ВСЕСОЮЗНЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ОРГАНИЗАЦИИ, УПРАВЛЕНИЯ И ЭКОНОМИКИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИКА

РАСЧЕТА НОРМ РАСХОДА МЕТАНОЛА НА ПОДГОТОВКУ, ТРАНСПОРТ ПРИРОДНОГО И НЕФТЯНОГО ГАЗА

РД 39-3-636-81

Москва ВНИИОЭНГ 1982

УТВЕРЖДЕНО

Первым Заместителем Министра

_В.И.Игре вс ким

'26' ноября 1981 г.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИКА расчета норм расхода метанола на подготовку, транспорт природного и нефтяного газа РД 39-3-636-81

Настоящий документ разработан:

Всесоюзным научно-исследовательским институтом организации, управления и экономики нефтегазовой промышленности

Заместитель директора

Ответственный исполнитель

заведующий сектором I / IKS лаборатории научных оо^йД^Г нормирования материалов* *

СОГЛАСОВАНО:

Заместитель начальника У п рн ефте газдобы ча

Заместитель начальника В ПО 'Союэнефтегазп ере работка '

Заместитель начальника Технического управления

условиях предприятия. Возможно также определение влажности по формуле:

W--J- + В ,    (8)

где Р — давление газа, ат;

Коэффициенты А и В определяются по таблице приложения 5.

3.2.5. Для определения концентрации отработанного метанола С2 вначале определяют равновесную температуру Т (°С) ги дра тоо бра зова ния. Наиболее правильным является определение Т по экспериментальным данным применительно к каждому предприятию. Если экспериментальные данные отсутствуют, следует воспользоваться равновесными кривыми образования гидратов газов различной плотности, приведенными на рис.2, на основе среднего давле

где Pi и Р2 — соответственно давление в начале и в конце участка, кгс/см^.

Определив Т, находят величину снижения д Т равновео-ной температуры, необходимую для предотвращения гидре-тообраэования:

д Т - Т - Т₂    (10)

где Т2 — температура в конце участка, на котором образуются гидраты, °С.

3.2.6. После определения лТ по графику на рис.З находят концентрацию отработанного метанола Со (%).

3.3. Количество метанола Cf, _г (кг/1000 м^), необходимое для насыщения газообразной среды, определяется Но формуле:

9г^е ы • с₂ ,    (11)

где ^ — отношение содержания метанола, необходимое для насыщения газа, к концентрации метанола в жидкости (растворимость метанола в газе) .

Коэффициент <Х определяется для условий конца участка, на котором возможно образование гидратов, по рис.4 для давления Р2 и температуры

3.4. Количество метанола (f,_K (кг/1000 м^), необходимое для насыщения конденсата, зависит от конденсатного фактора С к ( кг/1000 м^) и растворимости метанола в конденсате С_к (%):

- ^GK • ^ск • 1°“²-    <¹²>

Рис. 3. Снижение температуры А Т ГИДреТООбрАЭОВАНИН в зависимости от концентрации метанола С2 в конце участка ( концентрация отработанного мотавола)

Рис. 4. Отношение Ы содержания мет а молл в газе к концент-рации метанола в жидкости (на клждый % метанола в жидко* фазе), необходимое для предотвращения гидратообразования

Конденсатный фактор £_к определяется как удельный выход сырого конденсата с каждой 1000 отработанного газа.

Растворимость метанола в конденсате по обобщенным данным в зависимости от концентрации С2 приведена в таблице приложения 6.

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ БЕЗВОЗВРАТНЫХ ПОТЕРЬ МЕТАНОЛА

4.1.    Сумма безвозвратных потерь метанола Z Н_п определяется опытным путем применительно к каждому предприятию, по отдельным установкам, участкам трубопроводов или скважинам.

4.2.    Нормативы потерь на очередной плановый год не должны превышать нормативы предыдущего года.

