Материал: 2015 [Тынчеров] Основы автоматизации ТПНП
Рис. 6.33 — Схема измерительной системы: 1 — преобразователь дифференциального давления; 2 — преобразователь давления;
3 — вычислитель; 4 — преобразователь температуры; 5 — место установки сужающего устройства; 6 — плотномер;
7 — измерительный трубопровод
Химические свойства газа. Углеводородные газы нефтяных и газовых месторождений представляют собой газовые смеси, состоящие главным образом из предельных углеводородов метанового ряда
СnН2n+2, т. е. из метана СН4 и его гомологов — этана С2Н6, пропана С3Н8, бутана С4Н10 и других, причем содержание метана в газовых за-
лежах преобладает, доходя до 98÷99%.
Кроме углеводородных газов газы нефтяных и газовых месторождений содержат углекислый газ, азот, а в ряде случаев сероводород и в небольших количествах редкий газ, такой как гелий, аргон и др.
Рассмотрим физические свойства природного газа.
1. Плотность газа (или смеси газов) согласно ГОСТ 30319. 0-96 есть отношение массы этого газа к занимаемому им объему. Плотность газов существенно зависит от давления и температуры. Она может измеряться в абсолютных единицах (г/см3, кг/м3) и в относительных. При давлении 0,1 МПа и температуре 0 плотность газов примерно в 1000 раз меньше плотности жидкости и изменяется для углеводородных газов от 0,7 до 1,5 кг/м3 (в зависимости от содержания в газе легких и тяжелых углеводородов). Относительной плотностью газа называют отношение плотности газа при атмосферном давлении (0,1 МПа) и стандартной температуре (обычно 0 ) к плотности воздуха при тех же значениях давления и температуры.
Для углеводородных газов относительная плотность по воздуху изменяется в пределах 0,6÷1,1.
Плотность измеряемой среды может быть непосредственно измерена с помощью поточных плотномеров или плотномеров, предназначенных для анализа отобранных проб измеряемой среды, а также рассчитана по измеренным параметрам потока, перечень которых зависит от выбранного метода расчета и вида среды.
Если плотность определяется на основе анализа проб измеряемой среды, то для обеспечения представительности отобранных проб следует руководствоваться ГОСТ 18917-82 и ГОСТ 14921-78.
Отобранная проба может быть использована для непосредственного измерения плотности с последующей корректировкой к условиям перед сужающим устройством или для анализа состава среды, который используется при расчетных методах определения плотности.
При измерении многокомпонентных сред, состав которых меняется в процессе измерений, необходимо учитывать, что применение метода определения плотности на основе отбора проб требует оценки дополнительной погрешности, вызванной принятием состава измеряемой среды условно постоянным параметром. Считается, что снижения данной погрешности можно добиться путем повышения частоты отбора проб. Однако, если компонентный состав меняется существенно и носит случайный характер, что можно наблюдать при измерениях расхода газового конденсата или попутного нефтяного газа, предпочтительна установка поточных плотномеров.
В качестве средств измерения используются рассмотренные ра-
нее:
вибрационные плотномеры,
пикнометры.
Вибрационные плотномеры необходимы непосредственно для измерения газа под давлением и плотности жидкости.
Измерение плотности газа с применением плотномеров любого типа допускается в случае, если они не изменяют структуру потока.
Точку отбора пробы газа располагают в верхней части горизонтального участка трубопровода при условии, что на данном участке:
•скорость потока больше нуля;
•отсутствуют завихрения.
Плотномеры располагают до сужающего устройства и после. Расстояние между плотномером и сужающим устройством определяется согласно ГОСТ 8.586.5-2005.
Рис. 6.34 — Газовый плотномер коммерческого учета
Micro Motion® Gas Density Meter (GDM) (слева)
и плотномер 3098 (Solartron 3098) измерений относительной плотности/удельного веса природного газа (справа)
Изменение плотности среды отслеживают, создавая поток через чувствительный элемент плотномера путем ответвления части общего потока. Схемы установки плотномеров приведены на рисунке 6.35.
