Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Разработка методов исследования эффективности работы установок промысловой подготовки природного газа

Диссертация: Разработка методов исследования эффективности работы установок промысловой подготовки природного газа
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

В настоящее время многие газовые и газоконденсатные месторождения России вступили в стадию падающей добычи, что усложнило промысловую подготовку газа, особенно в части обеспечения показателей качества. Для соблюдения нормативных требований к качеству природного газа, поставляемого в магистральные газопроводы, необходимо совершенствование расчетно-технологических и измерительных методов… Читать ещё >

Разработка методов исследования эффективности работы установок промысловой подготовки природного газа (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • Список обозначений и сокращений
  • Введение (
  • 1. Показатели, характеризующие эффективность работы установок подготовки природного газа, анализ методов и приборов для их измерения
    • 1. 1. Характеристика основных процессов промысловой подготовки природного газа и показателей их эффективности
    • 1. 2. Методические особенности измерения температуры точки росы и влагосодержания природного газа
    • 1. 3. Приборное обеспечение измерения температуры точки росы природного газа по водным фазам
    • 1. 4. Приборное обеспечение измерения влагосодержания природного газа
    • 1. 5. Выводы
  • 2. Разработка контрольного метода измерения температуры точки росы природного газа по водным фазам
    • 2. 1. Промысловые исследования и сравнительные измерения температуры точки росы приборами различного типа
    • 2. 2. Экспериментальные исследования кинетики конденсации паров воды из природного газа
    • 2. 3. Исследование систем пробоподготовки для измерений температуры точки росы природного газа
    • 2. 4. Совершенствование контрольного метода измерения температуры точки росы природного газа по водным фазам
    • 2. 5. Выводы
  • 3. Совершенствование методов измерения, расчета и взаимного пересчета температуры точки росы по водным фазам и влагосодержания природного газа
    • 3. 1. Состояние дел в области определения величины влагосодержания и ее пересчетах в величину температуры точки росы по водной фазе
    • 3. 2. Исследование фазовых равновесий в системе «природный газ — вода -метанол»
    • 3. 3. Разработка селективного метода измерения влагосодержания природного газа
    • 3. 4. Разработка корреляций для взаимного пересчета величины влагосодержания и температуры точки росы природного газа по водной фазе
    • 3. 5. Выводы
  • 4. Внедрение разработанных методик при комплексном исследовании эффективности установок гликолевой осушки
    • 4. 1. Схема контроля технологических параметров промысловой подготовки газа при комплексном исследовании эффективности
    • 4. 2. Оперативная методика определения массовой концентрации воды в абсорбентах с помощью конденсационного гигрометра
    • 4. 3. Опыт применения разработанных методик на примере исследования эффективности абсорберов гликолевой осушки на УКПГ-7 месторождения «Медвежье»
    • 4. 4. Выводы
  • Заключение
  • Литература

Приложение, А — Свидетельство об аттестации Методики выполнения измерений МВИ 65−08 143

Приложение Б — Акт внедрения результатов диссертационной работы в ИТЦ ООО «Газпром добыча Надым»

СПИСОК ОБОЗНАЧЕНИЙ И СОКРАЩЕНИЙ

ABO — аппарат воздушного охлаждения-

ВГР — водогликолевый раствор-

BMP — водометанольный раствор-

ВС — влагосодержание-

ГКМ — газоконденсатное месторождение-

ГИС — газоизмерительная станция-

ГМ — газовое месторождение-

ГТТ — газовый промысел-

ГПА — газоперекачивающий агрегат-

ДКС — дожимная компрессорная станция-

ДЭГ — диэтиленгликоль-

ЕСГ — единая система газоснабжения-

КС — компрессорная станция-

МГ — магистральный газопровод-

MC — метанолосодержание-

МФА — многофункциональный аппарат-

НГКМ — нефтегазоконденсатное месторождение-

HTA — низкотемпературная абсорбция-

НТС — низкотемпературная сепарация-

ТТРВ — температура точки росы по водной фазе-

ТТРув — температура точки росы по углеводородам-

ТЭГ — триэтиленгликоль-

УКПГ — установка комплексной подготовки газа- ЦЦКС — центральная дожимная компрессорная станция- ЧЭ — чувствительный элемент- ЭГ — этиленгликоль.

Актуальность темы

.

