25. Методы определения кол-ва жидкости в газопроводе.

В большинстве случаев причиной уменьшения производительности газопровода является наличие жидкости в трубопроводах в виде пробок. Чтобы рационально выбрать метод удаления воды из трубопровода, необходимо знать ее количество. Существует несколько методов определения количества жидкости в газопроводе.

Метод корреляции с эффективностью

корреляционная зависимость: где W – объем жидкости; Vтр – геометрический объем трубопровода; k1,k2,k3– коэффициенты, учитывающие влияние рельефа трассы, диаметра трубопровода, скорости течения газа, сезонности на количество жидкости, приводятся в таблицах.

Основным недостатком этой формулы является ее низкая точность. Авторы заявляют, что погрешность (из-за неточности коэффициентов) больше 50 %.

М етод смены равновесных состояний заключается в том, что исследуемый участок изолируют от основного трубопровода путем закрытия линейных кранов

После установления газодинамического равновесия в изолированном участке измеряются равновесное давление p1 и температура T1. Для первого равновесного положения уравнение газового состояния где m1 – масса газа в трубопроводе; V – объем части газопровода занятой газом. После выполнения замеров производят стравливание части газа в атмосферу, измеряя при этом время стравливания. Для второго равновесного состояния: .

Если объем жидкости превышает 20 % от объема трубопровода , а , то точность метода около 8 %. Если меньше жидкости то ошибка больше.

Метод оценки влажности газа основан на постоянном измерении диспетчерской службой (кроме параметров перекачки) температур точки росы в начале и конце газопровода. Если , – температуры точки росы в начале и в конце трубопровода, то зная давления газа в этих точках, можно определить , влагосодержание газа.

Количество жидкости, которая оседает в газопроводе рассчитывается как разность вносимого и выносимого потоком газа

Метод требует постоянного контроля за влажностью газа.

26. Влагосодержание природных газов. Точка росы.

Влагосодержание природных газов – важнейший параметр, в значительной степени определяющий технологический процесс сбора и подготовки газа к дальнему транспорту на газовом промысле.

Газ в условиях пластовых давлений и температур насыщен парами воды, поскольку газоносные породы всегда содержат связанную, подошвенную или краевую воду. По мере движения газа по скважине давление и температура уменьшаются. При понижении температуры происходит и уменьшение количества водяных паров в газовой фазе, а со снижением давления, наоборот, увеличивается содержание влаги в газе. Влагосодержание природного газа в продуктивном пласте увеличивается и при падении пластового давления по мере разработки месторождения.

Обычно влагосодержание газа выражают отношением массы паров воды, содержащейся в единице массы газа к единице массы сухого газа (массовое влагосодержание) или в количестве молей паров воды, приходящихся на моль сухого газа (молярное влагосодержание).

Содержание влаги в газе характеризуется абсолютной и относительной влажностью.

В практике чаще пользуются абсолютной влажностью, т.е. выражают массу паров воды в единице объема газа, приведенной к нормальным условиям (0°С и 0,1 МПа). Абсолютную влажность W измеряют в г/м³ или кг на 1000 м³.

Относительная влажность – это выраженное в процентах (или долях единицы) отношение количества водяных паров, содержащихся в единице объема газовой смеси, к количеству водяных паров в том же объеме и при тех же температурах и давлении при полном насыщении. Полное насыщение оценивается как 100 %.

К факторам, определяющим влагосодержание природных газов относятся давление, температура, состав газа, а также количество солей, растворенных в воде, контактирующей с газом. Влагосодержание природных газов определяют экспериментально, по аналитическим уравнениям или по номограммам, составленным по экспериментальным данным или расчетным путем.

С увеличением плотности (или молекулярной массы газа) влагосодержание газа уменьшается. Наличие в пластовой воде растворенных солей уменьшает влагосодержание газа, так как при растворении в воде солей снижается парциальное давление паров воды.

Температура точки росы – температура, до которой должен охладиться газ при данном давлении, для того чтобы содержащийся в нем пар достиг насыщения и начал конденсироваться, т. е. появилась роса.

Точка росы указывает количество влажности в газе. Чем выше точка росы, тем выше содержание влажности в газе при данной температуре.

Когда температура газа равна температуре точки росы, то говорят, что газ насыщен. Температура точки росы никогда не превышает температуру газа. Следовательно, при охлаждении газа влажность должна уменьшаться, и это происходит посредством конденсации.