Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Точка росы нефти


Точка росы природного газа - это... Что такое Точка росы природного газа?

 Точка росы природного газа — температура (при фиксированном давлении), при которой из газа начинает выделяться конденсированная (жидкая или твердая) фаза. Таким образом, точка росы газа — это минимально возможная температура, когда природная углеводородная система находится в однофазном газообразном состоянии, а при дальнейшем снижении температуры из газа выделяется первая капля (или кристаллик) конденсированной фазы. Применительно к природному газу практический интерес представляют точки росы по углеводородам (углеводородному конденсату) и по водной (неуглеводородной) фазе. Точка росы газа определяется приборами конденсационного типа.

Краткий электронный справочник по основным нефтегазовым терминам с системой перекрестных ссылок. — М.: Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина. М.А. Мохов, Л.В. Игревский, Е.С. Новик. 2004.

  • Детандер
  • Наклонно-направленное бурение

Смотреть что такое "Точка росы природного газа" в других словарях:

  • точка росы — 40 точка росы: Температура воздуха при определенном давлении, ниже которой наблюдается конденсация влаги. Источник: ГОСТ Р 12.4.233 2007: Система стандартов безопасности труд …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • ГОСТ Р 8.577-2000: Государственная система обеспечения единства измерений. Теплота объемная (энергия) сгорания природного газа. Общие требования к методам определения — Терминология ГОСТ Р 8.577 2000: Государственная система обеспечения единства измерений. Теплота объемная (энергия) сгорания природного газа. Общие требования к методам определения оригинал документа: 3.1.5 абсолютная влажность природного газа в… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • точка — 4.8 точка (pixel): Минимальный элемент матрицы изображения, расположенный на пересечении п строки и т столбца, где п горизонтальная компонента (строка), т вертикальная компонента (столбец). Источник …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Температура точки росы — Температура, при которой происходит конденсация влаги из воздуха с соответствующей влажностью Источник …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Установка комплексной подготовки газа — (УКПГ) представляет собой комплекс технологического оборудования и вспомогательных систем, обеспечивающих сбор и обработку природного газа и газового конденсата. Товарной продукцией УКПГ являются: сухой газ газовых месторождений, сухой… …   Википедия

  • Низкотемпературная сепарация газа — процесс промысловой обработки природного газа с целью извлечения из него газового конденсата. Технология процесса заключается в ступенчатой сепарации газожидкостной смеси с применением низких температур на последней ступени сепарации и… …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

  • температура — 3.1 температура: Средняя кинетическая энергия частиц среды, обусловленная их разнонаправленным движением в среде, находящейся в состоянии термодинамического равновесия. Источник: ГОСТ Р ЕН 306 2011: Теплообменники. Измерения и точность измерений… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • РД 153-34.1-11.320-00: Газ природный. Методики выполнения измерений показателей качества газообразного топлива, поставляемого на тепловые электростанции — Терминология РД 153 34.1 11.320 00: Газ природный. Методики выполнения измерений показателей качества газообразного топлива, поставляемого на тепловые электростанции: 12 Абсолютная влажность природного газа Отношение массы влаги (водяного пара в… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Российская Советская Федеративная Социалистическая Республика —         РСФСР.          I. Общие сведения РСФСР образована 25 октября (7 ноября) 1917. Граничит на С. З. с Норвегией и Финляндией, на З. с Польшей, на Ю. В. с Китаем, МНР и КНДР, а также с союзными республиками, входящими в состав СССР: на З. с… …   Большая советская энциклопедия

  • Температура точки — Тгр Определяется по номограмме по Источник: Рекомендации по вентилированию грузовых помещений сухогрузных судов и предотвращению подмочки груза конденсатом …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

neft.academic.ru

Точка росы углеводородов — Википедия

Материал из Википедии — свободной энциклопедии

Точка росы углеводородов (англ. hydrocarbon dew point HCDP) — температура (при заданном давлении), при которой углеводородные компоненты смеси газов (например, природного газа), начинают конденсироваться из газовой фазы.

По отношению к природному газу термин может применяться в формулировке точка росы по углеводородам (или температура точки росы по углеводородам - ТТРу). Является одним из важных параметров качества газа, наряду с точкой росы по водной (неуглеводородной) фазе (она же температура точки росы по воде - ТТРв). Применяется по всей цепочке поставок природного газа, от производителя до конечного потребителя.