Обеспечение качества природного газа, подаваемого в магистральные трубопроводы ЕСГ России, является важнейшей задачей при осуществлении промысловой подготовки. Поддержание транспорта газа в оптимальном и безопасном режиме, предотвращение образования гидратных и жидкостных пробок, коррозии и повреждения линейного оборудования и запорно-регулирующей арматуры — основные критерии для нормирования качества природного газа.

В настоящее время многие газовые и газоконденсатные месторождения России вступили в стадию падающей добычи, что усложнило промысловую подготовку газа, особенно в части обеспечения показателей качества. Для соблюдения нормативных требований к качеству природного газа, поставляемого в магистральные газопроводы, необходимо совершенствование расчетно-технологических и измерительных методов исследования эффективности работы технологических аппаратов осушки газа. Для уточнения термодинамических методов расчета влагосодержания и температуры точки росы по водным фазам (воде, льду, водометанольному раствору и гидрату) требуются дополнительные экспериментальные исследования фазовых равновесий в системе «природный газ — вода — метанол». Для совершенствования инструментальных методов требуется доработка систем пробоподготовки и алгоритмов измерения технологических параметров. Повышение точности расчетно-технологического моделирования и измерения технологических параметров позволяет оптимизировать капитальные вложения и эксплуатационные затраты при подготовке природного газа к магистральному транспорту. Поэтому разработка и усовершенствование методов определения технологических параметров процесса осушки природного газа является актуальной темой исследований.

Цель работы.

Совершенствование методов определения технологических параметров аппаратов осушки природного газа: точки росы газа по водным фазам и его влагосодержания, а также массовой доли воды в абсорбентах.

Основные задачи исследований:

1. Провести анализ приборного парка и методов определения технологических параметров, характеризующих процесс осушки природного газа. Выявить источники погрешности и предложить способы совершенствования изученных методов.

2. Выполнить сравнительные промысловые и лабораторные исследования методов определения технологических параметров, характеризующих процесс осушки природного газа и уточнить границы их применимости.

3. Разработать установку и методику экспериментального изучения кинетики и термодинамики конденсации паров воды из природного газа на зеркале конденсационного визуального гигрометра.

4. Провести эксперименты и получить уточненные термодинамические корреляции для расчёта влагосодержания и температуры точки росы природного газа по водным фазам при наличии в природном газе паров метанола.

5. Обосновать необходимость применения контрольного метода определения температуры точки росы природного газа по водным фазам и осуществить выбор контрольного метода.

6. Разработать оперативную методику определения массовой доли воды в абсорбентах, используемых для осушки природного газа.

7. Создать расчетно-методические основы комплексного исследования эффективности работы аппаратов осушки природного газа с применением усовершенствованных методов определения технологических параметров.

Методы решения поставленных задач.

Решение поставленных задач осуществлялось в процессе проведения лабораторных и промысловых экспериментов с применением физико-химических и аналитических методов. Использованы методы прикладной термодинамики для расчета фазовых равновесий в системе «природный газ — вода — метанол», а также моделирование технологических процессов с привлечением современных программных продуктов. Промысловые исследования выполнены на предприятиях газовой промышленности России с использованием систем пробоотбора и средств измерения, применяемых в организациях ОАО «Газпром».

Научная новизна работы.

Создана установка для экспериментального исследования термодинамики и кинетики конденсации паров воды из природного газа. Впервые разработана методика экспериментальных исследований, основанная на визуализации процессов конденсации из природного газа водных фаз на охлаждаемой поверхности конденсационного гигрометра.

Получены новые экспериментальные данные по равновесным влагосо-держанию и метанолосодержанию природного газа при температурах от минус 20,0 °С до 20,0 °С и давлениях до 7,0 МПа.

Выявлены закономерности кинетики конденсации паров воды в системе «природный газ — вода» при температурах от минус 20,0 °С до 20,0 °С и давлениях до 7,0 МПа. Получена эмпирическая зависимость скорости конденсации паров воды от температуры и давления.

Разработаны научно-методические основы контрольного измерения температуры точки росы природного газа по водным фазам.

• ' I ч.

Основные защищаемые положения:

1. Методика экспериментальных исследований термодинамики и кинетики конденсации воды, льда, водометанольного раствора и гидрата природного газа на охлаждаемой поверхности гигрометра, позволяющая визуализировать процессы конденсации водных фаз.

2. Уточненные термодинамические корреляции для определения влагосо-держания природного газа равновесного с различными водными фазами при температурах от минус 40,0 °С до 20,0 °С и давлениях до 10,0 МПа на основе полученных экспериментальных данных.

