BÀI GIẢNG CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO CHẤT LƯỢNG KHÍ ĐẦU VÀO

BÀI GIẢNG CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO CHẤT LƯỢNG KHÍ
ĐẦU VÀO
GV. GS.TSKH. Lưu Cẩm Lộc

PHẦN I. YÊU CẦU CHẤT LƯỢNG KHÍ ĐẦU VÀO
 Chất lượng khí đường ống gồm: nhiệt trị, thành phần, tạp chất, hàm
lượng nước và điểm sương của hydrocarbon (H/C)
Giới hạn của các thông số này biến đổi rất rộng phụ thuộc vào hệ
thống đường ống, điều kiện khí hậu, ứng dụng cuối cùng và các yếu tố
khác.
 Thí dụ chất lượng khí được ống:
Bảng 1.1. Example Pipeline Quality Natural Gas Adapted from AGA Report
No. 4A, May 2001

Bảng 1.2. Kết quả phân tích khí các vị trí của giàn nén lớn
1


Bảng 1.3. Kết qủa phân tích mẫu khí về bờ

2


(Nguồn Vietsopetro)
H2S ~ 20 ppm
CO2 ~ 0,540 mol.%
H2O ~ 4,7 g/m3 = 0,293 lb/cft = 293 lb/triệu cft
Total Sulfur: 5-20 g/100 scf ~ 1,8 – 7,1 g/m3
 Độ ẩm:
- Giảm nhiệt độ: tạo condensat hydrocarbon và
nước tập trung ở các vò trí thấp của ống dẫn,

tạo nút lỏng, giảm công suất ống khí.
- Nước và hơi nước: khí tiếp xúc với nước ngưng
tụ tạo thành hydrat, bít chặt ống dẫn, thiết bò
và phá hủy điều kiện hoạt động bình thường
- Hơi nước + hợp chất lưu huỳnh: ăn mòn kim
loại.
 Ảnh hưởng của độ ẩm đến máy nén khí (Compressor)
3


- Khí đầu vào máy nén khí piston cần là khí sạch vì chúng
không thể vận chuyển chất lỏng và các hạt rắn có thể bị
cuốn trong khí. Chất lỏng và các hạt rắn có xu hướng phá
hủy sự bôi trơn xi lanh và gây mài mòn. Chất lỏng không
nén được và sự hiện diện của nó có thể phá vỡ các xi lanh
máy nén hoặc gây thiệt hại lớn khác.
- Khi vận chuyển khí chứa oxy, là nguồn cung cấp cho sự
cháy, có khả năng gây cháy, nổ do sự hiện diện của hơi dầu.
- Để giảm sự carbon hóa dầu và nguy cơ cháy, giới hạn nhiệt
độ an toàn là khoảng 300°F. Khi không có oxy trong dòng
khí, nhiệt độ cao nhất được giới hạn là 350°F, mặc dù yêu
cầu cơ khí hoặc quá trình thường ở mức thấp hơn.
- Tuổi thọ máy nén có thể bị rút ngắn đáng kể bởi đồng thời
áp lực cao và nhiệt độ cao. Vì lý do này, ở áp suất xả cao,
nhiệt độ giới hạn ở khoảng 250 ° F hoặc 275 °F.
 Kiểm soát điểm sương
- Khi áp suất giảm, chất lỏng được hình thành. H/C càng nặng,
nhiệt độ điểm sương tăng càng nhiều khi áp suất giảm.
- Khi khí được vận chuyển trong đường ống, cần xem xét
kiểm soát sự hình thành chất lỏng H/C trong hệ thống

đường ống. Ngưng tụ chất lỏng ảnh hưởng đến đo đạt, sụt
áp và vận hành an toàn. Ngưng tụ chất lỏng cũng có thể là
một vấn đề lớn với dòng chảy hai pha và vận chuyển chất
lỏng.
- Để ngăn chặn sự hình thành của các chất lỏng trong hệ
thống, cần kiểm soát điểm sương H/C ở điều kiện vận hành
đường ống. Vì điều kiện vận hành đường ống thường được
cố định theo thiết kế và vấn đề môi trường, dòng chảy một
pha chỉ có thể được đảm bảo bằng cách loại bỏ các H/C
nặng từ khí.
 Cặn
- Cặn dễ bay hơi: Cặn dễ bay hơi chính trong propane là
butane, được giới hạn là 2.5 v.%; Cặn dễ bay hơi chính