Критическая температура конденсации[править | править код]

Критическая температура конденсации (крикондентерма) - максимальная температура, при которой возможно образование жидкой фазы при понижении температуры. Выше этой температуры вещество или смесь может существовать только в газообразной форме независимо от давления.[1][2]

ТТРу можно определить теоретически или экспериментально.

Теоретические методы определения ТТРу[править | править код]

Теоретические методы используют анализ компонентов газовой смеси (обычно с помощью газового хроматографа - ГХ), с последующим вычислением точки росы при заданном давлении с использованием уравнения состояния. Наибольшее распространение в газовой промышленности получили уравнения Пенга - Робинсона и Редлиха - Квонга - Соаве.

Существенным преимуществом использования теоретических моделей является то , что ТТРу при нескольких давлениях (а также крикондентермах) может быть определена из одного анализа. 

Однако в теоретические расчёты ТТРу с использованием ГХ-анализа может вкрасться ошибка. Существует четыре основных источника таких ошибок:

  • Ошибки выборки. Трубопроводы работают при высоком давлении. Для анализа с помощью полевого ГХ, давление должно быть понижено почти до атмосферного. В процессе снижения давления, некоторые из более тяжелых компонентов могут выпадать, в частности, если снижение давления происходит в ретроградной области. Таким образом, газ в ГХ отличается от фактического газа в трубопроводе. 
  • Ошибки анализа компонентов газовой смеси. При идеальных условиях и частой калибровке ГХ допускает примерно ~ 2% отклонения результатов анализа каждого анализируемого газа.
  • Ошибки калибровки. Перед анализом ГХ должен быть откалиброван на калибровочном газе.
  • Ошибки уравнения состояния. Различные модели расчёта ТТРу выдают несколько отличающиеся результаты при различных режимах давления и газового состава. Иногда значительные расхождения а расчётах возникают исключительно из-за выбора уравнения состояния.[3]

Экспериментальные методы определения ТТРу[править | править код]

Суть экспериментальных методов заключается в постепенном охлаждении поверхности, на которой конденсируется газ, с последующим измерением температуры, при которой происходит конденсация.[4] Как правило, определённая с помощью экспериментальных методах ТТРу ниже, чем рассчитанная с использование теоретических методов.

Экспериментальные системы можно разделить на ручные и автоматизированные.

Ручные системы сильно зависят от умения оператора вручную медленно охладить зеркало и визуально обнаружить начало конденсации. 

Автоматизированные методы используют автоматические системы охлаждения зеркала и датчики для измерения количества света, отраженного от зеркала , с помощью которых фиксируется момент начала конденсации.

Аналогично ГХ-анализу, при применении экспериментального метода возможны ошибки.

Ошибка момента обнаружения конденсации. Зависит от скорости охлаждения зеркала, и от того, что, к тому времени, когда конденсата накапливается достаточно для того, чтобы он был видим, точка росы уже пройдена. Кроме того, оператор может зафиксировать не ТТРу, а ТТРв.

Применение автоматических устройств охлаждения зеркал обеспечивает значительно более точные результаты, но в эти измерения могут вкрасться ошибки из-за загрязнения зеркала. Для исключения таких ошибок применяют систему фильтрации анализированного газа, которая, в свою очередь, сама может служить источником ошибок из-за изменения ею состава газа.

С целью избежания этих ошибок применяются методы определения ТТРу при помощи спектроскопии и лазерной интерферометрии.

Экспериментальные методы определяют ТТРу только при заданном давлении.[5]

lookup-api.apple.com

Температура - точка - роса

Температура - точка - роса

Cтраница 3

Температуры точек росы по воде ниже температуры в сепараторе, так как точка росы для воды является метастабильным равновесием системы вода - газ, а не системы газ - гидрат ( см. гл. Технические условия на газ, транспортируемый по газопроводам, допускает содержание воды 0 095 - 0 128 г на 1 ж3 газа при 15 5 С и 1 03 ат. При достаточно высоком давлении газа на устье скважины можно установить такие технологические условия сепарации, которые обеспечат выполнение этого требования по влажности газа. Процесс низкотемпературной осушки непрерывный и ограничивается лишь доступным перепадом давления. Однако в работе установки низкотемпературной сепарации могут возникнуть перебои вследствие парафинообразования.  [31]

Температура точки росы - это температура, при которой парциальное давление водяного пара р, содержащегося во влажном воздухе, равно давлению насыщенного водяного пара рн при той же температуре.  [32]