3. Контрольный метод измерения температуры точки росы газа по водным фазам с использованием визуального конденсационного прибора, обеспечивающий достоверную идентификацию конденсирующейся фазы.

4. Методика определения массовой доли воды в абсорбентах для осушки природного газа с использованием конденсационного гигрометра, позволяющий проводить измерения в промысловых условиях.

Практическая ценность работы.

Разработанный контрольный метод измерения температуры точки росы газа по воде включен в национальный стандарт ГОСТ Р 53 763−2009 «Газ горючий природный. Определение температуры точки росы по воде».

Методика определения влажности абсорбентов для осушки природного газа с применением автоматических конденсационных приборов аттестована ФГУП «ВНИИМС» и подтверждена свидетельством № 65−08. Методика утверждена и применяется при обследовании аппаратов осушки газа специалистами ИТЦ ООО «Газпром добыча Надым».

Разработанные в диссертации методы определения технологических показателей эффективности работы аппаратов осушки нашли применение при проведении обследований УКПГ северных месторождений ОАО «Газпром», в том числе Медвежьего, Ямсовейского, Юбилейного, Ямбургского, Уренгойского.

Автор выражает глубокую признательность научному руководителю д.х.н., профессору В. А. Истомину. Автор также благодарит за ценные замечания, помощь и поддержку при написании диссертации К. С. Басниева, Ю. Н. Васильева, K.M. Давлетова, К. И. Джафарова, С. И. Долгаева, В. Г. Квона, A.B. Елистратова, М. В. Елистратова, А. И. Ермолаева, С. В. Крашенникова, A.B. Козлова, Б. Е. Сомова, В. Т. Крушневича, А. Н. Кубанова, A.A. Макинского, H.H. Соловьева, С. А. Степанова.

1 ПОКАЗАТЕЛИ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ УСТАНОВОК ПОДГОТОВКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА И МЕТОДЫ ИХ ИЗМЕРЕНИЯ.

Процессы промысловой подготовки природного газа направлены, прежде всего, на удаление из него примесей, присутствие которых сверх установленной нормы по тем или иным причинам нежелательно при магистральном транспорте. В отраслевом стандарте ОСТ 51.40 [1] нормируются такие показатели качества природного газа, как температура точки росы по воде (ТТР&bdquo-) и углеводородам (ТТРуц). Методы измерения ТТР&bdquoи влагосодержания (ВС) природного газа установлены в ГОСТ 20 060 [2]. Анализ особенностей измерения ТТРП, ВС и их связи с технологией подготовки газа проведен в работах [3−10]. Величина влагосодержания природного газа также является важным показателем, необходимым для технологических расчетов работы аппаратов и процессов подготовки природного газа. Влагосодержание природного газа функционально связано с ТТРП, однако сущность этих показателей различна: влагосодержание количественный показатель, характеризующий содержание в газе паров воды, в то время как ТТР&bdquo- - качественный показатель, характеризующий образование новой фазы в системе при ее изобарном охлаждении. Процесс измерения показателей качества газа тесно связан с конкретным способом подготовки газа на УКПГ. Важность учета при измерениях ВС и ТТРВ специфики технологического процесса подготовки и влияния техпримесей отмечена в работах В: А. Истомина с соавторами [11−13], а также в последующих работах других авторов [14,15].

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ.

1. Выполнен: анализ особенностей работысуществующих приборов и методов измерений: технологических параметров,-характеризующих процесс: абсорбционной осушки природного газа-. Отмеченочто-точностьэтих измерений^, связана с наличием в газе примесей углеводородов и метанола. Присутствие о ' данных компонентов в количествах более 200 мг/м может влиять, на точность, методов измерения-технологических параметров.

2. Разработаны лабораторная установка и методика исследования кинетики и термодинамики конденсации паров воды из. природного-газа на охлажденI ной поверхности при температурах от минус 20,0 °С до 20,0 °С и давлениях до 7,0 МПа. Методика предусматривает визуализацию процессов конденсации различных водных фаз (жидкой воды, льда, гидратов, водометанольного раствора). В методике использован авторский алгоритм определения термодинамической температуры фазового равновесия в системе «природный газ — вода».

3. Проведены лабораторные исследования процессов конденсации паров воды из природного газа на зеркале конденсационного визуального гигрометра. Получены новые данные по кинетике и термодинамике образования различных водных фаз из природного газа. На основании результатов исследований предложена простая эмпирическая корреляция для расчета скорости конденсации паров воды на зеркале при измерениях визуальным, гигрометром в зависимости от давления, температуры и величины переохлаждения зеркала.