4.3.    Для предприятий впервые разрабатывающих нормативы потерь, рекомендуются следующие показатели, полученные и обобщенные по данным различных организаций и отдельных авторов:

потери за счет неравномерности подачи 10% от нормы на технологический процесс;

потери за счет растворимости метанола в углеводородном газе 20% от нормы на технологический процесс;

потери от утечек 0,001 кг/1000 м^ газа;

потери от испарения в резервуарах при хранении метанола 0,003 кг/1000 м^ газа.

На каждый последующий год приведенные показатели следует снижать.

5. РАСЧЕТ НОРМ РАСХОДА МЕТАНОЛА ПРИ ОБРАБОТКЕ ЖИДКОГО ПРОДУКТА

5.1.    Определение норм расхода метанола при обработке жидкого продукта, транспортируемого по трубам, производится аналогично расчету норм на технологический процесс обработки газообразного продукта ( раздел 3). Отличием является лишь то, что в связи с отсутствием газовой фазы,

С^г ^и ^к ^в Формуле (4) не определяются.

5.2.    Количество метанола, необходимое для добавки в жидкие углеводороды, транспортируемые в железнодорожных цистернах и других емкостях, определяется экспериментально по каждому предприятию с учетом требований по качеству продукции, объемов и расстояния перевозки, а также в зависимости от других специфичных факторов данного района.

6. ПРИМЕР РАСЧЕТА НОРМ РАСХОДА МЕТАНОЛА ПРИ ОБРАБОТКЕ ГАЗА

6.1.    Исходные данные. Участок, на котором необходи

мо применение метанола, условно характеризуется следующими параметрами: Р^ ^в 55 кгс/см^; Т^ *= 20°С; относительная плотность газа (по воздуху)    0,6; Р2 -

43 кгс/см2; То ^в -6°С. Конденсатный фактор G _к *=

20 кг/ЮОО м3 газа.

Суточный объем газа, обрабатываемого на данном у частике, составляет Q. = 150 тыс.м^. Концентрация свежего метанола С^ *= 96% вес.

6.2.    По формуле ( 8) определяется влагосодержание газа в начале и в конце участка:

Коэффициенты А^ и Bj найдены по таблице приложения 5 при температуре Tl *= 20°С.

V₂ ^A2 + B₂ = §3*00    ⁺    °*⁰³⁰⁴⁰    “    °Д    кг/1000**

^P2

Коэффициенты A£ и взяты для T2 * -6°C.

6.3. По формуле (9) определяется среднее давление на участке:

Р

ср

(55 +

43'

55 + 43

= 49,2 кгс /см²

6.4.    По графику на рис. 2 определяем равновесную

температуру Т гидратообраэования при среднем давлении 49,2 кгс/см^ и плотности газа    0,6. Величина Т

составляет 13<>С. Находим величину снижения равновесной температуры по формуле (10):

д Т «= 13 - (иб) •= 19°С

6.5.    По графику на рис.З находим концентрацию метанола в конце участка С2 (концентрацию отработанного метанола), которая обеспечивает снижение равновесной температуры гидра тообраэования на 19оС. Величина С2 для данного случая составляет 32% вес.

6.6.    По графику на рис.4 определяем коэффициент с* для давления ^в 43 кгс/см^ и ^в — 6оС. Величина oL для этих условий равна 0,0115.

6.7.    По формуле (5) определяем количество метанола, необходимое для насыщения жидкой фазы:

» . ■ '^-за⁰'¹⁰⁹'-³^ «W— Kr/iooo/i*.

6.8.    По формуле (11) определяем количество метанола необходимое для насыщения газообразной среды:

С}г « 0,0115 • 32 «= 0,368 кг/1000 м3

•

6.9.    По таблице приложения 6 определяем растворимость метанола в конденсате С_к при концентрации С2 *= 3^- С = 0,40.

6.10.    По формуле (12) определяем количество метанола, необходимое для насыщения конденсата:

■= 20 • 0,4 . 10-2 «= 0,080 кг/1000 м³.

