Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

39 страниц

319.00 ₽

Купить РД 39-0147103-311-86 — официальный бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Официально распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль".

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Методика предназначена для определения количества конденсата, образующегося из газа, транспортируемого по промысловым газопроводам, и, соответственно, определения уменьшения количества транспортируемого газа в результате частичной конденсации, когда непосредственное инструментальное измерение не осуществимо.

  Скачать PDF

Оглавление

1 Общие положения

2 Определение объема конденсата, выпадающего в газопроводе

3 Расчет молярной доли конденсата с помощью уравнения состояния газовой смеси

4 Определение погрешности вычислений

Литература

Приложение. Пример расчета

Показать даты введения Admin

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

Температура, В

*

т

А

: в

I

2

: 3

233

1,451

. 1СГ1

3,470 • I(Г*.

233

1,780

. иг1

4,020 • ХОГ®

237

2.J37

• КГ*

4,650 • ИГ*

239

2.670

• IIT1

5,380 • ИГ»

241

3,235

• IT1

6,230 • га-*3

243

3,930

• ИГ1

7,100 • ИГ*

245

4,715

• icr1

8,060 • ИГ3

24?

5,660

• иг1

9,210 • ИГ3

249

6,775

• idг*

1,043 • ИГ2

251

8,090

• ИГ1

1,160 • иг*

253

9.600

• иг1

1,340 • ИГ2

255

1,144

1,510 • ХЯГ8

257

1,350

1,705 • ИГ2

259

I.59Q

1,927 • ИГ2

_3

_2

1,868

2,188

2.550 2,990 3,480

4.030

4.670 5,400 6,225 7,150 8,200 9,390 1,072 • 10 1,239 • 10 1,394 • 10 1,575 * 10 1,787 • 10 2,015 • 10 2,280 • 10

2.550    • 10 2,870 • 10 3,230 • 10 3,610 • 10 4,050 • 10

4.520    • 10 5,080 * 10 5,625 • 10. 6,270 • 10 6,925 • 10

7.670    * 10 8,529 • 10 9,499 • 10

1.030    • I & 1,140 * 10й 1.260 • ГО1,380 • V?

1.520    ' I02

21,155 • ТО-8 2,290 • Ю2

2.710    • ИГ3,035 • ЯГ3,380 • 10Г3,770 • 10Г4,130 * КГ4,640 • 10"? 5,150 • ИГ2

5.710    • I0"2

6.300    * КГ6,960 • ИГ7,670 • Ю"8,550 * I0"2

9.300    • ВТ1,020 * 10"* 1,120 • 1£ГТ 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 • ИГ4,540 « I0"1

4.070    • КГ5,2X0 - 1C '* 5,620 ; ИГ1

I     2    ;__3

335

1,665

337

1,833

339

2,005

341

2, ISC

343

2,385

345

2,600

347

2,830

349

3,060

351

3,350

353

3,630

355

3,940

357

4,270

35S

4,620

361

5,010.

363

5,375

365

5,825

367

6,240

369

6,720

371

7,250

373

7,760

375

1,093

10?    5,990    •    1СГ1

IO2    6,4C0    •    10Г1

IO2    $,910    •    IO”1

IO2    7.410    •    IO”1

IO2    7,930    •    КГ1

IO2    8,410    ♦    IO”1

IO2    9.020    •    IO”1

IO2    9,650    •    IO”1

IO2    1,023

IO2    1,083

IO2    1,148

IO2    1,205

IO2    1,250

IO?    1,290

10?    1,327

IO2    1.327

Ю?    1,405

IO?    1,445

IQ?    1,487

Ю?    1,530

10?    2,62»


13


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(,ii *&02l6*ii ► Р,2Я»5-«?Й^    №)

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

Бегство

:?Ьлеку-:лярная :масса,

: м

; Температура ляпения, ? “Ran

j ; К

метан

16,042

-161,49

121,66

этан

зо.озь

-88,63

184,52

ирсаан

44,094

-42,07

231,0е

к-бутан

58,120

-0.50

252,65

шэо бук'вй

58,120

-11,73

261,42

я-тьтан

72,151

36,07

309,22

зэонентан

72,151

27;85

302,00

гексан

86,278

68,74

342,89

гептан

100,296

93,43

371,5В

октан

2X4,220

125,66

393,82

но>гал

128,250

151,85

424,00

денал

242,280

175,15

447,30

азот

28,016

-195,80

77,40

сероводород

34, «2

-60,34

222.80

двуокись угле

рода

44,0X1

-78,5В

294*57

кислород

32,000

-132,98

90,22

параметры газов в жидкостей

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

—------; ленке, :0.1013 МПа,:фактор.