4. Разработаны уточненные термодинамические корреляции и методы расчета влагои метанолосодержания природного газа при термодинамическом равновесии с различными водными фазами. Предложены формулы для расчета давления паров воды над различными водными фазами. Погрешность формул не превышает 5%.

5. Обосновано применение визуального конденсационного метода определения температуры точки росы природного газа в качестве контрольного. Контрольный метод позволяет достоверно идентифицировать фазу (жидкую воду, лед, гидраты, углеводороды), образующуюся на зеркале гигрометра. Контрольный метод дает возможность визуализировать конденсирующуюся фазу и гарантировать ее термодинамическую стабильность.

6. Предложена оперативная методика определения массовой доли воды в абсорбентах для осушки газа, заключающаяся в измерении точки росы газа-по льду, приведенного в равновесие с абсорбентом, с последующим расчетом массовой доли воды в абсорбенте по специально-разработанным зависимостям. Метод достаточно точен, прост в использовании и позволяет проводить-измерения непосредственно в цехе осушки газа.

7. Созданы расчетно-методические основы комплексного исследования эффективности работы аппаратов осушки природного газа с применением разработанных методов определения точки росы, влагосодержания газа и массовой концентрации воды в абсорбентах для осушки газа. Отмечена эффективность предлагаемых методик при необходимости получения оперативных и достоверных результатов измерений. Показано, что применение предлагаемых методов при определении эффективности аппаратов осушки позволяет снизить погрешность промысловых исследований более чем в 2 раза.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