Температура точки росы tTiV соответствует температуре воздуха, насыщенного водяными парами, при данном влагосодержании.  [33]

Температура точки росы б - наинизшая температура, до которой можно охладить воздух при сохранении постоянным его влагосодержание; определяется по таблицам Физические свойства влажного воздуха или / - d - диаграмме влажного воздуха ( см. гл.  [34]

Температура точки росы в большинстве случаев определяется по температуре зеркальной поверхности в момент появления на ней первых признаков конденсата.  [35]

Температура точки росы для продуктов сгорания - важнейшая характеристика, зависящая от многих факторов. Снижение температуры уходящих продуктов сгорания ниже точки росы приводит к образованию конденсата, вызывающего коррозию поверхностей нагрева. На рис. 4.26 изображена зависимость точки росы продуктов полного сгорания природного газа от коэффициента избытка воздуха.  [37]

Температура точки росы определяется пропусканием небольшого количества воздуха через внешний кожух. В сосуд наливают ацетон, насыпают сухой лед и размешивают термометром. При понижении температуры следует непрерывно наблюдать через стекло за полированной поверхностью внутреннего сосуда.  [38]

Температура точки росы - температура, которую принимает влажный газ, если охладить его до полного насыщения по отношению к плоской поверхности воды.  [39]

Температура точки росы приа, 5 85 равна 22 С.  [40]

Температура точки росы газа может быть определена конденсационным методом. Приборы, основанные на этом методе измерения, состоят из камеры давления с термометром и зеркалом. При охлаждении камеры начало конденсации легко находят визуально, а температуру точки росы - по термометру. Указанным способом определяют температуру точки росы природных газов по воде и тяжелым углеводородам.  [42]

Температуры точек росы газа по влаге и конденсирующимся углеводородам рекомендуется указывать в этих договорах для теплого и холодного времени года с учетом конкретных климатических условий и других факторов, от которых зависит температурный режим работы газопроводов.  [43]

Температура точки росы газа может быть определена, как наивысшая температура поверхности, при которой на ней возможно образование жидкой пленки. При наличии в газах только водяного пара между температурой росы и влагосодержанием существует известная зависимость.  [44]

Температуры точек росы газа по воде и углеводородам относятся к показателям качества товарного газа и определяются в пунктах сдачи газа потребителям, а также на выходе газа с установок его подготовки. Периодичность определения этих показателей зависит от конкретных условий, в том числе применяемых методов подготовки газа, температуры окружающей среды и других факторов. Во всех случаях периодичность устанавливают исходя из условия обеспечения надежности сведений о температурах точек росы газа по воде и углеводородам.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Точка - роса - влага

Точка - роса - влага

Cтраница 1

Точка росы влаги соответствует 15 5 С.  [1]

Точку росы влаги по содержанию водяных паров определяют по таблице для природных горючих углеводородных газов, приведенной в приложении.  [2]

Для постоянного контроля содержания водяных паров и точки росы влаги в газе влагомер устанавливают в помещении, отапливаемом в холодное время года в соответствии с правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности, утвержденными Госгортехнадзором СССР.  [3]

Настоящий стандарт распространяется на природные горючие газы и устанавливает метод определения содержания водяных паров и точки росы влаги в газах, поступающих с промыслов, установок очистки и осушки, газоперерабатывающих заводов в магистральные газопроводы и транспортируемых по газопроводам.  [4]

Для определения содержания сероводорода, меркапта-новой серы, паров воды, метанола, гликолей, других примесей и температуры точек росы влаги и углеводородов пробы отбирают непосредственно в прибор для анализа.  [5]

ГОСТ 20060 - 83 с изменением № 1, ИУС № 2, 1989 устанавливает три основных ( и наиболее распространенных) метода определения количества водяных паров и точки росы влаги: конденсационный, электролитический ( кулонометрический) и абсорбционный. При этом стандарт распространяется на природные углеводородные газы, поступающие с промысловых установок подготовки газа и газоперерабатывающих заводов в газопроводы, а также на газы, транспортируемые по магистральным газопроводам и поставляемые потребителям.  [6]

