Вход
  1. Главная
  2. Журналы
  3. «Газовая промышленность»
  4. Газовая промышленность 10.2021
Газовая Промышленность 10.2021

Научная статья

УДК 543.275.1
(UDK 543.275.1)

Авторизуйтесь

ТРАНСПОРТИРОВКА ГАЗА И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА (GAS AND GAS CONDENSATE TRANSPORTATION)

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ РАВНОВЕСНОГО СОДЕРЖАНИЯ ПАРОВ ВОДЫ В МЕТАНЕ ПРИ ТЕМПЕРАТУРАХ ОТ 233,15 ДО 293,15 К И ДАВЛЕНИЯХ ДО 12,5 МПА

(EXPERIMENTAL RESEARCH ON THE EQUILIBRIUM WATER VAPOR CONTENT IN METHANE WITHIN THE TEMPERATURE RANGE OF 233.15–293.15 K AND PRESSURE UP TO 12.5 MPA)

Разработана оригинальная установка и прецизионная методика проведения экспериментов по определению содержания паров воды в сжатом метане при равновесии как с газовым гидратом метана, так и с жидкой водой, включая и переохлажденную воду при отрицательных (по шкале Цельсия) температурах. В экспериментальной установке проточного типа реализован метод насыщения метана водяными парами с последующей их конденсацией из газовой фазы в четырех последовательно расположенных термостатируемых сепараторах-вымораживателях. В последних поддерживается заданная температура.
В концевом сепараторе-вымораживателе при высокой точности поддержания температуры (± 0,1 К) достигается равновесие между метаном, насыщенным парами воды, и конденсированной водной фазой (жидкая вода, лед или гидраты в зависимости от термобарических условий). Далее проводятся измерения температуры точки росы метана по жидкой воде различными гигрометрами как при заданном давлении, так и при атмосферном. Параллельно электролитическим методом определяется влагосодержание (молярная доля водяных паров) при атмосферном давлении.
На основе разработанного подхода проведены исследования равновесного содержания водяных паров в газовой фазе для систем «метан – жидкая вода» и «метан – гидрат» при температурах от 233,15 до 293,15 К с шагом 10 К и давлениях метана в диапазоне от 1,0 до 12,5 МПа. Впервые получены экспериментальные данные по влагосодержанию метана при различных термобарических условиях при равновесии не только с гидратом, но и с жидкой переохлажденной водой в области термодинамической стабильности газового гидрата или гексагонального льда. Результаты соответствуют принятым в газовой промышленности условиям измерения точек росы природного газа по воде (переохлажденной) конденсационными гигрометрами. Данные экспериментов сопоставлены с имеющимися в опубликованной литературе сведениями по равновесиям «метан – жидкая вода» при положительных температурах и «метан – гидрат» – при отрицательных (по шкале Цельсия).
Разработана корреляция, описывающая полученные экспериментальные результаты с погрешностью не более 5 %, что соответствует ~0,5 К по температуре точки росы. Эта корреляция предназначена для расчетов молярной доли водяных паров в сжатом метане при заданных значениях давления и температуры и для определения температуры точки росы при известных значениях давления и молярной доли водяных паров в метане (с применением итерационной процедуры).

An original rig and a precision experimental technique for studying the water vapor content in compressed methane in equilibrium with methane hydrate and liquid water have been developed. The technique includes the equilibrium with supercooled water at negative Celsius temperatures (under thermodynamic stability of methane hydrate and hexagonal ice).
In an experimental flow-through rig, a method of methane saturation with water vapor is implemented, followed by water phase condensation from the gaseous methane in four sequentially thermostatic separator-freezers, in which a given temperature is maintained. In the end separator-freezer the temperature is maintained with an accuracy ± 0.1 K and equilibrium is achieved between the compressed methane saturated with water vapor and the condensed water phase (i. e. liquid water, ice or hydrate), depending on temperature and pressure conditions. Water dew point of the methane is measured with various condensation hygrometers, both at a given pressure in the end separator and at atmospheric pressure. In addition, measurements of moisture content (molar fraction of water vapor in methane) are carried out by the electrolytic method at atmospheric pressure.
Experimental study of the equilibrium water vapor content in gas phase for the “methane – liquid water” and “methane – hydrate” systems were carried out at temperatures from 233.15 to 293.15 K with a step of 10 K and methane pressures in the range of 1.0 to 12.5 MPa. A novel experimental data were obtained on the saturated water vapor content of methane under different thermobaric conditions in equilibrium with both hydrate and supercooled water. The obtained experimental data correspond to the conditions adopted in the gas industry for measuring of natural gas dew point on supercooled water by condensation hygrometers. The experimental results are compared with the available literature data on the equilibrium “methane – liquid water” at positive temperatures and “methane – hydrate” at negative Celsius temperatures.
A thermodynamic correlation has been developed for describing the experimental data with an error not more than 5 % (corresponds to ~0.5 K in dew point units). The correlation may be used for calculating the water vapor content in compressed methane at given pressure and temperature, as well as for determining the water dew point at known water content in methane and its pressure (using an iterative procedure).