Показать весь текст

Список литературы

  1. ОСТ 51.40−93 «Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным трубопроводам». (С изменениями № 1−8).
  2. ГОСТ 20 060–83 «Газы горючие природные. Методы определения содержания водяных паров и точки росы влаги». (С изменениями № 1,2)
  3. В.А. В полной ли мере показатель точки росы газа по влаге характеризует качество товарного газа. Сб. ИРЦ Газпром, сер. «Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа». 1995, № 3, с. 5−21.
  4. В.А. Проблема обеспечения показателей, качества природного газа, и равновесия углеводородных систем с водными фазами. М.: ИРЦ Газпром, 1999,68 с.
  5. В.А. Обеспечение показателей качества природного газа. Газовая промышленность, 2000, № 5, с. 37.
  6. Т.М., Мурин В. И. и др. О взаимоувязке показателей УКПГ и МГ. Газовая промышленность, 1989, № 10. с. 53−55.
  7. А.И., Истомин В. А. и др. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. М.: Недра, 1999- 474 с.
  8. В.А. Влагомеры конденсационного типа. Газовая промышленность, 2000, № 12, с. 39−41.
  9. В.А., Елистратов М. В., Елистратов A.B. Применение глико-лей для абсорбционной осушки природных газов. Физико-химические аспекты. Обз. Инф. Сер. Подготовкам переработка газа и газового конденсата. М.: ИРЦ Газпром, 2004,168<с.
  10. И.Н. Влагометрия природного газа: взгляд на проблему, постановка задачи. Газовая промышленность, 2000, № 12, с. 36−38*.
  11. Методические указания по комплексному исследованию технологических установок подготовки газа и конденсата к транспорту. Баку — 1979 — 123 с.
  12. А. «Необходимость реконструкции установок промысловой подготовки газа Заполярного НГКМ» М.: «Нефть и Газ Евразия» № 4 2007 стр. 3237.
  13. С.Д., Балюк И. В. и др. Конденсат, поступающий на УКПГ-1С Заполярного ГНКМ -М.: Газовая промышленность, 2000, № 5, с. 37.
  14. И.В. Исследования составов и свойств углеводородных конденсатов Ямбургского и Заполярного месторождений для совершенствования технологии промысловой подготовки. Диссертация на соискание учёной степени к.т.н. М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2005,171 с.
  15. И.Н. Влагометрия природного газа: перспективы развития. Газовая промышленность, 2001, № 1, с. 43−46.
  16. В.И., Клишин Г. С. и др. Метрологическое обеспечение измерения влажности природного газа. М.: ИРЦ Газпром, 1998, 23 с.
  17. П.И. Классификация методов и поточных средств измерения влажности газов, в сб. Повышение эффективности газотранспортного оборудования. М.: ВНИИГАЗ, 1996, с. 39−43.
  18. В.В. Измерение влажности природного газа. Материалы НТС РАО «Газпром». М.: ИРЦ Газпром, 1997
  19. РМГ 75−2004 Рекомендации по межгосударственной стандартизации. Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения влажности веществ. Термины и определения. Минск ЕАСС — 2005
  20. М.Ф., Плехоткин В. П., Бондаревский A.A. Приборы для контроля качества подготовки природных газов. Измерительная техника, 1982, № 10:
  21. Г. А., Кульков А. Н., Зиберт Г. К. Технологические процессы подготовки природного газа и методы расчета оборудования. М.: Недра, 2000, 280 с.
  22. Deaton W.M., Frost Е.М. Apparatus for determining dew point of gases under pressure. US Monograph, 1938.
  23. ASTM D 1142−2000 «Standard test method for water vapor content of gaseous fuels by measurement of dew-point temperature»
  24. A.M. и др. Контрольная и поверочная аппаратура по измерению влагосодержания природного газа серии «КОНГ». Материалы НТС РАО «Газпром». М.: ИРЦ Газпром, 1997,10 с.
  25. .В., Деревягин A.M., Селезнев C.B. Конденсационный гигрометр «КОНГ-Прима-2». Газовая промышленность, 1999, № 7, с. 57−59.
  26. A.M., Селезнев C.B., Степанов А. Р. Анализатор точки росы по влаге и углеводородам «КОНГ-Прима-4″. Газовая промышленность, 2002, № 1, с. 15−22.
  27. A.M., Селезнев C.B., Степанов А. Р., Агальцов А. Г. Анализатор точки росы по влаге и углеводородам „КОНГ-Прима-4″. Газовая' промышленность, 2002, № 11, с. 55−58.
  28. A.M., Фомин A.C., Истомин В. А. и др. Интерференционный анализатор точек росы газа по влаге и углеводородам. • Газовая промышленность, 2005, № 1, с. 70−78.
  29. А.Г., Деревягин A.M., Селезнев-C.B: Эксплуатационные и метрологические, характеристики анализатора точек росы „КОНГ-Прима-Ю“. Наука и техника в газовой промышленности. 2006. № 4. — С.57−61
  30. A.M. Семейство влагомеров серии, КОНГ. Газовая промышленность, 2003, № 7, с. 60−64.