ГОСТ 20060 - 83 ( с изменением № 1, ИУС № 2, 1989) устанавливает три основных ( и наиболее распространенных) метода определения количества водяных паров и точки росы влаги: конденсационный, электролитический ( кулонометрический) и абсорбционный. При этом стандарт распространяется на природные углеводородные газы, поступающие с промысловых установок подготовки газа и газоперерабатывающих заводов в газопроводы, а также на газы, транспортируемые по магистральным газопроводам и поставляемые потребителям. Однако конденсационный и электролитический методы данного стандарта не распространяются на природные газы с установок, где в качестве абсорбента используются метанол или другие растворимые спирты. На взгляд авторов, эта, казалось бы, существенная оговорка разработчиков ГОСТа представляется не вполне справедливой для приборов конденсационного типа.  [7]

Настоящий стандарт распространяется на горючие природные газы, поступающие с промыслов, установок очистки, осушки, газоперерабатывающих заводов в газопроводы и транспортируемые по магистральным газопроводам потребителям, и устанавливает три метода определения количества водяных паров и точки росы влаги: конденсационный, электролитический, и абсорбционный. Метод не распространяется на природные газы, поступающие с установок, где в качестве абсорбента используется метанол и другие растворимые спирты для конденсационного и электролитического методов.  [8]

Метод заключается в, измерении температуры равновесия между образованием и испарением росы на поверхности металлического зеркала, контактирующей с анализируемым газом. Метод применяется для определения температуры точки росы влаги в газах, не содержащих капельной жидкости и точка росы углеводородов которых не превышает точки росы влаги более чем на 5 С.  [9]

На основании трех измерений вычисляют средние значения температур конденсации и испарения. Если расхождения полученных значений не превышают 3 С, вычисляют точку росы влаги. В противном случае определение точки росы данным методом не проводят.  [10]

Метод заключается в, измерении температуры равновесия между образованием и испарением росы на поверхности металлического зеркала, контактирующей с анализируемым газом. Метод применяется для определения температуры точки росы влаги в газах, не содержащих капельной жидкости и точка росы углеводородов которых не превышает точки росы влаги более чем на 5 С.  [11]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

Давление - точка - роса

Давление - точка - роса

Cтраница 2

На кривой JKL располагаются значения остаточного парциального объема в области газовой фазы, тогда как LM - продолжение кривой остаточного парциального объема в нестабильную область при давлении выше давления точки росы.  [17]

На кривой KL располагаются значения остаточного парциального объема в области газовой фазы, тогда как LM - продолжение кривой остаточного парциального объема в нестабильную область при давлении выше давления точки росы.  [19]

Капиллярные силы в принципе вызывают уменьшение величины давления насыщения и уменьшение давления прямой точки росы. Давление ретроградной точки росы увеличивается лод действием капиллярных сил.  [20]

Расчеты показывают, что коэффициент конденсатоотдачи заметно уменьшается при увеличении начального содержания С в пластовой смеси. Это обусловлено несколькими факторами: повышением давления ретрофадной точки росы при увеличении содержания тяжелых фракций в фуппе С5 пластовой смеси; значительным увеличением крутизны и максимума пластовой изотермы конденсации.  [21]

Фазовое состояние бинарных систем описывается диаграммой р - С ( давление - состав) при фиксированных температурах. Здесь точки А и В соответствуют давлению насыщенных паров, давлению точки росы, давлению точки кипения для более летучего и менее летучего индивидуального компонента. Точки С и D характеризуют соответственно давление точки росы и давление точки кипения для смеси, состоящей из 25 % по массе менее летучего и 75 % по массе более летучего компонентов. Площадь ниже кривой точек росы соответствует пару, площадь выше кривой точек кипения - жидкости, а площадь, заключенная между этими кривыми, - двухфазной области, где находятся в равновесии жидкость и пар.  [23]

С использованием констант равновесия были рассчитаны содержание кон-денсатной жидкости в сыром газе в г / м3 и газонефтяные факторы на базе отбен-зиненного газа для процесса газоотделения в сепараторе, работающем при абсолютном давлении 20 4 кГ / см2 и 21 1 С. Начальное абсолютное пластовое давление 272 кГ / см., что очень близко к давлению точки росы, а пластовая температура 85 6 С.  [24]

Обычно давление фазового равновесия между газом и жидкостью является давлением насыщения жидкости и давлением точки росы газа. Такой случай может быть при наличии в газоконденсатной залежи рассеянной остаточной нефти. Нефть может содержать тяжелые смолистые компоненты и асфальтены, которые не переходят в газовую фазу.  [25]