4


trong butane là pentane hoặc hydrocarbon nặng hơn, được
giới hạn là 2 v.%.
Giới hạn thành phần này đảm bảo rằng 95 v.% sản phẩm sẽ
hóa hơi ở nhiệt độ hơi cao hơn điểm sôi chuẩn của sản
phẩm.
- Cặn không bay hơi
+ Các tạp chất sôi trên 100 °F có thể gây tắc nghẽn bình hóa
hơi sử dụng trong các hệ thống thu hồi lỏng.
+ Các nguồn chính của chất gây ô nhiễm này là dầu máy
nén, dầu nhờn van, chất dẻo từ ống cao su, chất ức chế
ăn mòn, hoặc các sản phẩm dầu mỏ nặng khác từ máy
bơm, đường ống, hoặc các tàu chứa có thể được sử dụng
trong các dịch vụ. Giới hạn đặc điểm kỹ thuật là

0.05ml/100 ml mẫu kiểm tra, hoặc 500 ppmv
 Tạo pha rắn
- Ngoài các nhu cầu loại bỏ nước để tránh tắc nghẽn trong
các phần đông lạnh của nhà máy, cần xem xét sự hình
thành các chất rắn khác hoặc chất bán rắn trong dòng khí.
- Amin, glycol, và các loại dầu máy nén khí trong dòng khí có
thể tạo tắc nghẽn trong hệ (expander, trao đổi nhiệt độ thấp,
hoặc thiết bị giãn nở).
- CO2 có thể hình thành chất rắn trong hệ thống nhiệt độ thấp.
Hình 1.1 là đồ thị ước tính nhanh khả năng hình thành của
CO2 rắn.
- Thí dụ ở áp suất 300 psia. Ở -170 ° F, đồ thị chèn (Hình. 1.1)
cho thấy điều kiện hoạt động trong vùng pha lỏng. Đường
cân bằng rắn-lỏng chỉ ra rằng có 2,1 mol% CO 2 trong pha
lỏng có thể sẽ tạo pha rắn.
- Tuy nhiên, tại cùng áp suất này và -150 ° F, điều kiện là
trong pha hơi, và 1,28 mo% CO 2 trong hơi có thể tạo thành
chất rắn.
Hình 1.1.FIG. 16-33. Dự đoán điều kiện hình thành CO2 rắn.

5


- Biểu đồ này cho phép dự đoán gần đúng sự hình thành CO 2
rắn. Nếu hình 1.1 cho biết hệ ở vùng biên thì cần tính toán
chi tiết.
- Ngoài CO2 và nước có thể hóa rắn, gây tắc nghẽn và thiệt
hại trong thiết bị đông lạnh, các H/C cũng có thể hóa rắn ở

6

nhiệt độ trong các nhà máy LNG. có thể gây sự cố các nhà
máy LNG.
Bảng 16-34 1.4.Nhiệt độ đóng băng một số hợp chất tinh khiết trong
LNG

- Các hợp chất trên có thể tạo rắn ở nhiệt độ LNG nhưng tính
hòa tan của các hợp chất này trong LNG khiến cho chỉ ở
nồng độ nhất định mới có pha rắn tạo thành.
Cyclohexane và benzen là những hợp chất với các điểm
đóng băng cao nhất.
+ Cyclohexane thường không có mặt với hàm lượng lớn
trong khí sản phẩm.
+ Benzen có mặt trong hầu hết các loại khí và với nồng độ
trong khoảng 1000 ppm, trên độ tan ở nhiệt độ LNG.
- Khả năng hòa tan của các hợp chất này trong các dòng LNG
phụ thuộc vào thành phần.
Thí dụ ở -260, độ hòa tan của benzen trong methane là ~ 2
ppm, trong ethane là 75 ppm. Các H/C nặng hơn như khí
propane và butane có số hòa tan cao hơn.
Vì vậy, các thành phần của LNG là một yếu tố quan trọng
trong xác định nồng độ tạo pha rắn của hợp chất này. Thông
thường, giảm nồng độ benzen đến 10 ppm là đủ để ngăn
chặn sự hình thành pha rắn.
- GPA và đã sản xuất chương trình máy tính dự đoán điểm
đóng băng cho cả hydrocacbon và CO2 trong dòng LNG.