  31. A.M., Степанов С. А., Истомин В. А. и др. Технологическое применение анализаторов точки росы серии KOHF. Газовая промышленность, 2005, № 3, с. 42−44.
  32. C.B. Разработка информационно-измерительной системы для оперативного контроля влажности природного газа. Диссертация на соискание учёной степени к.т.н. М.: РГУНГ им. И. М. Губкина, 2006,153 с.
  33. А.Г. Разработка и исследование лазерного преобразователя информации для системы непрерывного автоматического контроля точек росы. Диссертация на соискание учёной степени к.т.н. Саратов.: СГТУ, 2006, 152 с.
  34. Деревягин А. М! Информационно-измерительная система для объектов добычи, транспорта и распределения природного газа. Диссертация на соискание учёной степени д.т.н. Саратов.: СГТУ, 2007.
  35. В.Г., Костюков В. Е., Москалев И. Н., Кузнецов* С.А. Конденсационные гигрометры: состояние и перспективы совершенствования. Часть 1. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, № 7, 2007, с. 2−12.
  36. В.Г., Костюков В. Е., Москалев И. Н., Кузнецов С. А. Конденсационные гигрометры: состояние и перспективы совершенствования. Часть 2. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, № 8,2007, с. 11−18.
  37. И.Н., Чистиков С. П. Температура точки росы по влаге при гликолевой осушке газа. Газовая промышленность, 2002, № 5, с. 60−63.
  38. И.Н., Кориткин И. П. и др. Температура точки росы по ДЭГ как характеристика работы абсорбера. Газовая промышленность, 2002, № 6, с. 78−80.
  39. ИСО 10 101:1993 Часть 1 — Природный газ. Определение содержания воды по методу Карла Фишера.
  40. ГОСТ 14 870–1977 Продукты химические. Методы определения воды.
  41. Халиф A. JL, Туревский E.H. и др. Приборы для определения влажности природных газов. Обз. информация, сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата, М.: ИРЦ Газпром, 1995, 44 с.
  42. Анализаторы влажности газов на основе пьезокристалла. Ж. Законодательная и прикладная метрология“ № 1 1997
  43. Дж., Смит Д., Акваметрия. М.: Издатинлит, 1952,426 с.
  44. В.М., Подрешетников В. А., Радкевич В. В. Тетеревятников Л.Н., Контроль состава и качества природного газа. Л.: „Недра“, 1983, 192 с.
  45. В.Г., Мысак А. Е., Полак Л. С. Газохроматографическое определение следов воды в углеводородах. Нефтехимия, 1964, № 4, с. 156.
  46. Н.М. и др. Определение остаточной-влажности в газах после их осушки хроматографическим методом. Газовая хроматография, Вып. LXTV, М.: Недра, 1970,146 с.
  47. В.Р., Березкин В. Г. и др. Газохроматографическое определение следов воды в газах. Газовая хроматография, сб. статей, вып. № 10, НИИТЭИ, 1969, с. 92.
  48. Mitchell J., Smith D. Aquametry. A treatise on methods for the determination of water. NY. 1977,2nd ed., Vol. 2. 600 pp.
  49. ИСО 15 972−1997. „Природный газ Измерение свойств — Отдельные компоненты и конденсационные свойства — Часть 1: Содержание воды и определение точки росы по воде“
  50. А.С. Исследование возможности создания автоматизированного прибора измерения влажности природных газов методом инфракрасной спектроскопии. Саров, РФЯЦ-ВНИИЭФ, 1996, Научно-технический отчет, 34 с.
  51. Р.Г. и др. Измерительный комплекс на базе СВЧ-влагомера „Тест-300″. Газовая промышленность, 1997, № 1, с. 46−47
  52. A.M., Шульженко С. Н. и др. Определение влажности природного газа. Газовая промышленность, 1997, № 3, с. 40−41
  53. Pieter R. Wiederhold The principles of chilled mirror hygrometry. Advantica Technologies Conference „Highlights advances in natural gas quality monitoring“ UK, Loughboro, 2003
  54. A.A., Григорьев Б. А. ГСССД 98−776−2000. Таблицы теп-лофизических свойств воды и водяного пара. М.: 2006, Изд. МЭИ, 168 с.
  55. А.А. Система уравнений IAPWS-IF97 для вычисления термодинамических свойств воды и водяного пара в промышленных расчетах, ч. 1, Основные уравнения. Теплоэнергетика, 1998, № 9, с. 69−77.
  56. Le Noe О. et al. „Development of a mathematical correlation between water content and water dew point“. International Gas Research Conference, 1995, pp. 25−34.
  57. Althaus K. et al. „GERG Model predictions and experimental verification of water dew points of natural gas“. International Gas Research Conference, 1998, pp. 551 550.
  58. Oellrich L.R., Althaus K. et al. GERG Technical monograph 14. GERG -water correlation. Karlsruhe 2000,168 p.