При этом, с повышением количества тяжелых компонентов в системе фазовая диаграмма расширяется, а критическая точка смещается в сторону более высоких температур. При эксплуатации таких залежей углеводородная смесь в пласте может переходить в двухфазное состояние в связи со снижением пластового давления ниже давления точки росы. Газоконденсатная смесь и в свежих залежах может находиться в двухфазном состоянии, если начальное пластовое давление оказалось ниже точки росы.  [27]

Равенство хиг мических потенциалов сосуществующих фаз очевидно. На этих рисунках представлены кривые точек росы и точек кипения, а также изобары давления 41 3 кГ / см, равного давлению точки росы для газа, содержащего 0 40 весовых долей метана. Область нестабильного поведения показана пунктирными линиями.  [28]

Схема расчета, приведенная в табл. 9, типична для всех расчетов точек росы и температур кипения. Подобный же метод, видоизмененный для решения данной проблемы, применим для расчета давления, при котором кипит жидкость при заданной температуре, для расчета температуры точки росы при известном давлении и давления точки росы при известной температуре.  [29]

Газоконденсатная залежь формируется в зоне высоких температур - в условиях возможной деструкции углеводородов. Это характерное для древних глубоко залегающих залежей явление может привести к заметному снижению содержания конденсата в пластовом газе, облегчению его состава, что, в свою очередь, может резко снизить значение давления точки росы - давления начала конденсации. Кроме того, значение крикондетермы таких залежей нередко может оказаться ниже значения пластовой температуры. В подобных случаях, как известно, возможность ретроградной конденсации полностью устраняется.  [30]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Определение - температура - точка - роса

Определение - температура - точка - роса

Cтраница 2

Конденсационный метод определения влажности газа по воде или углеводородам ( метод определения температуры точки росы) основан на измерении температуры начала конденсации влаги ( воды или конденсата) на плоской поверхности охлаждающего тела ( зеркале) при достижении равенства давления насыщенных паров исследуемого газа и рабочего давления. При температуре начала конденсации, называемой температурой точки росы, достигается гигродинамическое равновесие между водяными парами влажного газа и слоем конденсата влаги на поверхности охлаждаемого зеркала.  [16]

Схема прибора ТТР показана на рис. 13.11. Этот прибор предназначен как для определения температур точек росы газа по воде и углеводородам, так и температуры начала образования гидратов, Он может быть использован, кроме того, для определения фазового состояния газоконденсатных систем в промысловых аппаратах и установках.  [17]

Допускается определять температуру точки росы углеводородов без предварительной осушки газа одновременно с определением температуры точки росы воды.  [18]

На практике конденсация происходит не над поверхностью воды, как это следовало бы из определения температуры точки росы, а над плоской металлической поверхностью, охлаждаемой в атмосфере анализируемого влажного газа.  [19]

Портативный гигрометр Оптомат-1400 предназначен для измерения температур точки росы по влаге и углеводородам. Для определения температур точки росы анализируемый газ под рабочим давлением пропускается над поверхностью полированного зеркала.  [20]

Метод заключается в, измерении температуры равновесия между образованием и испарением росы на поверхности металлического зеркала, контактирующей с анализируемым газом. Метод применяется для определения температуры точки росы влаги в газах, не содержащих капельной жидкости и точка росы углеводородов которых не превышает точки росы влаги более чем на 5 С.  [21]

Точка росы, следовательно, будет обозначена резко выраженным изломом на кривой охлаждения. Это обстоятельство и было использовано для определения температуры точки росы неочищенного доменного газа. Для установления кривых охлаждения применялся прибор, состоящий из ряда зигзагообразно расположенных трубок из тонкой белой жести ( фиг.  [22]

При решении примера III-1 для обеих секций колонны была принята методика, основанная на определении температуры кипения. Возможно также применение методики, основанной на определении температуры точки росы. Далее эта методика рекомендуется для широкого использования, поскольку она дает быструю сходимость для углеводородных систем.  [23]

Это уравнение характеризует состав у паровой фазы, отвечающей составу жидкой фазы равновесной системы при данной температуре. Оно называется поэтому уравнением равновесия фаз сложной смеси и применяется как для построения кривой равновесия, так и для определения температур точек росы ( начала конденсации) и точек закипания. Расчет ведут, разбивая кривую разгонки сложной смеси на ряд участков, причем все компоненты, кипящие в пределах некоторого участка, приравниваются к условному компоненту, имеющему средние свойства. Температура системы Т определяется такими же значениями упругости паров отдельных компонентов, при которых общая упругость паров смеси, определяемая по уравнению равновесия, равна внешнему давлению.  [24]