6.11. По формуле (4) определяем норму расхода на технологический процесс по данному ( I -ому участку):

Н_г. = 0,1685+0,368+0,080 = 0,6165 кг/1000 м³

6.12. Норма расхода метанола по другим участкам предприятия определяется аналогично предыдущему расчету. Допустим, что на втором участке ^2_П= 320 тыс.м.³,

Н _ = 0,470 кг/1000 м³; на третьем участке О- щ =

280 тыс.м.3, Н_тщ ~ 0,630 кг/1000 м^. Тогда средневзвешенная норма по предприятию составит по формуле (3):

_{н и} 0.6165 _: 150 + 0.470 » 320 + 0.630 - 280 ^{Т    800}    =    0,524    кг/1000    м³

где 800 тыс.м.³ ( Q_n ) - суточный объем производства в целом по предприятию.

6.13. Определение безвозвратных потерь метанола ( 2Н_П) целесообразно сделать в целом по предприятию. Используя данные раздела 4, найдем:

Н_п «= 0,524(0,1 + 0,2) + 0,001 + 0,003 - 0,161

= 0,161 кг/1000 м³

6.14. По формуле (2) норма расхода составит: Н - 0,524 + 0,161 = 0,685 кг/1000 м³

6.15. Если объем обработки в целом за год Q _Qg. меньше суммарного объема производства Q _Пр , для получения годовой нормы по предприятию необходимо произвести перерасчет по формуле:

а

Н

об*

(13)

пр.

Допустим, что годовой объем обработки составит 187500 тыс.м³, а годовой объем производства в целом

по предприятию равен 292000 тыс.м^, Тогда, норма, полученная по формуле (13) составит:

0.685 . 187500 292000

Н'

= 0,440 кг/1000 м³

6.16. Норма, полученная расчетом по п.6.15, используется для представления на согласование и после утверждения является основой для расчета потребности метанола к расходу на очередной плановый год.

пжложежя

Приложение 1

Плотность воаных растворов метанола (г/см^) в зависимости от концентрации и температуры

Концентрация, % вес.	Температура. °С
	0	10	15	20
О	0,9999	0,9997	0,9987	0,9982
5	0,9914	0,9912	0,9904	0,9896
10	0,9842	0,9834	0,9825	0,9815
15	0,9780	0,9864	0,9752	0,9740
20	0,9725	0,9700	0,9683	0,9666
25	0,9666	0,9632	0,9570	0,9592
30	0,9604	0,9560	0,9537	0,9515
35	0,9534	0,9484	0,9458	0,9433
40	0,9459	0,9403	0,9373	0,9345
45	0,9377	0,9316	0,9284	0,9252
50	0,9287	0,9221	0,9188	0,9156
55	0,9191	0,9122	0,9087	0,9052
60	0,9090	0,9018	0,8982	0,8946
65	0,8980	0,8911	0,8873	0,8834
70	0,8869	0,8794	0,8755	0,8715
75	0,8754	0,8676	0,8634	0,8592
80	0,8634	0,8551	0,8510	0,8469
85	0,8510	0,8422	0,8381	0,8340
90	0,8374	0,8287	0,8245	0,8202
95	0,8240	0,8152	0,8107	0,8062
100	0,8102	0,8009	0,7903	0,7917

Приложе мне 2 Физические сво§стм метаноле по ГОСТ 2222-70

Показатели	Синтетический
		1 сорт	И сорт
Внешний вид Плотность О??	Бесцветная прозрачная жидкость без механических примесей
г/см^ Пределы кипения,°С при 760 мм рт.ст.:	3,791-0,793	0,793	0,793
начало	64,00	64,00	63,50
конец В этих пределах долж но отгоняться не ме-	65,00	66,00	66,00
нее, % об. Кислотное число в мг КОН, на 1 г СН3ОН;	99,0	98,0	97,0
не более Эфирное число ь мг	0,03	0,02	0,04
КОН, на 1 г СН3ОН Содержание серы, не	о,оа	0,20	0,40
более, % Содержание железа.	0,002	не нормируется
ее более, %	0,001	не нормируется

