1Аопсстеротьо кефтжоЯ проишеююсте Всесоадимй нлумио-мссяодоватвяьский институт по сбору, подготовив м транспорту нефти и нефтепродукт)» ЕНИИСЛТнефгь

угвотда

еаместителем министра нефтяной прсмъяленности С.И.Топдолыи дехабря 1965 года

руиэведщий дргал*нт

МЕТОДИКА

ОПРЕДЕЛИ ИЯ КОЛИЧЕСТВА КСНДИСАТА. ВЬПАДАЕКГО В ГАЗОПРОВОДЕ

РД 39-0147103-311-B6

ISC'O

10

WnM (10,1- Рим ⁺    •    Kj    ,    (5)

где А,В - коэффициенты,учитывающие тешвратуру газа;

/'_i    - поправочный вооффициент, учатававдай шзотзость газа;

^    - поправочный во&ффациент, учитававдзй соленость волн.

Значения жоэффзцяентов А л В йрэведенн в табл. 2, а коэффициентов Kf > А^’ва рис. 2 могаетственыо для условий в ыачале а конце га«-аопровода.

2.3. Обцвй объем углеводородное и водяного конденсат*, *в~ падаадегоз газопроводе, определяют ш формуле:

VI- ^ '4 •    ⁽»

Основная задача црж определении объема вшгадавдвго конденсата в газопроводе оостоит в вячнслеям молярной доли конденсата ( L ) в газоконденсатной смеси. Метода для её определения изложены в главах 3 я 4 данного документа.

Значение коэффициентов А и В в уравнении злагосодержания углеводородного газа

_3

21,155 • ТО^-8 2,290 • Ю²

2.710    • ИГ² 3,035 • ЯГ² 3,380 • 10Г² 3,770 • 10Г² 4,130 * КГ² 4,640 • 10"? 5,150 • ИГ²

5.710    • I0"²

6.300    * КГ² 6,960 • ИГ² 7,670 • Ю"² 8,550 * I0"²

9.300    • ВТ² 1,020 * 10"* 1,120 • 1£Г^Т 1,227 • Srf 1,343 • КГ* 1,453 • КГ* 1,595 * КГ* Х.^О • КГ* 1,895 • КГ*

2.070    • -КГ* 2,240 * ИГ* 2.420 * Ю’¹

2.630    • ИГ; 2,850 * 10"* 3,100 • ЮГ* 3_:350 * ПГ¹

3.630    • icrj

3,910 • 1C"* 4,220 • ИГ¹ 4,540 « I0"¹

4.070    • КГ¹ 5,2X0 - 1C '* 5,620 ; ИГ¹

I     2    ;__3

Оэдерхание оолэй в вода, контакмрувщей с газом (г/л)

г5 23    30    35    40    45    Зо

Мыюяуляриая масса газа, хг/ х»а

й»о. 2. Звачояге яоаревочнмх яоаф&шяенгсв Кг.

14

з. расчет тшвЗк доля ксздгавт с

ПСДОЦЬЮ УРАВНЕНИЯ СОСТОЯНИЯ ГАЗОВОЙ

СЖСИ

3.1, Подготовка данзюс для расчетов

В начале исследуемого участка газопровода отбирает пробу теза в проводи¹ анализ молярной концентрации отдельных компонентов в газовой снеся. Отбор проб выполнят т ГОСТ JB9I7-73, анализ -по ГОСТ 14920-79.

Чем точнее выполнен анализ rasa, тем надежное результаты расчетов. В случае, когда последний компонент но расшифровывается (обозначается Cg^ или С^), то для повыагэння точности расчетов проводят разбивку такого условного компонента на отдельные фракция. С этой цвльо строят график завизвмпстс концентрация отдельных компонентов в сиесв от ях температуры кипення-Проводят кривую но точкам, экстраполируя ее до пересечения с осью температур кипения илз линией, отвечающей сумме концентраций жомьонептоъ.рав-ной 100 $, Таким образом, графически определяется температура конца кипения послед его компонента пробы.

