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

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

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»

---

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

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-«*

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

a »-Ш~ i p** T**L-

,

---

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
1В	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..

3.3.9.    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*

	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

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	*г	—
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

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^.