Рис. 6.35 — Схемы установки плотномеров:
1 — плотномер; 2 — теплоизоляция; 3 — вентиль; 4 — сужающее устройство; 5 — трубопровод
Значение плотности среды рассчитывают по формуле:
|
|
|
|
|
|
−∆ |
|
|||
= |
0 |
|
|
= ( |
|
) ( |
|
), |
(6.20) |
|
|
|
|
−∆ |
|
||||||
|
|
0 |
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
где ρ0 — показатель плотномера; Рρ — давление газа в чувствительном элементе плотномера, Па;
Рρ — разность давления в месте отбора давления перед сужающим устройством и на чувствительном элементе плотномера, Па;
Тρ — температура газа в чувствительном элементе плотномера, К;
Тρ — разность температуры в месте отбора давления перед сужающим устройством и на чувствительном элементе плотномера, К.
При определении плотности при рабочих условиях косвенным методом используют значения параметров среды, необходимые для выполнения расчета. Например, плотность газов при рабочих условиях может быть определена по их плотности при стандартных условиях давления и температуры (для смесей газов дополнительно — по компонентному составу, соответствующему ГОСТ 30319.0-96). Допускается определять плотность при стандартных условиях пикнометрическим методом в соответствии с ГОСТ 17310-2002 [57–58].
Пикнометры. Используются для измерения истинной плотности. Для определения плотности пробу газа из газопровода, аппарата или другой емкости отбирают непосредственно в пикнометр способом сухой продувки. Допускается отбирать пробы газа по ГОСТ 18917-82 в двухвентильные пробоотборники (контейнеры) [59].
Пробу газа отбирают через штуцер на пробоотборной линии, снабженной вентилем тонкой регулировки. Пробоотборная линия должна быть по возможности короткой, изготовленной из стальных, медных или латунных трубок внутренним диаметром 2–4 мм. При отборе пробы температура газа в пробоотборной линии должна быть не ниже температуры газа в газопроводе. При необходимости линию теплоизолируют или подогревают. Пробу в пикнометр отбирают из пробоотборной линии, соединяющей установку для заполнения пикнометра (рис. 6.36) с газопроводом.
Рис. 6.36 — Пикнометр типа ПГ: 1 — трубка с гигроскопической ватой; 2 — винтовой зажим; 3 — маностат; 4, 5 — U-образные трубки;
6 — пикнометр; 7 — склянка (счетчик пузырьков)
Перед отбором пробы пробоотборную линию продувают испытуемым газом через тройник, соединяющий ее с установкой для заполнения пикнометра с помощью резиновых или полиэтиленовых трубок. Давление в пробоотборной линии должно превышать атмосферное примерно на 10 кПа. Пробы в контейнеры отбирают способом сухой продувки под давлением, соответствующим давлению газа в месте отбора. Контейнеры должны быть испытаны на давление, превышающее рабочее в 1,25 раза. Перед отбором пробы газа в контейнер пробоотборную линию продувают газом в течение 1–2 мин для удаления остаточного газа (воздуха).
Пробоотборную линию присоединяют к входному вентилю контейнера, установленного вертикально или горизонтально.
При закрытых вентилях контейнера открывают вентиль пробоотборной линии и плавно открывают входной вентиль контейнера, чтобы контейнер заполнялся газом постепенно. Когда давление газа в контейнере и точке отбора пробы выровняется, плавно открывают выходной вентиль контейнера и продувают его газом так, чтобы давление в нем поддерживалось на уровне полного давления газа в газопроводе. В процессе отбора пробы через контейнер необходимо пропустить газ в объеме, в 10–15 раз превышающем вместимость контейнера. После окончания продувки контейнера газом закрывают его выходной вентиль, затем — входной и вентиль на пробоотборной линии. Контейнер отсоединяют от пробоотборной линии и проверяют на герметичность погружением его в воду или обмыливанием.
Контейнер транспортируют в лабораторию, соблюдая правила безопасности. Пробы хранят в отапливаемом помещении. Перед отбором пробы газа в пикнометр контейнер выдерживают в помещении лаборатории не менее 2 ч.
2. Растворимость углеводородных газов в жидкости при неизменной температуре определяют по формуле:
= , |
(6.21) |
где S — объем газа, растворенного в единице объема жидкости, приведенной к стандартным условиям; P — давление газа над жидкостью; α — коэффициент растворимости газа в жидкости, характеризующий объем газа (приведенный к стандартным условиям), растворенный в единице объема жидкости при увеличении давления на 1 МПа; b — показатель, характеризующий степень отклонения растворимости реального газа от идеального.
Значение α и b зависят от состава газа и жидкости.