Главная

Популярная публикация

Научная публикация

Случайная публикация

Обратная связь

ТОР 5 статей:

Методические подходы к анализу финансового состояния предприятия

Проблема периодизации русской литературы ХХ века. Краткая характеристика второй половины ХХ века

Ценовые и неценовые факторы

Характеристика шлифовальных кругов и ее маркировка

Служебные части речи. Предлог. Союз. Частицы

КАТЕГОРИИ:

Расчетный метод определения влагосодержания природного газа

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒



 

Влажность исследуемого газа равна [2]:

, (1.1)

где W 0,6 – равновесная влажность газа, находящегося в контакте с водой, содержащей соли;

С ρ – поправка на плотность;

С s – поправочный коэффициент, на содержание в воде солей.

Равновесное влагосодержание, а также поправочные коэффициенты определяются по графикам (рисунок А.1).

Равновесное влагосодержание можно определить по уравнению Бюкачека:

(1.2)

где А – коэффициент, характеризующий влажность идеального газа;

В – коэффициент, учитывающий отклонение влажности природного газа относительной плотностью 0,6 от показателей идеального газа.

Коэффициенты определяются в зависимости от температуры (таблица А.1).

Расчетная часть

 

Газ известного состава находится в контакте с пластовой водой, содержащей известное количество соли. Газ находится при определенном давлении и температуре. Определить влажность газа при этих условиях:

1. Исследовать влияние плотности газов различного состава на влажность при P1; Т1;

2. Установить зависимость молекулярной массы газов различного состава на влажность при P1; Т1;

3. Исследовать влияние давления (Р1–Р3) на влажность на примере газа любого состава из предложенных в исходных данных;

4. Исследовать влияние температуры (Т1–Т3) на влажность на примере газа любого состава из предложенных в исходных данных.

5. Результаты исследования представить в виде таблиц и графиков зависимостей w=f(ρ); w=f(Р); w=f(Т) и сделать выводы о влиянии этих параметров на влажность газа.

 

Таблица 1.2 – Исходные данные для расчета

 

Вариант Содержание соли, % Пара- метр Р, МПа Т, оС Состав газа, % об.
СН4 С2Н6 С3Н8 С4Н10 C5H12 C6H14
    Р1, Т1     91,0 3,0 2,3 1,3 1,8 0,6
Р2, Т2     56,52 10,11 8,59 4,47 2,21 18,1
Р3, Т3     71,5 5,89 1,4 0,49 0,02 20,7
    Р1, Т1 5,0   58,6 14,7 7,6 5,8 5,5 7,8
Р2, Т2     91,05 2,04 0,96 2,09 2,68 1,18
Р3, Т3     78,3 4,6 6,8 5,0 4,5 0,8
    Р1, Т1 1,5   68,9 5,8 7,1 3,0 1,0 14,2
Р2, Т2     61,1 14,1 10,1 6,1 3,2 5,4
Р3, Т3     91,42 1,67 0,96 2,09 2,68 1,18
    Р1, Т1 2,0   53,4 15,1 17,7 8,2 2,5 3,1
Р2, Т2     87,13 1,14 1,1 3,19 5,73 1,71
Р3, Т3     39,9 15,6 15,6 6,7 2,3 19,9
    Р1, Т1 5,0   72,75 7,15 2,07 1,07 0,35 16,61
Р2, Т2     53,1 13,6 10,5 11,5 4,7 6,6
Р3, Т3     82,7 4,95 4,3 4,0 2,05 2,0
    Р1, Т1 1,0   44,6 10,4 14,6 17,2 10,2 3,0
Р2, Т2     59,8 8,6 12,2 8,6 1,6 9,2
Р3, Т3     69,89 10,25 8,99 4,47 4,34 2,06
    Р1, Т1 3,0   48,3 8,8 15,3 10,2 4,8 16,5
Р2, Т2     84,78 3,09 2,07 1,34 1,8 6,92
Р3, Т3     76,1 5,11 6,16 6,35 3,2 3,08
    Р1, Т1 0,6   42,8 5,5 8,4 4,2 2,15 36,95
Р2, Т2     41,3 9,0 16,1 11,1 6,0 16,5
Р3, Т3     60,7 18,9 10,5 5,7 1,4 2,8
    Р1, Т1 0,3   76,02 7,46 6,32 3,35 3,31 3,54
Р2, Т2     56,52 10,11 8,59 4,47 2,21 18,1
Р3, Т3     91,42 1,67 0,96 2,09 2,68 1,18
    Р1, Т1 5,0   61,1 14,1 10,1 6,1 3,2 5,4
Р2, Т2     82,7 4,95 4,3 4,0 2,05 2,0
Р3, Т3     48,3 8,8 15,3 10,2 4,8 16,5
    Р1, Т1 0,2   87,13 1,14 1,1 3,19 5,73 1,71
Р2, Т2 5,0   42,8 5,5 8,4 4,2 2,15 36,95
Р3, Т3     91,0 3,0 2,3 1,3 1,8 0,6
    Р1, Т1 1,0   69,89 10,25 8,99 4,47 4,34 2,06
Р2, Т2     91,42 1,67 0,96 2,09 2,68 1,18
Р3, Т3     41,3 9,0 16,1 11,1 6,0 16,5
    Р1, Т1 3,0   61,1 14,1 10,1 6,1 3,2 5,4
Р2, Т2     91,05 2,04 0,96 2,09 2,68 1,18
Р3, Т3     48,3 8,8 15,3 10,2 4,8 12,6
    Р1, Т1 1,0   92,39 4,13 1,79 0,25 0,94 0,5
Р2, Т2     56,52 10,11 8,59 4,47 2,21 18,1
Р3, Т3     69,89 10,25 8,99 4,47 4,34 2,06
    Р1, Т1 1,5   83,88 9,06 4,4 1,64 0,9 0,12
Р2, Т2     72,75 7,15 2,07 1,07 0,35 16,61
Р3, Т3     41,3 9,0 16,1 11,1 6,0 16,5