7

 Khí chua:
- Quá trình xử lý khí có thể ảnh hưởng đến toàn bộ thiết kế của
các nhà máy chế biến khí bao gồm các phương pháp được lựa
chọn để xử lý khí acid và thu hồi lưu huỳnh, loại nước, thu hồi
chất lỏng, phân đoạn chất lỏng và xử lý sản phẩm lỏng.
Một số yếu tố được xem xét trong việc đưa ra lựa chọn quá
trình xử lý khí là:
+ Các quy định ô nhiễm không khí liên quan đến việc thải
hợp chất lưu huỳnh và / hoặc yêu cầu làm sạch đuôi khí.
+ Dạng và nồng độ tạp chất trong khí chua.
+ Thông số kỹ thuật cho các khí còn lại.
+ Thông số kỹ thuật cho các khí acid.
+ Nhiệt độ và áp suất mà tại đó các khí chua được thu hồi
và khí ngọt được phân phối.
+ Thể tích khí được xử lý.
+ Thành phần H/C của khí.
+ Độ chọn lọc cần thiết đối với loại khí chua.
+ Đầu tư và chi phí vận hành
+ Các đặc điểm sản phẩm lỏng.
+ Xử lý các sản phẩm phụ là hóa chất độc hại.
- Nếu các cơ sở chế biến khí được sử dụng kết hợp với thu
hồi chất lỏng, các yêu cầu đối với loại bỏ H 2S, CO2, và
mercaptan có thể bị ảnh hưởng.
Trong các nhà máy thu hồi chất lỏng, có lượng khác nhau
của H2S, CO2, và các hợp chất lưu huỳnh khác sẽ nằm lại
trong các sản phẩm lỏng. Nếu loại bỏ các thành phần này
không đạt trước khi thu hồi chất lỏng dẫn đến cần xử lý các
sản phẩm lỏng để đáp ứng thông số kỹ thuật sản phẩm.
Trong nhiều trường hợp, có thể cần xử lý chất lỏng.

8


PHẦN II. KHÍ CHUA
 Các khí chua: CO2, H2S, các hợp chất lưu huỳnh hữu
cơ: COS, CS2, mercaptan (RSH), thiophen và các hỗn
hợp khác
- CO2, H2S, RSH: ăn mòn kim loại, giảm hiệu
quả của các quá trình xúc tác và đầu độc
xúc tác.
- CO2 còn làm giảm nhiệt lượng cháy của
nhiên liệu khí, giảm hiệu quả sử dụng hệ
thống dẫn khí.
 Tiêu chuẩn chất lượng đối với khí:
- Hàm lượng Sulfur: Một số hợp chất lưu huỳnh cần được giữ ở
mức rất thấp để chống ăn mòn trong thiết bị phân phối.
- Nga: [H2S] < 22 mg/m3, mercaptan = 36 mg/m3;
- Mỹ : [H2S] ~ 5,7 mg/m3,
[CO2], tổng lưu huỳnh và mercaptan do các cơng ty vận
chuyển khí qui định và phụ thuộc vào khách hàng.
([CO2] = 1-2% t.t, mercaptan = 1,5-5 mg/m3,
tổng S = 22-228 mg/m 3 ...)
- Thơng số kỹ thuật của GPA (Gas Processors Association)
nồng độ tối đa lưu huỳnh tổng
+ trong Propane HD-5 là 123 ppmw;
+ trong propan thương mại: 185 ppmw;
+ trong butanes: 140 ppmw.
Cần lưu ý, các thơng số kỹ thuật tương tự u cầu các sản
phẩm khơng vượt q dải No.1 của ăn mò lá đồng. Nếu hai

thơng số kỹ thuật này có mâu thuẫn, thì thơng số nghiêm
ngặt hơn sẽ chi phối.
- Cơng thức chuyển đổi đại lượng parts per million by weight
(ppmw) H2S sang grains per 100 ft, đo ở 60°F và 14.7 psia
đối với một số hydrocarbon:
grains/100 ft3 = (ppmw H2S)(MWgas)(0.001845)
Eq 2-1
9