  59. B.A., Деревягин A.M., Селезнев C.B. и др. „Метод точек росы для исследования двухфазных равновесий газовых гидратов“. Н и Т в ГП № 1−2, 2004, 63−70
  60. Т., Пигфорд Р., Уилки Ч. Массопередача. Перевод с англ. М.: Химия. 1982, 696 с.
  61. Общий курс процессов и аппаратов химической технологии. Под ред. В. Г. Вайнштейна. М: Логос Высшая школа, 2003, 2 т. 887 с.
  62. Э.Г., Лапига Е. Я., Зайцев Ю. В. Сепарация многофазных многокомпонентных систем. М.: Недра, 2002, 622 с.
  63. Н.В., Халиф А. Л. Осушка природных газов, М.: Химия, 1984, 190 с.
  64. ИСО 6327−1981 Анализ газов определение точки росы воды природного газа гигрометры с охлаждаемой поверхностью. Международный стандарт. Перев. с англ.
  65. ГОСТ 31 370–2008 (ИСО 10 715:1997) Газ природный. Руководство по отбору проб. Проект. М.: Издательство стандартов. 2009
  66. ГОСТ 18 917–82 Газ горючий природный. Методы отбора проб. М.: Издательство стандартов, 1988
  67. ГОСТ 27 577–2000 Газ природный топливный компримированный для двигателей внутреннего сгорания, М.: ИПК Издательство стандартов, 2004
  68. ISO 18 453:2004 Natural gas Correlation between water content and water dew Point
  69. Р.Ф. Равновесное содержание влаги в природных газах. Перевод ВНИИГАЗ, 1959, 56 с.
  70. Инструкция по расчету влагосодержания природного газа. Тюмень: ТюменНИИгипрогаз. — 1982. — 59 с.
  71. Н.Е. и др. Растворимость влаги в сжатых аргоне, метане и гелии при низких температурах. Ж.П.Х., 1979, т.52, № 4, с. 922−928.
  72. В.А., Квон В. Г. Методика и результаты расчета двухфазных равновесий природного газа с конденсированной водной фазой. Сб. „Актуальные проблемы освоения газовых месторождений Крайнего Севера“. М.: ВНИИГАЗ, 1995, с. 180−204.
  73. Rabinovich V.A., Beketov V.C. Moist gases: thermodynamic properties. Begell House Inc, 1995,294 pp.
  74. Ю.В., Минеев A.B., Пономарев А. И. Модификация кубических уравнений состояния Пенга-Робинсона и Брусиловского для описаниялове-дения воды и метанола. „Нефтегазовое дело“, 2006, т. 4, № 1, с. 293−297.
  75. Deaton W.M., Frost E.M. Gas hydrates and their relation to the operation of natural gas pipelines. US Monograph, 1946.
  76. Campbell J.M. et al. Measurement of water vapor content of gases. Oil and Gas J., 1951, 50, pp. 24.
  77. Kobayashi R., Katz D.L. Vapor liquid equilibria for binary hydrocarbon -water system. Ind. Eng. Chem., 1953,45, pp. 440−446.
  78. McKetta J.J., Katz D.L., Methane n-butane — water system in two and three phase. Ind. Eng. Chem., 1948,40.
  79. Villard I.E., Bissey L.T., Nielsen R.F. Dew point and water contents of methane ethane mixtures at a series of pressures and temperatures. Producers Monthly, 1954,18.
  80. Э.Б. Метанол и его использование в газовой промышленности. -М.: Недра, 1986.-238 с.
  81. В.А., Квон В. Г. Методические указания по расчетам фазовых равновесий газовых гидратов и предупреждению гидратообразования в системах добычи газа. М.: ВНИИГАЗ, 1985. — 124 с.
  82. Nielsen R.B., Bucklin R. W. Why not use methanol for hydrate control. -Hydrocarbon processing 1983 -v. 62, № 4, pp. 71−78
  83. Hong J.H., Malone P.V. et al. The Measurement and Interpretation of the Fluid Phase Equilibria of a Normal Fluid in a Hydrogen Bonding Solvent: the MethaneMethanol System. Fluid Phase Equilibria. — 1987. — V. 38. — P. 83−96.
  84. Cohran S.W. et al. Enthalpies of water-methanol- mixtures between, 180″ К and 320-K Fluid phase Equilibria. 1993. 88. pp. 171−181
  85. Mocbel I., Kasehgary H., Rauzy E., Jose J'. Static measurements of the total vapor pressure of water + methanol mixtures at temperatures between 243 and 313 K, The Int., Electron J., of Phys.-Chem. Data, 1995,1,135−138 pp
  86. Blanko S.T. et al. Dew points of ternary Methane+water+methanol: Measurement and correlation. Can. J. Chem., 2000, v. 78, pp. 1−7.
  87. Gmehling J. et al. Vapor-liquid equilibrium data’collection, V 1, part la, DEChEMA, Frankfurt/Main, FRG, 1981
  88. Kojima K, et al. Thermodynamic consistency test of vapor-liquid equilibrium data Methanol Water, Fluid Phase Equilibria, 56, 1990, 269−284 pp
  89. J- Simonson et al. Excess molar enthalpies: and the thermodynamics of methanol: + water to 573,15 К and 40 MPa, J. Ghem. Thermodynamics v 19 № 5, 1987, 479 492 pp.
  90. T. Friese et al. Effect of KC1 or NaCl on the excess enthalpies of alkanol + water mixtures at various temperatures and salt concentrations. J. Chem. Eng. Data, 1999, v. 44, № 4, 701−714 pp.
