влагосодержания, полученную с помощью этого графика, необходимо умножить соответственно на коэффициенты С1 и (или) Са, значения которых приведены на рис. III. 1. С увеличением плотности газа и содержания солей величина влагосодержания уменьщается (при прочих равных условиях). На равновесное влагосодержание влияет также наличие в газе пропана и более тяжелых углеводородов, сероводо- [c.113]

ВЛАГОСОДЕРЖАНИЕ ПРИРОДНОГО ГАЗА [c.7]

Влагосодержание природного газа И г в равновесии с жидкой фазой. [c.328]

ВЛАГОСОДЕРЖАНИЕ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СИСТЕМ. ВЛИЯНИЕ ВОДЫ НА ФАЗОВЫЕ ПРЕВРАЩЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ [c.135]

На рис. 66 приведена номограмма для определения влагосодержания природных газов (с относительной плотностью 0,6) в условиях насыщения в зависимости от давления и температуры. Как следует из этого рисунка, при повышении температуры влагосодержание газа возрастает, а при повышении давления - снижается. [c.136]

По этому уравнению влагосодержание природного газа стремится к постоянному значению при неограниченном увеличении давления.. [c.145]

Коэффициент В представляет собой отклонение показателей влагосодержания природного газа относительной плотностью 0,60 кг/м от показателей идеального газа при разных температурах табл. 1.9). Уравнение Бюкачека применимо при давлении 0,1—35 МПа и температуре минус 40—23 С. При этом расхождение влагосодержания, полученное по уравнению Бюкачека с экспериментальными данными, не превышает 5%- [c.9]

Приведем пример расчета по определению влагосодержания природного газа. [c.17]

Михайлов Н. П. Анализ данных по влагосодержанию природного газа.-—В сб. Молодые специалисты газовой промышленности. М., Гостоптехиздат, 1963, с. 56—65. [c.271]

Коэффициент Св учитывают при определении влагосодержания природного газа в пластовых условиях, где газ находится в контакте с минерализованной водой. При определении влагосодержания газа, проходящего по газопроводам, в которых газ нахо- [c.12]

Как видно из графика влагосодержания природного газа, количество влаги зависит от давления и температуры. При контакте газа с водой повышение температуры или снижение давления увеличивает влажность газа. Понижение температуры прп постоянном давлении уменьшает влажность вследствие конденсации влагн. На этом и основана осушка газа охлажденнег. . Нижний предел температуры охлаждения газа ограничивается условиями гидратообразования. Этот метод используется и установках НТС с впрыском ингибиторов гидратообразования п для предварительного удаления основного количества влаги при иримепеннн других методов осушки. [c.139]

Влагосодержание природных газов при движении по газопроводам зависит от изменения давления и температуры. Например, при транспортировке 1 млн. м /сут нефтяного газа по газопроводу [c.15]

Кг - коэффициент, который определяется как отношение влагосодержания природного газа, находящегося в контакте с растворимым солом, к влагосодержанию газа, находящегося в контакте с чистой водой. [c.17]

Михайлов И.П. Анализ данных по влагосодержанию природного газа//Молодые специалисты газовой промышленности Сб. - М. Гостопте-хиздат. - 1963. - С. 56-65. [c.500]

Елистратов М.В., Истомин В.А. Термодинамическое описание жидкой фазы при расчете влагосодержания природного газа над растворами ДЭГ-вода и ТЭГ-вода// НТС. Сер. Газификация. Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа/ ИРЦ Газпром. - 1999. - №10-11. - [c.66]

Деревягин А.М., Миронов К.И. Контрольная и поверочная аппаратура по измерению влагосодержания природного газа // В сб. О научно-технических проблемах обеспечения перехода на взаиморасчеты за поставляемый природный газ по его энергетическим показателям. - М. ИРЦ Газпром.- 1997,-С.36-43 [c.43]

Растворение солей в воде уменьшает парциальное давление водяных паров и соответственно влагосодержание газа. Мак-Кетта и Катц получили поправочный коэффициент К , равный отношению влагосодержания природного газа плотностью р = = 0,73 кг/м , находящегося в контакте с рассолом, к влагосодер-жанию газа, находящегося в контакте с чистой водой. [c.16]

Пример 1.2. По данным предыдущего примера с помощью уравнения Бюкачека определить влагосодержание природного газа. [c.17]

В соответствии с формулой Букачека [33], Д Л/ = Л/, -где Л/, - влагосодержание газа на входе в установку осушки согласно расчету по формуле Букачека (для равновесного влагосодержания природных газов метанового состава) [c.22]

Методика расчета равновесного содержания компонентов в газовой фазе над смесями различных взаиморастворимых веществ с использованием активностей компонентов жидкого раствора 7, как функций состава и температуры щироко применяется как в корреляциях, так и в комбинированных термод Уйамических методах при компьютерном моделировании фазового равновесия. Методика применения величин у, в термодинамических корреляциях по расчету влагосодержания природного газа подробно изложена в [2, 6, 7], однако следует учесть, что приведенные в этих работах функциональные зависимости равновесного влагосодержания природного газа и величины активности компонентов водных растворов за последние годы подвергаются некоторому пересмотру (см. анализ данных по влагосодержанию сжатых газов над конденсированными водными фазами, приведенный в [8]). [c.13]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология