Абсорбція вступ

частина порожнин зайнята молекулами
компонентів газової суміші.

Водночас досягнуті успіхи в описі термодинамічних характеристик газових гідратів з використанням теорії Ван-дер-Ваальса - Платтеу в ряді випадків суперечать результатам деяких експериментів.

Так, наприклад, встановлено, що молекули-гідратоутворювачі здатні визначати як симетрію кристалічної решітки газового гідрату, так і послідовність фазових переходів гідрату. Цей ефект також добре відомий у галузі колоїдної хімії при утворенні колоїдно-дисперсних систем.
Практично, часто умови утворення газових гідратів визначають з використанням рівноважних кривих у користуванням рівноважних кривих у Р-Т-координатах, представлених на рисунку 3.6.1.1.
Дані, представлені на рисунку 3.6.1.1, вказують на те, що за однакового тиску температура гідратоутворення зростає зі збільшенням густини газу.
Разом з тим, слід зауважити, що не завжди збільшення густини газу призводить до підвищення температури гідратоутворення. Утворення гідратів природного газу з меншою густиною може також відбуватися за вищих температур, ніж природний газ з більшою густиною. У тому випадку, коли збільшення густини природного газу зумовлене не вмістом гідратоутворювальних компонентів, температура його гідратоутворення зменшується, а в разі впливу різних гідратоутворювальних компонентів температура його гідратоутворення зменшується, а в разі впливу різних гідратоутворюючих компонентів температура гідратоутворення буде вищою для складу газу з переважанням компонентів з більшою стійкістю.
Одним із чинників, що впливають на утворення гідратів природних газів, є насичений вміст у них парів води (вологовміст).
Під час розроблення та експлуатації газових і газоконденсатних родовищ
пластовий тиск зменшується в міру видобутку природного газу, температура газу в пласті при цьому практично не змінюється, а вологовміст газу змінюється залежно від тиску і температури під час руху продукції свердловин у системах промислового збору та переробки газу і газового конденсату.
Вологовміст природного газу збільшується з підвищенням температури і зі зменшенням тиску. Також вологовміст зменшується зі збільшенням молекулярної маси природного газу і з підвищенням вмісту солей (солоності) у воді. Наявність у складі природного газу СО2 і Н2S призводить до збільшення його вологовмісту, a присутність N2 - до зменшення.
Визначення вмісту водяної пари в природному газі має важливе значення для визначення умов і кількості утворення газових гідратів, для визначення необхідної кількості інгібіторів гідратоутворення, розроблення технології та техніки запобігання утворенню гідратів, визначення якості осушеного газу відповідно до вимог нормативних документів.
Для визначення вмісту парів вологи в природному газі використовують нині такі експериментальні та аналітичні методи.
Експериментальні методи засновані на такому:
1) візуальному визначенні температури точки роси, за якої починається
процес конденсації парів вологи при заданому тиску;
2) застосуванні адсорбентів;
3) використанні абсорбентів і спеціальних розчинів із подальшим їх
титруванням;
4) застосуванні оптичних спектральних методів;
5) використанні електрогігрометричного методу;
6) застосуванні хроматографії;
7) використанні способів виморожування.
Як аналітичні методи визначення вологовмісту природних
газів для проектних розрахунків рівноважний вміст вологи (вологовміст)
у природному газі з відносною густиною, що дорівнює 0,60, в інтервалі температур від мінус 40 до плюс 180 °С і при різних тисках можна визначати, використовуючи рівняння Букачека:


Wр = (А/10,2p + Б)

де Wр - рівноважний вміст вологи в природному газі, г/м³;

А - рівноважний вміст вологи в ідеальному газі за атмосферного тиску, г/м³;
p - тиск у системі, МПа;
Б - коефіцієнт, що враховує різницю між рівноважними вмістами вологи в природному газі.
Значения коэффициентов А и Б представлены в таблице 3.6.1.1.







поправочні коефіцієнти К1 (а), К2(б), К3(в), враховуючи вплив на рівноважний влаговміст природного газу
З урахуванням впливу низьких температур, густини природного газу і мінералізації води (вміст солей), що перебуває в контакті з газом, рівняння Букачека має такий вираз:
Wр = (А/10,2p + Б) ∙ К1∙ К2 ∙ К3 .
де К1 - поправочний коефіцієнт, що враховує вплив низьких температур на рівноважний вологовміст газу;
К2 - поправочний коефіцієнт, що враховує мінералізацію води, яка перебуває в контакті з газом;
К3 - поправочний коефіцієнт, що враховує густину природного газу.
Значення поправочних коефіцієнтів К1, К2 і К3 наведено на рисунку 3.6.1.2.
Також рівноважний вміст парів вологи в системі "природний газ вода" залежно від тиску і температури з поправками на густину газу (К1) і солоність вологи (К2) можна визначити, використовуючи номограму, наведену на рисунку 3.6.1.3.
Розрахунок масової концентрації парів води в пальному природному газі за виміряним значенням температури точки роси по воді можна також здійснити за Міжнародним стандартом ІСО 18453:2004.
l = L/G = (yн – yк) / (xк – xн)

де l - питома витрата абсорбенту;

ун і ук - концентрація вологи відповідно у вхідному і вихідному потоках газу абсорбера;
хн і хк - концентрація вологи відповідно у вхідному і вихідному потоках абсорбенту;
L - кількість абсорбенту, що надходить в абсорбер;
G - кількість природного газу, що надходить в абсорбер;