Приложена* 3 Плотность в малость метанол* ори отрицательных температурах

Темн *ре-< туре,°С			Ваэ-	Температура °С	Плотность г/см*3		Ва*- кость, жнд. сЛ
	жид.	пар	кость жнд. сП		ЖЖО.	пар
-80	0,886	1,501 • 10-6	5,7	-30	0,839	1,535 * 10-5	1,39
-70	0,876	2,430 . 10-6	4,02	-20	0,829	2,562 . 10-5	1,16
-во	0,867	3,819 . 10-6	2,98	-10	0,819	4,151 . 10-5	0,98
-50	0,858	6,235 . 10-6	2,26	0	0,810	5,620 • 10-5	0,82
-40	0,847	9,517 . 10-6	1,75	-	-	-	-

Приложение 4 Тейлоретура аатвераевания воаометанольныл рестворов

Конне гг-	Температуре эатверае-		Коноент-	Температура затверцева-
рация	вен*	L*. °С	рация ме-	ЧИЯ. °С
метено-	начало	конец	танола	начало	конец
ле % вес.			% вес.
10	-7,5	-8,0	80	-102,5	-132,0
20	-18,5	-20,3	85	-115,0	-137,0
30	-31,5	-35,0	90	-128,0	-137,0
40	-40,7	-54,0	95	-121,8	-132,0
60	-72,5	-96,0	97,5	-109,0	-113,0
70	-87,0	-116,0	100	-97,8	-97,8

Приложение 5

Значения коэффициентов А и В в зависимости от темпере туры газе

Темпере-	А	В	Темпера—	А	8
ТУР®* °С			тура, °С
1	2	3	И	S	е
-40	0,1451	0,00347	32	36,10	0,1895
-38	0,1780	0,00402	34	40,50	0,207
-36	0,2189	0,00465	36	45,20	0,224
-34	0,2670	0,00538	38	50,80	0,242
-32	0,3235	0,00623	40	56,25	0,263
-30	0,3930	0,00710	42	62,70	0,285
-28	0,4715	0,00806	44	69,25	0,310
-26	0,5660	0,00921	46	76,70	0,335
-24	0,6775	0,01043	48	85,29	0,363
-22	0,8090	0,01168	50	94,00	0,391
-20	0,9600	0,01340	52	103,00	0,422
-18	1,1440	0,01510	54	114,00	0,454
-16	L.3500	0,17050	56	126,00	0.487
-14	1,5900	0,01927	58	138,00	0,521
-12	1,8680	0,02116	60	152,00	0,562
-10	2,1880	0,02290	62	166,50	0,599
-8	2,5500	0,02710	64	183,30	0,645
-6	2,9900	0,03040	66	200,50	0,691
-4	3,4800	0,03380	68	219,00	0,741
-2	4,0300	0,03770	70	238,50	0,793
0	4,6700	0,04180	72	260,00	0,841
2	5,4000	0,04640	74	283,00	0,902
4	6,2250	0,05150	76	306,00	0,965
6	7,1500	0,05710	78	335,00	1,023
8	8,2000	0,06300	80	363,00	1,083
10	9,3900	0,06960	82	394,00	1#148

Методам разработана в соответствии с 'Координационным планом разработки и реализации важнейших работ по улучшению нормирования материалыю-текничесхих и топливно-энергетических ресурсов на 1981 год', утвержденным Первым заместителем Министра нефтяной промышленности В.И.Кремневым 20.12.80 г. в соответствии с Постановлением ЦК КПСС и Совета Министров от 12 июля 1979 г. Ni 695 г.

Методика предназначена для нефтегазодобывающих и газоперерабатывающих предприятий Миннефтепрома, позволяет рассчитывать нормы расхода метанола на первичную подготовку природного и нефтяного газа при добыче его на промыслах, на транспорт по магистральным и в ну трип ро-мыеловым трубопроводам, а также на обработку газа на газоперерабатывающих заводах.