Это уравнение характеризует состав у паровой фазы, отвечающей составу жидкой фазы равновесной системы при данной температуре. Оно называется поэтому уравнением равновесия фаз сложной смеси и применяется как для построения кривой равновесия, так и для определения температур точек росы ( начала конденсации) и точек закипания. Расчет ведут, разбивая кривую разгонки сложной смеси на ряд участков, причем все компоненты, кипящие в пределах некоторого участка, приравниваются к условному компоненту, имеющему средние свойства. Температура системы Т определяется такими же значениями упругости паров отдельных компонентов, при которых общая упругость паров смеси, определяемая но уравнению равновесия, равна внешнему давлению.  [25]

Наиболее широкое применение находит эндотермическая атмосфера ( эндогаз), которая применима как для безокислительного нагрева, так и для цементации. Характерной особенностью эндотермической атмосферы является то, что результаты ее взаимодействия с нагретой сталью зависят только от содержания влаги, количество которой контролируется определением температуры точки росы г. Следовательно, по температуре точки росы контролируется содержание углерода на поверхности стальной детали ( углеродный потенциал) в момент установления равновесия с атмосферой данного состава.  [26]

Воздух всегда содержит водяной пар. Влажный воздух при определенной температуре становится насыщенным. Определение температуры точки росы ведется на основе значений Еъ и рв.  [28]

Возьмем точку 1 на этой диаграмме и определим значения параметров влажного воздуха, характеризуемого этой точкой. Опустив перпендикуляр на горизонталь, находим с. Исходя из определения температуры точки росы, проводим вертикаль ( линия одного и того же влагосодержания, иначе говоря, одного и того же парциального давления пара в воздухе) до пересечения с линией ф100 %; через полученную точку 2 проходит / const 32 5 C.  [29]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Физические свойства газов

Важнейшими физическими свойствами газов являются моляр­ная масса, плотность, вязкость и влажность. От свойств простых горючих и балластных газов, входящих в состав газового топлива, зависят его теплофизические свойства.

Молярная масса М, кг/кмоль — это отношение массы вещества к его количеству. Молярная масса некоторых простых газов дана в табл. 5

Плотность р, кг/м3 — это масса газа, приходящаяся на 1 м3 занимаемого им объема.

Вязкость — это способность газа оказывать сопротивление вза­имному перемещению частиц.

В технических расчетах чаще применяют производную ве­личину — коэффициент кинематической вязкости, м2/с:

υ = μ/ρ

Вязкость может быть определена лишь в условиях ламинарного течения газа. В условиях турбулентного движения вязкость переста­ет быть физической константой. В этом случае вместо вязкого со­противления оперируют понятиями о турбулентном сопротивле­нии, турбулентной вязкости.

Таблица5.3

Значение коэффициентов вязкости некоторых газов при температуре 00С и давлении 101,3 кПа

Газ

Коэффициент динамической вязкости μ,

Па•с•10-6

Коэффициент кинематической вязкости υ,

(м2/с)•10-6

Коэффициент С в формуле Сутсрленда

Водород

8,35

93,8

83

Оксид углерода

16,93

13,55

102

Метан

10,55

14,71

198

Этан

8,77

6,45

287

Пропан

7,65

3,82

324

Бутан

6,97

2,55

349

Пропилен

7,82

4,11

322

Бутилен

7,78

3,12

329

Диоксид углерода

14,09

7,10

255

Кислород

19,58

13,73

138

Азот

16,93

13,55

107

Атмосферный

воздух

17,53

13,56

122

Сероводород

11,82

7,68

331

Водяной пар при температуре 1000С

8,7

14,80

673

Влажностью называется содержание в газе водяного пара.

Насыщение водяными парами газа может быть только до опре­деленного предела, который зависит от температуры и давления. Температура, при которой газ, находящийся под определенным давлением, насыщен до предела водяными парами, называется точкой росы. Охлаждение от этой точки приводит к конденсации водяных паров.

Различают абсолютную, удельную и относительную влажность газа.

Абсолютной влажностью (влагосодержанием) газа называется количество или масса водяных паров, содержащихся в единице объема газа. Единица измерения абсолютной влажности — г/м3.