СОДЕРЖАНИЕ ВОДЯНЫХ ПАРОВ, ТЕМПЕРАТУРА ТОЧКИ РОСЫ, ФАЗОВОЕ РАВНОВЕСИЕ, КОРРЕЛЯЦИЯ, ПРИРОДНЫЙ ГАЗ, МЕТАН, ГАЗОВЫЙ ГИДРАТ, ПЕРЕОХЛАЖДЕННАЯ ВОДА, ГЕКСАГОНАЛЬНЫЙ ЛЕД

WATER VAPOR CONTENT, DEW POINT, PHASE EQUILIBRIUM, CORRELATION, NATURAL GAS, METHANE, GAS HYDRATE, SUPERCOOLED WATER, HEXAGONAL ICE

Б.Д. Донских, к.т.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, Россия)

В.А. Истомин, д.х.н., проф., ООО «Газпром ВНИИГАЗ», АНОО ВПО «Сколковский институт науки и технологий» (Москва, Россия)

С.А. Степанов, к.т.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

B.D. Donskikh, PhD in Engineering, Gazprom VNIIGAZ LLC (Moscow, Russia)

V.A. Istomin, DSc in Chemistry, Professor, Gazprom VNIIGAZ LLC, Skolkovo Institute of Science and Technology (Moscow, Russia)

S.A. Stepanov, PhD in Engineering, Gazprom VNIIGAZ LLC

СТО Газпром 089–2010. Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам. Технические условия [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.

Истомин В.А., Смирнов В.В., Бахметьев П.И. и др. Анализ нормативных документов по расчетам влагосодержания и точки росы природного газа // Газовая промышленность. 2008. № 12 (625). С. 22–26.

Althaus K. Messung und berechnung von wassergehalten kohlenwasserstoffhaltiger gasgemische: hochschulschrift. Karlsruhe, Deutschland: Universität Karlsruhe, 1999.

Истомин В.А., Квон В.Г. Методика и результаты расчета двухфазных равновесий природного газа с конденсированной водной фазой // Актуальные проблемы освоения газовых месторождений Крайнего Севера: сб. науч. тр. / отв. ред. А.И. Гриценко, В.А. Истомин. М.: ВНИИГАЗ, 1995. С. 180–204.

Истомин В.А., Деревягин А.М., Селезнев С.В. и др. Метод точек росы для исследования двухфазных равновесий газовых гидратов // Наука и техника в газовой промышленности. 2004. № 1–2. С. 63–70.

Blanco S.T., Avila S., Velasco I., et al. Dew points of ternary methane + ethane + butane and quaternary methane + ethane + butane + water mixtures: measurement and correlation // Fluid Phase Equilib. 2000. Vol. 171. No. 1–2. P. 233–242. DOI: 10.1016/S0378-3812(00)00368-X.

Folas G.K., Froyna E.W., Lovland J., et al. Data and prediction of water content of high pressure nitrogen, methane and natural gas // Fluid Phase Equilib. 2007. Vol. 252. No. 1–2. P. 162–174. DOI: 10.1016/j.fluid.2006.12.018.

Донских Б.Д., Истомин В.А., Крашенников С.В., Макинский А.А. Экспериментальные исследования влагосодержания природного газа при равновесиях с конденсированными водными фазами // Научно-технический сборник «Вести газовой науки». 2011. № 2 (7). С. 193–206.

Анашко А.А., Винге А.Ф., Винге М.А., Морозов С.А. Содержание, применение и перспективы развития Государственного первичного эталона единиц относительной влажности газов, молярной (объемной) доли влаги, температуры точки росы/инея 151–2014 // Альманах современной метрологии. 2017. № 12. С. 81–91.

Zhang L., Burgass R., Chapoy A., Tohidi B. Measurement and modeling of water content in low temperature hydrate – methane and hydrate – natural gas systems // J. Chem. Eng. Data. 2011. Vol. 56. No. 6. P. 2932–2935. DOI: 10.1021/je2001655.

Косяков Н.E., Ивченко Б.И., Криштопа П.П. Растворимость влаги в сжатых аргоне, метане и гелии при низких температурах // Журнал прикладной химии. 1979. Т. 52. № 4. С. 922–928.