На участке от температуры кипения предпоследнего компонента до конца кипения пробы выбирают несколько температурив интервалов, по которым о помощью кривой зависимости содерсания компонентов я фракций от температуры кипения определяют конпептрациэ отдельных фракций и ях средние температуры кипения.

Пример подготовки штериала приведен в приложения.

Веля концентрация последнего компонента не превышает 1,0 ?, то раабявху на франция можно не производить, а донять дня расчета как фракцию о молекулярной массой Ш, температурой гашения 138°С.

3.2. Расчет индивидуальных оэойств франций вычисляют свойства фракций:

- *59,67    (7)

Mi *5k.i&+0,1756(,i_i *&02l6*ii ► Р,2Я»5-«?^Й^    №)

{j» Mi (tjmrf* 5,6*710%    -tfiu «Vi -1,7йД-l;    «9

параметры газов в жидкостей

Критическая темпера- :Крктпчес-':Йготяосгь ;Ацентри-тура, Ткр    ;кое дав- :щ>и 20 °С иЗческш

—------; ленке, :0.1013 МПа,:фактор.

С-еГ-«*

Ъивчввв oi определяются нэ за&вд 4.

- цютяЦ ■ tftC'iSWfiik*-t(0,im79 /<? t +СЯ9&6-¥0%)4; ‘t£-(&tms>    4W6S&

Т^-[7б1,С#г+(/,7¥ЗЯ-Ц/ОМ-0'\)и --0,Ш69 *0~Щ t_L H³*ts--h * (qS2Q&/O^StO_i327rZ-/0 %M t*]    _f

cj^JL .Jk$s/£*2 _/

^{4 7}    J3a>/

TaAL

Be которые жцдаведувАьнэе сьоЮтва оаделъвшс кощюэентов ш ФрлсцкЯ коадевсата продставдойы в тай*. б.

3,3. Расчет паро^одассютазго равжтвсжл

3*3.1. f^£tcc4iTWB8trt назалкне првблассЕи взачвшг# кототант

Ъ&ЮЪ&АА ДМ /СЛОВИ Рш Т *

Х?-4р    ®»

Т&Оляця 5

Основные свойства фрица! группы шоаом

19

Б метода* кмхт видают свосоОм оораммяая юа«от водного » углаводородмого шмдодемов, ювщдадах в гаяоврово» и счет омкекм тенпиратурв. Чвгокм прхмемпм да прогнмных оцввох да овудаэ, кода мпооракотмда! иотрумвтетич! «дар отоутогцгиг.

Ягодка проломе» опрдемюи раадвовава во ошвтхыюЛ прогрева* в« дм» "Фортран ХУ" джя 3Z-HBZ.

"Методам..." предваавачвм да цроовтоос ■ ваучво-яослвдом-тодьеах opraxaaae* Шшифмсроиь.

Do ашщииплмф запросу ородпрвхтв* метнут ВВИИСЛМаф» *>* нет пристав» да ЭВМ ВС-1022 аиструхдо я шрфакар» программ ресчата ходвчастм кяоаяоата, вимшшмго а газопровод эдсггодда xorcpott оояоваш ма водоьаоваят урадешм В#*га-Кх5«воова.

Ваотодах "Методам...” рырпоопив авторами выискивоеи о? ЬаИШЗТнвфп. - г*взи Н.В . ЭшггеД Г.3.. Корнем К.Б., Красил-вмсва Г.Н., Овчяшххзм Г.Г.; or 1ИНХ > ГП - Гурам ч Г.?., Бруовлововяв А.И.s от ?атЕИ®вв$» - Амзрхаво^ 1LM., Рейн Г.А., Лаврова В.А., ■аЛклаапю»

or ЭЮ С|1»чивфгвгная«рорвботиа - Хусаинов Б.Х.