Приложение А

Поправка на плотность газа
1,0
0,9
0,8
0,7
0,6
0,8
1,0
1,2
1,4
1,6
Сr
1,8
10о
30о
60о
90о
120о
150о
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
1,0
0,8
0,6
0,4
0,2
0,1
0,08
0,06
0,04
0,02
0,01
-50
-40
-30
-20
-10
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Плотность
1,0
NaCl
0,8
0,7
 
 
 
 
Молекулярная масса
Поправка на соленость
Сs
NaOH
MgCl2
CaCl2
NaHCO2
Содержание соли в растворе,%
0,1
0,2
0,3
0,4
0,6
1,0
1,5
2,0
3,00
5,0
 
 
 
 
 
 
 
 
Линия гидратообразования
Температура, оС

Рисунок А.1 – Максимальное содержание водяных паров в газе в зависимости от давления и температуры

(цифры на кривых соответствуют давлению, МПа)

 


 

Таблица А.1 – Значения коэффициентов А и В в уравнении Бюкачека для различных температур

 

Температура, оС А В Температура, оС А В Температура, оС А В
  0,145 0,00347   10,72 0,7670   152,0 0,562
–38 0,178 0,00402   12,39 0,0855   166,5 0,399
–34 0,267 0,00538   13,94 0,0930   183,3 0,645
–30 0,393 0,00710   15,75 0,1020   200,5 0,691
–28 0,471 0,00806   17,87 0,1120   219,0 0,741
–26 0,566 0,00921   20,15 ' 0,1227   238,5 0,793
–24 0,677 0,01043   22,80 0,1343   260,0 0,841
–22 0,809 0,01168   25,50 0,1463   283,0 0,902
–20 0,960 0,01340   28,70 0,1595   306,0 0,965
–18 1,144 0,01510   32,30 0,1740   335,0 1,023
–16 1,350 0,01705   36,10 0,1 89   363,0 1,083
–14 1,590 0,01927   40,50 0,207   394,0 1,148
–12 1,868 0,02115   45,20 0,224   427,0 1,205
–10 2,188 0,02290   50,80 0,242   462,0 1,250
–8 2,550 0,02710   56,20 0,263   501,0 1,290
–6 2,990 0,03035   62,70 0,285   537,5 1,327
–4 3,480 0,03380   69,20 0,310   582,5 1,365
–2 4,030 0,03770   76,70 0,335   624,0 1,405
  4,670 0,04180   85,30 0,363   672,0 1,445
  5,400 0,04640   94,00 0,391   725,0 1,487
  6,225 0,0515   103,00 0,422   776,0 1,530
  7,150 0,0571   114,00 0,454   1093,0 2,620
  8,200 0,0630   126,00 0,487   1520,0 3,410
  9,390 0,0696   138,00 0,521   2080,0 4,390

 


 

Содержание отчета

1. Цель работы.

2. Исходные данные.

3. Результаты расчетов.

4. Выводы.

 

Контрольные вопросы

 

1. В каком диапазоне давлений и температур можно использовать аналитический метод расчета влажности (по Бюкачеку)?

2. В каком интервале температур метод Бюкачека дает наибольшую погрешность?

3. Как влияет давление на влагосодержание природного газа?

4. Как влияет температура на влагосодержание природного газа?

5. Как влияет молекулярная масса газа на его влагосодержание?

6. Как влияет плотность газа на его влагосодержание?

7. Какие принципы положены в основу экспериментальных методов определения влагосодержания природного газа?

8. Какой принцип положен в основу экспериментального метода определения точки росы по воде природного газа?

9. Что вносит погрешность в результаты определения точки росы конденсационным методом?

 

Список использованной литературы

 

  1. http://www.artvik.ru/pdf/analyzers_appl/moisture_in_natural_gas_rev3.pdf
  2. Жданова Н.В., Халиф А.Л. Осушка углеводородных газов. – М.: Химия, 1984. – 192 с.

3. ГОСТ 20060-83. Газы горючие природные. Методы определения содержания водяных паров и точки росы влаги.

4. ISO 18453:2004. Газ природный. Корреляция между содержанием воды и точкой росы воды.

5. Истомин В.А., Смирнов В.В. и др. Анализ нормативных документов по расчетам влагосодержания и точки росы природного газа / Газовая промышленность. – 2008. – № 12. – С. 22–26.


 

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒




Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском:
vikidalka.ru - 2015-2024 год. Все права принадлежат их авторам! Нарушение авторских прав | Нарушение персональных данных