-81,49

190,66

4,79

0,6681

0,013

33,31

305,46

5,04

1,2600

0Д05

97,75

369,90

4,39

1,8659

0,152

153,05

425,20

3,92

2,4947

0,201

135,95

4С8,10

3,77

2,4911

0,192

197,35

469,50

3,48

3,1633

0,252

JB8.25

460,40

3,50

3,1633

0,206

235,15

507,30

3,13

3,5849

0,290

268,15

540,30

2,83

4,1679

0,352

296,45

568,60

2,58

4,6870

0,408’

322,45

594,60

2,28

5,3204

0,441

345,45

617,60

2. II

5,9675

0,486

-145,95

126,20

3,51

1,33889

0,040

101,45

373,60

9,30

1,4311

0,100

гг,II

304,26

7,63

1,8346

0,420

-117,35

154,80

5,24

1,3311

0,031

С-еГ-«*

(да

Ъивчввв oi определяются нэ за&вд 4.

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

(12)

Т^-[7б1,С#г+(/,7¥ЗЯ-Ц/ОМ-0'\)и --0,Ш69 *0~Щ tL H3*ts--h * (qS2Q&/OStOi327rZ-/0 %M t*]    f

a »-Ш~

i p**

T**L-

,


m

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    ®»

Таблица 4

Температурные поправки к значениям плотности нефтепродуктов на I °С (по ГОСТ 3900-47)

20

4

* .....- - -...........

20

4

... • -______ ______

0,6900 - 0,6999

0,000910

0,8500 -

0,8599

0,000699

0,700 - 0.7099

0,000897

0,8600 -

0,8699

0,000686

0,7100 - 0,7199

0,000884

0,8700 -

0,8799

0,000673

0,7200 - 0,7299

0,000870

0,8800 -

0,8899

0,000660

0,7300 - 0,7399

0,000857

0,8900 -

0,8999

0,000647

0,7400 - 0,7499

0,000844

0,9000 -

0,9099

0,000633

0,7500 - 0,7599

0,000831

0,9100 -

0,9199

0,000620

0,7600 - 0,7699

0,000818

0,9200 -

0,9299

0,000607

0,7700 - 0,7799

0,000805

0,9300 -

0,9399

0,000594

0,7800 - 0,7899

0,000792

0,9400 -

0,9499

0,000581

0,7900 - 0,7999

0,000778

0,9500 -

0,9599

0,000567

0,8000 - 0,8099

0,000765

0,9600 -

0,9699

0,000554

0,8100 - 0,8199

0,000752

0,9700 -

0,9799

0,000541

0,8200 - 0,8299

0,000738

0,9800 -

0,9899

0,000528

0,8300 - 0,8399

0,000725

0,9900 -

1,000

0,0005X5

0,8400 - 0,8499

0,000712

Т&Оляця 5

Основные свойства фрица! группы шоаом

Номер

фрахцаа

: Пределы шла* :вшая, К

Средам гемвера-: .•тура паевая, X г

Оаолюсть,

*г/м8

♦МОЛ0КуДЦ1и :нм маоса

I

НК-333

325

634

72

2

333-372

350

712

91

3

372-399

ЭВ5

745

107

4

399-424

411

764

121

б

424-448

436

778

134

6

448-469

458

789

147

7

469-490

479

800

161

8

490-S09

499

811

175

9

509-527

51В

822

190

10

527-544

535

832

206

1Z

544-560

552

839

222

12

560-576

568

847

237

13

576-590

583

852

251

14

590-604

597

897

263

1S

604-617

610

862

275

16

617-630

623

867

291

17

630-642

836

872

306

642-654

648

877

31В

19

654-665

659

881

331

20

665-675

670

885

345

21

675-686

680

889

359

22

686-696

691

893

374

23

696-705

700

896

388

24

7C5-7I4

709

889

402

26

714-723

71В

902

416

26

723-732

727

906

430

19

3.3.2. Решают уранотше фазовое концентраций, находя молгчр-

вув долю газовой фаю, цри ушювп, что

"%у Г' -J( ) — /Z'