го

г- ГУ-S)Zt(Ar38*-2B)Z--(AB-B*-e*)~0 .    <»»

3.3.6. йгевсляи летучесть юшюзеков \ фуштМ в раяЬавео-асе газовой ф&зе:

(26)

<3, /-Cnj^Pt -^-(Z4)-ln(Z-sy

л [лйш- £Ж-^г--(%&£] ■

Z\f2-o~    °    &    Z~fi/t-/)3

3.3.7.    Дм яягавоЛ фвэм яякйшя яозфВяцаекв ураввмш* сое-нша , £ , А * В , дм «го в шрваечшсс (24) в (23) ямео-»о # Оорзтс* /_t-.

3.3.8.    Вязю ураввзяе Ш) » опрадмвшм везф|нбмн*11 с*в-ввдмоси хжяяА фазе..

3.3.9.    Дм мздюге жяшоивупа а фраат в уишолачвЛ аадао* фвзе пг> щржт (29) «гнева* летучее», dept гтапз у₄-.

(*>

Т”

3.3.11. Проверяв* ввревеяство

П '

3

руководящий докупит

КЕТОДШ ШШЗШИЭ КОЛИЧЕСТВА КОНДЕНСАТА, ВШаДДМЕГО В ГАЗОПРОЗОДВ

РД 39-0I47I03-3II-86

^м    Вводится    впервые

Срок действия с__1.03.86 г.

Срок действия до 1.03.89 г.

Настоящая методика предназначена для определения количества коаденсата, образующегося из газа, транспортируемого со проныеловым газопроводам, я, соответственно, определения уменьшение количества транспортируемого газа в результате частичной конденсате», когда непосредственное инструментальное измерение не осуществимо. Результаты расчета не приемлемы для коммерческого учета

Методика является обязательной для проектных и научно-исследовательских институтов.

1. ОБЩЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1.    Инфорадом с количестве заразуидагсся в газопроводе коаденсата и, соответственно, уменьшения за счет этого объема газа, транспортируемого по газопроводу, необходима для слодувфх целей:

хфсектярованая я эксплуатации сборных газоцроводов;

организации- учета в ысаользовапия конденсата.

1.2.    Сведения о количестве образующегося в газопроводе коаденсата в, соответстзесно, уменьшения за очэт отого объеде rasa up* эксплуатации газопроводов могут бмть получены одним из сладушдх методов:

измерением количества вобранного в довдевоатооборнивзл адв-деисата;

нопосредствеьашм еяструменталыым измеренном тровсфорпргз» кого газа, если величина уменьшены объема больше догревиоотя измерения;

вычислением по езмеаеняв концентраций наиболее xeiyvKс асм-воиэнтов;

4

расчетом о помою» уроженки состояния газовой смеет.

1.3.    Область грамененЕЯ методов определения количества яовден-

сата:

на дегствузацюс газопроводах

измерением количества собранного в кодденсатосборняках конденсата,

вычислением по изменению концентраций наиболее летучих коыао-яевтсв so длине газопровода;

на проектируема газопроводах расчетом о осшдо уравнения состояния газовой смеси Сенга-ВобЕЯОона.

1.4.    Цря прогнозном определении количества выпадающего конденсата газопровод условно рассиатш веется как саотега мзотосту-ненчатей дифференциальной яоннзвоанвн таза. Ступенями ноиденсацяк ьрвнятк моста установки хонде нсатооОорнияов. Озрегэдкостное равно-веем по вандой ступени рассчитывается с помощью констант равном-ска. шчяслзнных ю методике, основанной на уровнена Шава-Вэбян-оона. Цря этом тешобаречеовае условия каждой ступени ваоднввацяя кгаюляахся во ?Д 39-32-704-^82 /3/, & состав газовой став два расчета составов шра (хаза) я равновесной жидкости (конденсата) является составом рана, весною вара ерадидувзй ступени конденсация.