Løkken T.V., Bersås A., Christensen K.O., et al. Water content of high pressure natural gas: Data, prediction and experience from field // Proceedings of the International Gas Union Research Conference (IGRC’08). Paris: IGRC, 2008. P. 1979–2021.

Chapoy A., Coquelet C., Richon D., Corrigendum to “Revised solubility data and modeling of water in the gas phase of the methane/water binary system at temperatures from 283.08 to 318.12 K and pressures up to 34.5 MPa” [Fluid Phase Equilibria 214 (2003) 101–117] // Fluid Phase Equilib. 2005. Vol. 230. No. 1–2. P. 210–214. DOI: 10.1016/j.fluid.2004.07.005.

OAO Gazprom (open joint-stock company). STO Gazprom 089–2010 (company standard). Natural fuel gas fed to main pipes and transmitted through them. Specifications. [Access restricted]. (In Russian)

Istomin VA, Smirnov VV, Bakhmetyev PI, Donskikh BD, Krashennikov SV, Makinskiy AA. Regulatory analysis on calculating moisture content and dew point of natural gas. Gas Industry [Gazovaya promyshlennost']. 2008; 625(12): 22–26. (In Russian)

Althaus K. Measuring and calculation of water content in hydrocarbon-containing gas mixtures. Karlsruhe, Germany: Karlsruhe University [Universität Karlsruhe]; 1999. (In German)

Istomin VA, Kvon VG. Procedure and calculation results for two-phase equilibria with condensed water phase. In: Gritsenko AI, Istomin VA (eds.) Current Problems of Gas Field Development in the Far North. Moscow: All-Union Scientific Research Institute of Natural Gases and Gas Technologies; 1995. p. 180–204. (In Russian)

Istomin VA, Derevyagin AM, Seleznev SV, Agaltsov AG, Mikhaylov YuV. Dew point method for studying two-phase equilibria of gas hydrates. Science and Technology in the Gas Industry [Nauka i tekhnika v gazovoj promyshlennosti]. 2004; (1–2): 63–70. (In Russian)

Blanco ST, Avila S, Velasco I, Rauzy E, Otín S. Dew points of ternary methane + ethane + butane and quaternary methane + ethane + butane + water mixtures: measurement and correlation. Fluid Phase Equilib. 2000; 171(1–2): 233–242.

Folas GK, Froyna EW, Lovland J, Kontogeorgis GM, Solbraa E. Data and prediction of water content of high pressure nitrogen, methane and natural gas. Fluid Phase Equilib. 2007; 252(1–2): 162–174.

Donskikh BD, Istomin VA, Krashennikov SV, Makinskiy AA. Experimental study on moisture content in natural gas at equilibria with condensed water phases. Gas Science Bulletin [Vesti gazovoy nauki]. 2011; 7(2): 193–206. (In Russian)

Anashko AA, Vinge AF, Vinge MA, Morozov SA. Content, application and development prospects of national primary standard of relative gas humidity units, moisture molar (volume) fraction, dewpoint/frost temperature 151–2014. Al'manac of Modern Metrology [Al'manah sovremennoj metrologii]. 2017; (12): 81–91. (In Russian)

Zhang L, Burgass R, Chapoy A, Tohidi B. Measurement and modeling of water content in low temperature hydrate – methane and hydrate – natural gas systems. J. Chem. Eng. Data. 2011; 56(6): 2932–2935.

Kosyakov NYe, Ivchenko BI, Krishtopa PP. Solubility of moisture in compressed argon, methane, and helium at low temperatures. Journal of Applied Chemistry of the USSR [Zhurnal prikladnoj himii]. 1979; 52(4): 922–928. (In Russian)

Løkken TV, Bersås A, Christensen KO, Nygaard CF, Solbraa E. Water content of high pressure natural gas: Data, prediction and experience from field. In: IGU Proceedings of the International Gas Union Research Conference (IGRC’08), 8–10 October 2010, Paris, France. Paris: IGRC; 2008. p. 1979–2021.

Chapoy A, Coquelet C, Richon D. Corrigendum to “Revised solubility data and modeling of water in the gas phase of the methane/water binary system at temperatures from 283.08 to 318.12 K and pressures up to 34.5 MPa”. Fluid Phase Equilib. 2005; 230(1–2): 210–214.

Перевод выполнен Moscow Translation Agency

Назад к журналу
ТЕРРИТОРИЯНЕФТЕГАЗ

Внимание к деталям — от идеи
до воплощения! Только актуальная информация и свежие новости.

Журналы

Контент

О нас

Контакты