Методика распространяется на процессы и виды работ, связанные с транспортом широкой фракции и сжиженных углеводородов, а также при производстве стабильного и нестабильного бензина.

Методика может быть использована для расчета норм при некоторых экспериментальных видах работы (закачка в пласт).

В основу методики положен расчетно-аналитический метод нормировании, дополняемый опытным методом в тех случаях, когда углеводородная масса находится в статическом состоянии относительно емкостей, в которых она пребывает.

В работе прижимали участие: А.Я.Рудов, И.В.Тишакова.

Приложение 6

Растворимость метанола в углеводородном конденсате (С.) в зависимости от содержания реагента в жидкой водной фазе (CJ , \ вес

с2 С2 10 0,10 56 0,82 12 0,12 58 0,86 14 0,14 60 0,90 16 0,16 62 0,94 18 0,18 64 0,98 20 0,22 66 1,00 22 0,24 68 1,06 24 0,26 70 1,12 26 0,30 72 1,16 28 0,32 74 1,22 30 0,36 76 1,26 32 0,40 78 1,30 34 0,42 80 1,36 36 0,44 82 1,40 38 0,48 84 1,42 40 0,52 86 1,48 42 0,56 88 1,54 44 0,60 90 1,62 46 0,64 92 1,68 48 0,66 94 1.76 50 0,70 96 1,82 52 0,72 98 1,86 54 0,78 100 1,90

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Методика расчета норм расхода метанола на подготовку, транспорт природного и нефтяного газа

РД 39-3—636-81

Вводится взамен РД 39-1-212-79 и РД-39-1_315-79

Приказом Министерства нефтяной промышленности от *15' декабря 1981 г. № 677 Срок введения установлен с 15,01.82г.

Срок действия до 15.01,87г.

1. ВВЕДЕНИЕ

1.1.    Нефтяные и природные газы, добываемые из недр содержат определенное количество воды. Сжиженные газы (пропан, бутан, иэобутан) и газовый бензин также способны растворить некоторое количество влаги. С повышением температуры растворимость воды в этих продуктах увеличивается. В сжиженные газы вода может попадать через неплотности водяных конденсаторов, кипятильников при использовании водяного пара в качестве теплоносителя. Иногда вода переходит в сжиженные газы из перерабатываемого нестабильного бензина.

1.2.    При охлаждении или изотермическом сжатии из нефтяного и природного газа, сжиженных продуктов, стабильного и нестабильного бензина выделяется вода. При определенном сочетании температуры и давления выделившаяся вода способна образовывать гидраты - белые кристаллические вещества, похожие на лед или мокрый снег. Образуясь или скапливаясь в трубопроводах, цистернах и скважинах, гидраты могут вызвать частичную или полную закупорку систем и нарушить нормальный режим работы всего технологического оборудования.

1.3.    Наиболее широкое распространение для борьбы с гидратообраэованием получил метанол, расход которого зависит от начальных и конечных параметров, качества транспортируемого продукта. Дополнительными факторами, влияющими на расход метанола, являются: наличие скоплений воды в пониженных местах и капельной влаги в газовом потоке, турбулентность и переохлаждение.

1.4.    Гидраты углеводородов представляют собой твердое растворы с двумя кристаллическими структурами: структура 1 построена из 46 молекул воды и имеет 8 полостей, структура П построена из 136 молекул воды и имеет 16 малых и 8 больших полостей.

Метан, этан, углекислый газ, сероводород и азот образуют гидраты структуры 1, причем идеальная форма полностью насыщенного газом гидрата будет - 8М • 46 Н2О (или М • 5,75 Н2О), где М - молекула гидратообраэова-теля.

Пропан и иэобутан образуют гидраты структуры П с идеальной формой 8М • 136 Ь^О (или М • 17 Н2О).