 Phương pháp thử nghiệm chuẩn xác định hàm lượng lưu
huỳnh: Copper Corrosion Test (ASTM D-1838). Trong thử
nghiệm này, miếng đồng đánh bóng được ngâm trong mẫu sản
phẩm trong một giờ ở 100 ° F. Sau đó được đánh giá bằng
cách so sánh với bốn phân loại màu sắc của Tiêu chuẩn ăn
mòn đồng ASTM:
No.1 . Xỉn nhẹ (màu cam lợt đến đậm)
No.2 . Xỉn vừa (đỏ, màu hoa oải hương, vàng đồng thau)
No.3. Xỉn tối màu (đỏ tươi, đỏ, xanh lá cây)
No.4. Ăn mòn (màu đen, xám đen, nâu)
Thông số kỹ thuật cho sản phẩm LPG qui định rằng sản phẩm
không được vượt quá dải số 1, cho thấy sản phẩm không ăn
mòn đồng hoặc phụ kiện đồng thau trong hệ thống phân phối.
Bảng 2.1. FIG. 2-5 Đặc điểm của LPG (theo ISO 9162-1989)

- Ngưỡng giới hạn của lưu huỳnh nguyên tố: ~ 5-10 ppmw.

10

- Phân tích hàm lượng S nguyên tố khi có mặt H2S tạo ra hiệu
ứng hiệp trợ, gây thất bại trong phân tích ăn mòn tấm đồng
của lượng vết của một trong các chất gây ô nhiễm. Cụ thể,
nồng độ 0,5 ppmw lưu huỳnh nguyên tố, cùng với 0,28
ppmw H2S trong propane gây thất bại trong kiểm tra ăn mòn.
Ngưỡng nồng H2S là 0,12 ppmw trong sự hiện diện của 0,5
ppmw S.
Hình 2.1. FIG. 2-7. Concentration H2S vs. Copper Strip Produced

- Fig. 2.1 dựa vào kết quả phân tích hiện trường về giới hạn
ăn mòn của H2S trong hỗn hợp khí ethane cao. Kết quả
phân tích ăn mòn dải No.1 với hàm lượng H2S < 1-2 ppmw.
Như trên đã đề cập xuất hiệu hiệu ứng ăn mòn hiệp trợ (a
synergistic corrosion effect) của lượng cực nhỏ H 2S nếu có
lưu huỳnh tự do trong dòng.
- Carbonyl sulfide (COS), một mình nó không gây ăn mòn.
Tuy nhiên, COS có thể thủy phân khi có hơi nước, ở dạng
lỏng hoặc hơi, tạo H2S có tính ăn mòn. Thử nghiệm
stripcorrosion đồng yêu cầu ống thử nghiệm được làm ẩm
với khoảng 1 ml nước trước khi đưa mẫu cần phân tích vào.

11


Nếu nghi ngờ có COS, làm thêm kiểm tra sản phẩm và xử lý
để ngăn chặn sự xâm nhập của nó vào hệ thống phân phối.
- Ăn mòn là mối quan tâm trong hầu hết các công trình làm ngọt.
Sự kết hợp của H2S và CO2 với nước tạo điều kiện ăn mòn
trong các phần của nhà máy.
+ Nhìn chung, khí với tỷ lệ H2S: CO2 cao ít ăn mòn hơn khí

