Спосіб визначення вуглеводнів парової фази природного газу

Винахід відноситься до способів визначення "важких вуглеводнів", що складають парову фазу природного газу, розрахунковим шляхом, виходячи з вмісту у газі етану С 2Н6, який визначається у хроматографічному досліді, та може бути використаний у газовій промисловості. Відомі способи визначення технологічних параметрів природного газу [ГОСТ 22667-82. Гази пальні. Розрахунковий метод визначення теплоти згоряння, відносної густини і числа Воббе], де теплота згоряння, густина, число Воббе визначаються як адитивна величина параметрів компонентів, що входять до нього і які визначаються методом газової хроматографії [ГОСТ 23781-87. Гази пальні природні. Хроматографічний метод визначення компонентного складу, а також GPA 2261-90. Adopted as a Tentative Standard. 1961. Revised and Adopted as a Standard 1964. Revised 1972, 1986, 1989, 1990. "Analysis for Natural Gas and Similar Gaseous Mixtures by Gas Chromatography"]. Проте у практиці хроматографічного аналізу таке визначення є умовним. Це пояснюється тим, що природний газ, який транспортується, є парогазовою фазою. Склад парової фази природного газу змінюється по всьому те хнологічному тракту: газові свердловини, сепараційні установки, трубопроводи, газоперекачувальні станції, система відбору і зберігання проби та її підготовка перед подачею у хроматограф. Вважають, що парову фазу представляє хроматографічна смуга, яка реєструється як "С6+вищі". Детальне вивчення складу парової фази "С6+вищі" показало, що хроматографічна смуга "С6+ви щі" представлена "важкими вуглеводнями" ряду С6, С7 , С8 , С9. Розрахункові величини теплота згоряння, густина, число Воббе - близькі в межах ряду і істотно розрізняються між рядами. Компоненти парової фази ряду С6, С7, С8, С9 при нормальних умовах являють собою рідини. В силу фазової рівноваги рідина-пара ці сполуки представляють парову фазу природного газу, компоненти якої при певних умовах здатні конденсуватися на всьому протязі газового тракту від свердловини до подачі проби в хроматограф. Таким чином, парова складова газу, що транспортується, при її аналізі не відповідає її рівноважним концентраціям в момент відбору, проби. Крім того, для калібрування цієї, вже спотвореної концентрації парів у газі, неможливо створити калібрувальну парогазову суміш. В основу винаходу поставлено задачу створити такий спосіб визначення вуглеводнів парової фази природного газу, який передбачає розрахунковий метод визначення "важких вуглеводнів" природного газу С6, С7, С8, С9, вміст яких у газі в момент відбору проби знаходиться в кореляційній залежності від вмісту у природному газі етану С 2Н6 , прийнятого за репер - внутрішній стандарт. Ця залежність встановлена на підставі розрахунку складу парогазової фази, приведеного до нормальних умов, у відповідності з рівноважними умовами газ-газовий конденсат. Таким чином, відпадає необхідність реєстрації хроматографічної смуги "С6+вищі", концентрація у якій "важких вуглеводнів" буде на час визначення методом хроматографії спотворена. Це дозволяє не вдаватись до реєстрації хроматографічної смуги "С6+вищі" ("важкі вуглеводні") і виконувати розрахунок технологічних параметрів по ГОСТ 2266782 графічно на підставі кореляційної залежності між С2Н6 та "С6+вищі". На кресленні Фіг.1а та Фіг.1б зображена кореляційна залежність вмісту у газі етану С 2Н6 та сумарного вмісту вуглеводнів "С6+ви щі", %об.; на Фіг.2а та Фіг.2б - кореляційна залежність вмісту індивідуальних вуглеводнів у природному газі в ряді С 6, С7, С8 , С9 від їх сумарного вмісту "С6+вищі" у газі. Спосіб, що пропонується, здійснюється наступним чином. На насадковій колонці, заповненій полімерним сорбентом типу Порапак або Полісорб, проводять хроматографічне розділення суміші компонентів, і що становлять газову фазу природного газу до C5 включно. За допомогою калібрувальної суміші, прийнятої за еталон, визначають вміст кожного компоненту. Компоненти, присутні у паровій фазі від "С6+вищі" ("важкі вуглеводні"), видуваються з хроматографічної колонки зворотною продувкою. їхній вміст визначається на підставі кореляційної залежності вмісту у газі етану С 2Н6 та суми компонентів, що складають парову фазу природного газу "С6+ви щі" (див. Фіг.1а та Фіг.1б - розтягнута шкала). Для диференційного визначення вмісту вуглеводнів у ряді С 6, С7, С8, С9 використовують кореляційну залежність їхнього вмісту у газі від суми компонентів "С6+ви щі" (див. Фіг.2а та Фіг.2б - розтягнута шкала). В таблиці 1 приведені приклади розрахунку теплоти згоряння компонентів парової фази природного газу "С6+вищі" за вмістом у газі етану С 2Н6. Таблиця 1 Компоненти Приклад 1а С2Н6 (репер) С6 С7 С8 С9 Сума "С6+вищі" Приклад 1б С2Н6 (репер) С6 С7 С8 С9 Сума "С6+вищі" Приклад 1в С2Н6 (репер) С6 С7 С8 Вміст у газі % об. Розрахункова теплота згоряння, ккалЛг нижча вища 6,50 0,18 0,11 0,06 0,03 0,30 74,4 52,7 32,6 18,4 178,1 80,6 57,0 35,3 19,8 187,7 3,40 0,06 0,03 0,02 0,01 0,10 24,8 14,4 10,9 6,1 56,2 26,9 15,5 11,8 6,0 60,2 0,65 0,012 0,007 0,004 5,0 3,4 2,2 5,4 3,6 2,3 С9 Сума "С6+вищі" 0,002 0,025 1,2 11,8 1,3 12,6 Приклад розрахунку теплоти згоряння компонентів парової фази природного газу. З хроматографічного досліду визначаємо вміст у газі етану С 2Н6 в прикладах 1а; 1б; 1в - відповідно 6,50; 3,40; 0,65%об. З графіків на Фіг.1а та Фіг.1б (з розтягнутою шкалою) визначаємо відповідне йому значення "С6+вищі," в прикладах 1а; 1б; 1в (табл.1) - відповідно 0,30; 0,10; 0,025%об. З графіків Фіг.2а та Фіг.2б (з розтягнутою шкалою) визначаємо вміст вуглеводнів у рядах С 6, С7, С 8, С9 , у прикладах 1а; 1б; 1в: С6 - 0,18; 0,06; 0,012%об. С7 - 0,11; 0,03; 0,007%об. С8 - 0,06; 0,02; 0,004%об. С9 - 0,03; 0,01; 0,002%об. На підставі фізико-хімічних характеристик, що представлені у ГОСТ 22667-82, в рядах (див. таблицю 2) розраховуємо сумарну теплоту згоряння (ккал/м 3) для парової фази (див. таблицю 1) прикладу 1а; 1б; 1в відповідно для нижчої - 178,1; 56,2; 11,8 та вищої - 187,7; 60,2; 12,6. В таблиці 2 наведені довідкові дані (ГОСТ 22667-82) щодо теплоти згоряння вуглеводнів С6-С9 при 0°С і 101,325кПа. Таблиця 2 Теплота згоряння Вища С6-гексани С7-гептани С8-октани С9-нонани МДж/м 3 187,40 216,88 246,18 276,33 Нижча ккал/м 3 44760 51800 58800 66000 МДж/м 3 173,17 200,55 227,76 256,23 ккал/м 3 41360 47900 54400 61200 Таким чином, спосіб, що пропонується, дає можливість визначення "важких вуглеводнів" розрахунковим шляхом у ряді С 6-С9, що дозволяє: - виключити помилки виміру вмісту компонентів парової фази природного газу, склад якої змінюється у газі, що транспортується на відстань, від вмісту її у газопроводі, в точці відбору та зберігання проби до подачі газу у хроматограф; - виключити необхідність елюювання парової складової газу у процесі хроматографічного розділення суміші; - виключити залишкову адсорбцію на сорбенті насадкової хроматографічної колонки шляхом вилучення її зворотною продувкою; - виконувати аналіз природного газу в ізотермічному режимі, що виключає розбаланс у системі детектування за теплопровідністю при програмованому нагріванні.