  91. K.A. Pividal et al. J. Chem. Eng, Data, 37,1992,484−487 pp.
  92. C.M. Фазовые равновесия в химической технологии. М.: Мир, 1989,2 т., 664 с. (под ред. проф. Бескова B.C.)
  93. Морачевский и пр. Термодинамика равновесия“ жидкость-пар. Л.: Химия, 1989,344 с.
  94. T.M. Промысловая и заводская обработка природных и нефтяных газов. М.: Недра, 1980,294 с. .
  95. А.В., Донских, В.Н., Лаухин Ю. А. Точность определения воды в гликолях методом отгонки с органическим растворителем. Сб. трудов ВНИИГАЗ 2008
  96. РД 51−140−2005 Методы определения содержания воды в абсорбенте для осушки природного газа- ИРЦ Газпром, 2005, 8 с.
  97. International recommendation OIML R 121−1996. Hie scale of relative humidity of air certified against saturated salt solutions
  98. Л.М. Подготовка газа Северных газовых месторождений к дальнему транспорту. Л-: Недра, 1980, 161 с.
  99. В. А., Касперович, А .Г. Анализ эффективности работы систем абсорбционной осушки природного газа. Обз. Инф. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата. М.: ВНИИЭгазпром, 1984, вып. 9, 53 с.
  100. Aoyagi К., Song K.Y., Kobayashi R., Sloan E.D., Dharmawardhana P.B. The Water Content and Correlation of the Water Content of Methane in Equilibrium with4
  101. Hydrates. GPA Research Report 45: Tulsa, OK- December 1980.
  102. Mohammadi A.H., Richon D. On Estimating the Water Content of Gas in Equilibrium with Gas Hydrate or Ice. AiChE Journal, 2007, Vol. 53, No 6,1601−1607 pp.
  103. Song K.Y., Yarrison M., Chapman W. Experimental low temperature water content in gaseous methane, liquid ethane, and liquid propane in equilibrium with hydrate at cryogenic conditions. Fluid Phase Equilib. 2004- 224:271−277.
  104. Mohammadi A.H., Chapoy A., Tohidi В., Richon D. A Semi-empirical approach for estimating the water content of natural gases. Ind Eng Chem Res. 2004−43:7137−7147.
  105. Mohammadi A.H., Chapoy A., Richon D., Tohidi B. Experimental measurement and thermodynamic modeling of water content in methane and ethane systems. Ind Eng Chem Res. 2004, v. 43 pp. 7148−7162.
  106. Folas G.K., Froyna E.W., Lovland J., Kontogeorgis G.M., Solbraa E. Data and prediction of water content of high pressure nitrogen, methane and natural gas, Fluid Phase Equilibria, 252, 2007, pp. 162−174.
  107. L0kken T.V., Bersas A., Christensen K.O., Nygaard C.F., Solbraa E. Water content of high pressure natural gas: Data, prediction and experience from field, Math, of IGRC Paris 2008 Conference, 2008,43 p.1. У Т ВПРЖДЛЮ
  108. Директор Инженерно-Технического Цс’нтра, 0001ппор.м добыча 11адым», 1. У* СмолойJJxm г. 1. АКТ ВНЕДРЕНИЯрезультатов диссертационной работы Донских Бориса Дмитриевича
  109. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ УСТАНОВОК ПРОМЫСЛОВОЙ ПОДГОТОВКИ ПРИРОДНО
  110. Предприятие, где проведено внедрение: общество с ограниченной ответственностью «Г азпром добыча Надым».
  111. Объект, где проведено внедрение: Инженерно-Техническим Центр ООО «Газпром добыча 11адым»
  112. Состав внедрённого мероприятия: разработка методики выполнения измерения массовой доли воды (влажности) промышленных абсорбен тов.
  113. Экономический эффект достигается за счет получения более достоверной и оперативной информации о влажности абсорбента, что npedome/iaujaem перерасход энергии на его избыточную регенерацию.
  114. Заместитель директора ИТЦ, д.т.^ь-^-™ K.M. Давлетов
  115. ГО 1 «АЗА СЕВЕРНЫХ МЕС ТОРОЖДЕНИИ»
  116. МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ МАССОВОЙ ДОЛИ ВОДЫ В ПРОМЫШЛЕННЫХ АБСОРБЕНТАХ
  117. Методика выполнения измерений массовой доли воды в промышленных абсорбентах, разработанная ООО «ВНИШ'ЛТ', аттестована в соответствии с ГОСТ Р 8.563−96, PMI 61−2003, I ОСТ Р ИСО 5725−2002.
  118. Arreci ация осуществлена по результатам экспериментальных исследований МВИ.
  119. В результате аттестации установлено, что МВИ соответствует предъявляемым к ней метроло! ическим фсбовапням и обладает основными метрологическими характеристиками, приведенными на обороте настоящего свидетельства.
  120. При реализации методики в лаборатории обеспечивают контроль стабильности результатов анализа на основе контроля стабильности средие-квадрашческого отклонения повторяемости. шшшк
  121. Дата выдачи 10 июня 2008 года
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!