ы(& l) н <+er*i~f) *

(16)

Два яаховдвни акаченяа С , вемеашцехоех о ярадегах от 0 да 1,яошхьзувт метод даря яда метод .данная отрезка повалах. 3.3.3. Е&чя&жяп иадарою оостаж ходкой в паровой фаз:

А, ш _J?£- .

' /+e(KL4) * 11

37)

3.3*4* Дяя паровое фаза шчясаяте яоэффпдаак ураиюяшг оое-уоямвя:

а * ** <% (V, ов)

'Тяг

ода <X/Tj~f ) **]j .

(19)

jSr &№?*);-Ф$&го)*,

(20)

*

(21)

Oija(°iaj) i

(22)

o-fpi.y.qj;

(23)

JT. / /-/ ‘

(24)

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

А

*’ТПГ1~’

(25)

шМ

8 RT

(26)

3.3*5. Аяяпг трввьео:в ос опраделвнза жозффяпет сюятетюо-тл гвзевоД фвян:

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. ю. Зоррекацуетаа залезав явяемая реваояеояя:

..(>)ГМ    Ь(*'    (а»

Kt-Ki ■

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

(*>

Т”

(39)


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*

Таблида I

Условные обозначения основных величин

Велвина

? Условное

:&»>№№

\ обозначение

:намерении

_.......

----—.Л_? .....

J_3_

Давление

Р

КПа

Давление атмосферное

Роя*

М0а

Давление газа е начале, вовне ноеледуе-■ого учяегка г&зощююода

Pm’t Р*

Шл

Давсекм критическое ждавядуальвого компонента вял фраком конденсата

P*?i

Юн

Температура

Т

X

Температура газа в начале.вокцевселедуе-мого участка газопровода

Тн / т*

S

Температура критическая ендяввдуадьвиго уомсонемта ал фракции хочвемсата

r«fii

к

I_I

2

i

К

д*/(кг/жш.)К

L*

L

G

uVcyna

е*

м®/оjma

К

Vi*

w>

mV*8

V,

m8

V

с'-с? 1 ' /

*

%

Ус

%

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 :

2 _

3

Молярная доля газовой (паровой) фазы Константе, фазового равновесия (коэффициент распределения) явдвввдувль-ного компонента иди фракции конден-

е

еата

Число компонентов или фракций смеси Число итерационных циклов вычиеяе-

п

*“

вия Кi

$

Молекулярная масса конденсата Молекулярная масса газа в начале,

М*

конце исследуемого участка гаэопро-

М1;М”

вода

Молекулярная масса индивидуального

компонента или фракции конденсата Молекулярная масса равновесного га-

м.

за (пара)

Влагосодаржанве газа в начале, конце

Мп

исследуемого участка газопровода Ацентрический фактор индивидуального

кг/1000 м8

компонента или фракции конденсата Коэффициент в уравнениях подсчета

р Т

Плотность 'индивид; альвого компонента в жидком состояния вин фракции

конденсата

Поправочный коэффициент для перес

pi

г/см8

чета платности жидких углеводородов Коэффициенты уравнения

ОС

г/см3

Пенга-Робансона для смеси

а

Ь

А

В

Па . м6 (кг/моль)2

м3/кг моль

Коэффициенты уравнения Оенга-Робинсока для индивидуального

компонента ила фракции конденсата

°i

Па м6 (кг моль)2

I

2______'г    ....    ■    ?■

1:

м3/®* нал

ас

-

А

_

GJ

ч6.,

(яг моль)2

t (*

Ч

«а

, (П\

г:

Ш*

d

9

r/U*

$

Г/Г*

L

X

4$

К

%

*

f

<

$

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

(0

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

G.~GL

12)


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:

U)

_ S W„-GN-D Wx

* ' 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 ^ ■ Тр в в ядов до а 7^.

Объем конденсата, cKlpasyrajerocH яз I м*. газа


О