Удельной влажностью газа называется количество или масса во­дяного пара, приходящаяся на единицу массы влажного газа. Еди­ница измерения удельной влажности — г/кг.

Относительной влажностью газа (степенью насыщения газа во­дяными парами) называется отношение абсолютной влажности газа к максимально возможной при заданных температуре и давле­нии. Относительную влажность газа φ выражают в процентах и оп­ределяют как отношение парциального давления содержащегося в газе водяного пара р к давлению насыщенного водяного пара Р при той же температуре:

φ = р/Р

Насыщенные пары углеводородных газов при данных темпера­туре и давлении находятся в точке росы. При постоянном давле­нии и уменьшении температуры часть паров конденсируется. Из­менение давления при постоянной температуре приводит к сме­щению равновесия точки росы, но состояние насыщенности па­ров сохраняется.

Точка росы имеет важное значение в двухфазных системах (при­мер таких систем — сжиженные газы, представляющие собой пропан-бутановые смеси). Для предотвращения конденсатообразования при естественном испарении в различных климатических зонах и в различные периоды года необходимо применять сжиженные газы с различным соотношением пропана и бутана.

Точки росы для пропан-бутановой смеси при давлении 3 кПа приведены в табл. 5.4.

Точка росы для углеводородных газов, представляющих собой смеси простых газов, зависит от их состава и давления. В точке росы должно выполняться соотношение:

l/P = Σ Xi / Pi

где Р — общее давление смеси; и Рi — соответственно мольная доля и парциальное давление i-го компонента газовой смеси.

Таблица 5.4

Точки росы для смесей пропана и н-бутана при давлении 3 кПа

Пропан, %

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

н-бутан, %

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Точка росы, °С

-42

-32

-26

-2

-17

-13

-10

-8

-5

-2

0

Точку росы из-за сложности ее расчета обычно определяют по специальным номограммам. Номограммы имеют вид треугольни­ка, на каждой стороне которого отложено содержание того или иного газа. В качестве примера на рис. 1 приведена номограмма для определения точки росы смеси пропана, изобутана и н-бутана при атмосферном давлении. Для смеси, состоящей из 25 % про­пана, 60 % н-бутана и 15 % изобутана находят точку пересечения:

Рис.5.1 Номограмма для определения точки росы смеси пропана, изобутана и н-бутана при атмосферном давлении.

Из этой точки опускают перпендикуляр на шкалу температур и находят точку росы данной смеси (-7,6 °С).

Для определения точки росы можно использовать также специ­ально разработанные графики зависимости точки росы различных смесей от давления и объемной доли компонентов, которые при­водятся в справочной литературе.

При относительной влажности φ > 0,6 углеводороды с водой образуют кристаллогидраты, представляющие собой белые кри­сталлические тела, похожие на снег или лед. Они приводят к заку­порке газопроводов, клапанов регуляторов давления, запорной арматуры. Метан с водой образует гидрат СН4•8Н2О, этан СН4•Н2О.

Гидраты появляются при температуре, значительно превыша­ющей температуру образования льда. Максимальная температура, выше которой ни при каком повышении давления нельзя вызвать гидратообразование газов, называется критической температурой гидрообразования. Для метана она составляет 21,5 °С, этана — 14,5 °С, пропана — 5,5 °С.

Таблица 5.5

Условия образования гидратов

Этан

Пропан

Температура, °С

Давление, МПа

Температура, °С

Давление, МПа

-9,5

0,32

-11,9

0,1

-6,7

0,36

-9

0,12

-3,9

0,41

-6,3

0,13

-1,1

0,46

-5,6

0,14

0,6

0,51

-3,3

0,16

1,7

0,58

-1,0

0,17

10,8

1,7

1,7

0,24

13

2,7

2,3

0,27

14,5

3,4

3,3

0,34

4,4

0,41

5,5

0,48

Чем тяжелее углеводородный газ, тем скорее он образует гид­рат при наличии влаги.

Для предотвращения образования кристаллогидратов необхо­димо снижать влажность газов до φ < 0,6 при самой низкой рас­четной температуре в газопроводе.

Образовавшиеся гидраты можно разложить подогревом газа, снижением его давления и вводом веществ, уменьшающих упру­гость водяных паров и понижающих точку росы газа. Одним из таких веществ является метанол (метиловый спирт), который надо вводить в количестве 0,26 кг на 1000 кг газа.

studfiles.net


Смотрите также