Углеводороды с размерами молекул большими, чем у иэобутана, гидратов не образуют.

1.5.    Жидкая вода, не перемешиваемая газом в своем объеме, гидратов не образует. Гидраты образуются лишь на поверхности контакта газ - вода. Если водная масса барботируется или перемешивается газом или жидким углеводородом. она полностью переходит в гидрат при наличии условий гидротообразования..

С уменьшением давления и плотности газов, температура гидратообразования снижается. Для предупреждения образования гидратов необходимо устранить хотя бы одно из условий существования гидратов: высокое давление, низкую температуру или свободную влагу.

2. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

2.1. Метан (метиловый спирт) обладает способностью предотвращать гидратообразование, быстро разлагает уже образовавшиеся гидратные пробки, смешивается с водой в любых соотношениях, имеет малую вязкость и низкую температуру застывания.

2.2.    Метанол сильно токсичен, его химическая формула СН3ОН, молекулярная масса 32,04. Метанол — бесцветная жидкость, иногда с резким запахом (в зависимости от способа получения и очистки) • Основной способ получения метанола — синтез из водорода и окиси углеводорода. Исходным сырьем служит коксовый, природный и другие углеводородные газы. Давление паров метанола при 20°С равно 89 мм рт.ст. Температура замерзания метанола

^-0 7,1°С,^ температура кипения + 64,65°С. При увеличении концентрации метанола в воде, температура замерзания растворов понижается. При содержании метанола в смеси 93,3% температура замерзания составляет(— 137°С^ Плотность паров метанола при температурах до 200°С (473°К) рассматривают по формуле:

&Р.= 4,44 ( __1- -    1)    -    2,9439,    (1)

*    337,9

где Т - температура, при которой определяют плотность насыщенного пара.

Другие физические свойства метанола и его водных растворов даны в приложениях 1,2,3 и 4.

2.3.    Недостатком метанола является то, что он полностью расходуется после однократного использования. Установки по его регенерации отсутствуют. Определенное количество метанола растворяется в углеводородах и уносится с газом.

2.4.    Нормой расхода метанола называется плановая мера расхода материала, обоснованная теоретическим рао-четом на технологический процесс или эксперимента л ькь>-ми данными, если теоретический расчет невозможен. Норма расхода измеряется следующими единицами:

при добыче природного и нефтяного газа (первичная переработка газа на промыслах) - т/млрд.м^( кг/млн.м^);

при обработке газа для газлифта (добыча нефти) — т/млрд.мЗ, (кг/млн. м^);

транспорт газа по трубопроводам (внутримагистралъ-ным и внутрипромысловым) - т/млрд.мЗ, (кг/млн.мЗ) • обработка газа при зчкачке в пласт — т/млрд.мЗ.

(кг/млн.мЗ);

обработка газа на газоперерабатывающих заводах (подготовка сырья) - кг/1000 м^;

транспорт жидких углеводородов в железнодорожных цистернах и по трубопроводам - кг/т;

выработка стабильного и нестабильного бензина (на промысловых установках и ГПЗ) - т/1000 т

2.5. Для обеспечения прогрессивности и экономичности при разработке норм необходимо соблюдать следующие условия:

нормы должны с наибольшей полнотой отражать конструктивные, технологические и организационные предпосылки;

нормы ориентируются на передовой опыт, периодически совершенствуются, в них не включаются затраты, вызванные отступлением от принятой технологии, режимов работ, рецептур, из-за несоблюдения стандартов и требований по качеству.

2.6.    В общем виде расчет научно обоснованной нормы расхода метанола (Н) представлен формулой:

Н = Н_т +    1    Н_п    (2)

где Н_т - норма расхода метанола непосредственно на технологический процесс (теоретический расход);

2Н_П - сумма безвозвратных потерь метанола, связанных: с несовершенством технологического оборудования ( Н_пх) • несовершенством технологического процесса (Н^), потери при хранении (Н_пз), потери в связи с растворимостью метанола в углеводородах (Н_п4), потери вследствие уноса газом (Н_п5) и т.д.