1.5.    В тастоявдй методике изложен метод прогаозюго определения голячеотва обрезуяарговя в газопроводе конденсата. В промере расчета дая также способ эпредеденад количества нэнкексата и по разности жяцюзрацвй ходких компонентов в начале в конце гэлоцро-еода*

I_I

Температура кипения шццадвдуально-го компонента или средняя температура кипения фракции конденсата Коэффициент сжимаемости газа Универсальная газовая постоянная Молярная (объемная) доля конденсата в газоконденсатной смеси при условиях одноступенчатого равновесия

Молярная (объемная) доля конденсата в газоконденсатной смеси для условий многоступенчатого равновесия Объемный расход газа за сутки Объем газа» перешедшего в конденсат за сутки

Объем углеводородного конденсата Объем водяного конденсата Объем углеводородного конденсата, образующегося при конденсации X ы³ газа

Сумма объемов углеводородного и водяного конденсатор Сумма объемов газа и водяных паров

Молярная концентрация метана в начале, конце исследуемого участка газопровода

Молярная концентрация азота в начале, конце исследуемого участка газопровода

Молярная концентрация индивидуального компонента или фракции конденсата в смеси

Молярная концентрация индивидуального компонента или фракции конденсата в равновесной парогазовой фазе Молярная концентрация индивидуального компонента или фракции конденсата в равновесной жидкой фазе

I

при try u смася

Летучесть яидЕЯЖДуазыгого хоншювн bjo фрахте конденсата в рсввовеово! гадко* фаае

1в?ГЧ1»0ТЬ Bgomugworo КОШЮВОЯТа

ш фракам доасеэсата в раваомсяо*

паровой (гааовов) фате

Sowep ятередонногс расчета

Ковке воет* фактор

КоядевсатаЛ фактор одво* с тупое коп-

девсацвп

Чксло отупевай юдоаоацвы Средвеквадритг'всхая отвосятадввая оотроааостъ овредалени объема кя-д*яс*я», о&рвяуаюгосл в гааоироаоде Средвегаодратвчесзая отвоояталвва* вогрвааосл, азтерытч развода хсва Средыегаадрагвчаспя откмятекьхая вогравюсть опредывган коадептревя ■стгадуалишх вяспяеятов в оммя Средяехвадратвчеояая отвооятедввая вогредвооп опредолевш повопят фазового разновесы Среднехрадретичеокая ■—— — — —ri вогреваооть гичяохаяв* шхярво* дом прозе* фаш

8

2. шрщднга азыаа шдбесш.. выщдшбго в глэопрсвддв

2.1.    Jixpejrveme обьет угаеводэроявоге юадевивяц- внпадаэ-авго в газопровода

2.1.1.    Объел гаэовнх углеводородных пмшонснтоэ, гиреходнта г «вдвое состояние пра вэвестнои расходе гаэа.сиределявт но внра-

G.~GL

2.1.2. Умежуякрнув eacqy умеведородваго повдевсатв гвсгвдят во форцуле:

2.1.3.    Ойнеы кааяексыты. одразумагосн ва угшводпродввх воаь воагстов газа,вччвзлвя по выраженив:

к.-в.-Яг    ⁽³⁾

2.1.4.    Объем углеводородного конденсата, сбраяувдвгоод п I а’¹ газе щя переходе. в надвое оостоягам (а ) ваяодвт во гра-jecCpeo! I).

2.2. Офодмаввв обмвв киник вовне воете, вицшвго!

пвоврооодо

2.2.1. Often эодоого юДявиоата анходс оо аырыяияв:

_ S W„-GN-D W_x

* ' т,г

где 9М.2 - иаотеьете вода до 20 °С.

2.2.2. Едагооодерваввв газа > впаяв в «доз газопровода iv. bboovt тотдаентелаво.

вале апжрож! ко доавводятов, к пра уодивы от ауте пая осдоя тезе рвоочвшмвт влатооодароиво теза в нечем восходу®^ вя утеоля гасоцрояода црв ^ ■ Т_р в в ядов до а 7^.