£ Н_п ^в Н_п^ + Н_п2 ⁺ Н_пз + ... + Н_Пп .

2.7.    Сумма потерь метанола Z Н_п является нормативом безвозвратных потерь, которые объективно существуют на предприятии и на данный момент не могут быть устранены в связи с несовершенством оборудования и технологии.

2.8.    При разработке норм следует стремиться к ежегодному снижению 2Н_П, разрабатывая и внедряя организационно-технические мероприятия, направленные на экономию метанола.

2.9.    Норма расхода Н по формуле (2) рассчитывает^

в целом по предприятию. Если имеется возможность установить величину Z Н_п по отдельным участкам, то норму U по формуле (2) считают отдельно по каждому участку.

2.10.    Норма Н_т рассчитывается через суммарную потребность по всем участкам путем отнесения ее на весь объем производства по данному предприятию:

Н

(3)

т ■ а. '

где Н_Г£ - норма расхода метанола на технологический процесс по с —ому участку;

Qi - объем производства по с -ому участку; с - количество участков, на которых применяется метанол, ^    1,2,3    ...    п;

Q_n - объем производства в целом по предприятию.

3. РАСЧЕТ НОРМ РАСХОДА МЕТАНОЛА НА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС ПРИ ОБРАБОТКЕ ПРИРОДНОГО И НЕФТЯНОГО ГАЗА

3.1. Расчет индивидуальной нормы расхода метанола на технологический процесс при подготовке и транспорте природного и нефтяного газа по каждому участку ведется по формуле:

Н_Г£    (4)

где Н_г. - индивидуальная норма расхода метанола по i-ому участку; fa - количество метанола, необходимое для насыщения жидкой фазы;

^ _ количество метанола, необходимое для насьынэвия ^Г газообразной среды;

fa - количество метанола, необходимое для насыщения конденсата.

3.2. Количество метанола 0,_ж (кг/1000 м^), необходимое для насыщения жидкой фазы, определяется по фор* муле:    .

где Л U/ - количество отбираемой влаги из газа, кг/1000

С₁ - весовая концентрация вводимого (свежего) метанола, %;

С₂ - весовая концентрация метанола в воде (концентрация отработанного метанола в конце участка, на котором образуются гидраты),%.

3.2.1.    Из формулы (5) следует, что для определения количества метанола для насыщения жидкой фазы необходимо знать влажность газа и концентрацию метанола в двух точках: в начале и в конце участка, на котором возможно образование гидратов.

Влажность углеводородных газов с относительной плотностью (по воздуху) 0,60, не содержащих азот и насыщенных пресной водой при различных температурах и давлениях можно определить по графикам, составленным на основе экспериментальных данных, аналогично приведенному на рис. 1.

Влажность газа существенно зависит от его состава.

Чем больше в газе тяжелых углеводородов, тем меньше его влажность. Наличие сероводорода и углекислого газа увеличивает влагосодержание, присутствие азота — уменьшает.

3.2.2.    Для определения влажности газа, относительная плотность которого отличается от 0,60, необходимо ввести поправку на плотность и К2 на соленость (см.рис. 1). Влажность газа W определяется по формуле:

U/0,60 . К_х • К2 ,

где V и Wq,60 - соответственно влажность обрабатываемого газа и влажность газа с плотностью 0,60.

3.2.3.    Определив влажность газа в начале участка V 1 и в конце участка U/ 2» находят количество влаги д W » выделяющиеся из каждых 1000 м^ проходящего газа:

3.2.4.    Для определения влажности Wi» W2 ^и AW предпочтительнее непосредственные замеры в естественных

бпогосодермание природного газа, г/# 3при20 °Q и 760н* pm cm    ^    ^
■НО -30 -20 -10 20 50 НО 50 60 70 60 90 100 С Т1,Тг Рис. 1. Равновесиое содержание воды в системе природный газ—иода