có tỷ lệ H2S: CO2 thấp.
+ Nồng độ H2S vài ppmv cùng với CO2 nồng độ 2% hoặc
cao hơn có tính ăn mòn.
+ Vì sự ăn mòn trong nhà máy làm ngọt khí là có bản chất
hóa học, nó là hàm phụ thuộc mạnh vào nhiệt độ và vận
tốc chất lỏng. Loại dung dịch làm ngọt được sử dụng và
nồng độ của dung dịch có tác động mạnh đến tốc độ ăn
mòn. Tăng ăn mòn khi dung môi mạnh hơn và tải trọng khí
cao hơn.
- H2S phân ly trong nước tạo thành axit yếu. Axit tấn công sắt
và hình thành sulfide sắt không tan. Các sulfide sắt dính chặt
vào kim loại kiềm, tạo lớp bảo vệ khỏi bị ăn mòn hơn nữa,
nhưng nó có thể bị mài mòn một cách dễ dàng, để lộ kim
loại sạch cà bị tấn công tiếp.
- CO2 khi có nước tự do sẽ tạo thành acid cacbonic. Các acid
carbonic sẽ tấn công sắt, tạo thành bicarbonate sắt hòa tan,
khi bị làm nóng sẽ giải phóng CO2 và cacbonat sắt không
hòa tan hoặc hydrolize oxit sắt. Nếu có mặt H2S, nó sẽ phản
ứng với các oxit sắt để tạo thành sulfide sắt.
- Vận tốc chất lỏng cao có thể làm mài mòn màng sulfide sắt
bảo vệ, làm cho tốc độ ăn mòn cao. Nói chung, vận tốc thiết
kế trong đường ống chất hấp thụ bão hòa khí chua (rich
solution) chỉ nên bằng 50% so với sử dụng trong các dịch vụ
làm ngọt khí.

12


PHẦN III. ĐỘ ẨM CỦA KHÍ THIÊN NHIÊN VÀ SỰ ẢNH
HƯỞNG CỦA KHÍ CHUA

3. 1. Khái niện chung
3.1.1.Các loại độ ẩm:
Độ ẩm bão hòa: ở trạng thái bão hòa
hoàn toàn hơi nước.
Độ ẩm tuyệt đối: g/m3 hoặc g/kg khí.
Độ ẩm tương đối ( ) = Độ ẩm tuyệt đối :
Độ ẩm bão hòa
Hoặc:

= , hay =.100, %

( - độ ẩm tương đối của khí;
p- áp suất riêng phần của hơi nước trong
khí, Pa ;
P- áp suất hơi nước bão hòa ở nhiệt độ
nào đó, Pa.)
Đối với hơi nước bão hòa:
bão hòa

= = 1



khí

3.1.2. Hàm lượng nước của khí
- Nồng độ nước bão hòa của khí phụ thuộc vào P, T và thành
phần.
Ảnh hưởng của thành phần tăng khi tăng P và đặc biệt quan
trọng khi trong khí có chứa CO2 và/hoặc H2S.

- Đối với khí sạch, ngọt chứa trên 70% methane và lượng nhỏ
H/C nặng, mối tương quan chung áp suất - nhiệt độ phù hợp
cho nhiều ứng dụng.
Hình 20-4 là ví dụ về một tương quan như vậy đã được sử
dụng rộng rãi nhiều năm trong việc thiết kế thiết bị làm khan
(dehydrators) khí "tự nhiên ngọt".

13


Đường hình thành hydrate là gần đúng và không nên được
sử dụng để dự đoán các điều kiện hình thành hydrate.
- Hình. 20-5 là mở rộng hình 20-4 từ 300 lên 400 ° F. Nó dựa
trên dữ liệu trong các vùng có nhiệt độ cao.

14


15


Hình.

16

Độ ẩm cân bằng của khí thiên nhiên ở


nhiệt độ và áp suất khác nhau (P = 0,1 MPa, T =
15,6 oC,  =0,6)

 Hình 20.4, 20.5: phụ thuộc độ ẩm cân bằng
của khí vào T với ρ = 0,6.
ρ > 0,6 : nhân thêm với hệ số Cr
trong nước có muối: nhân thêm Co.
Tăng ρ và hàm lượng muối, độ ẩm cân
bằng giảm.
C3 và C3+, H2S, CO2 : tăng độ ẩm cân
bằng
có N2 độ ẩm bão hòa giảm.

Hình. Ảnh hưởng của CO2, H2S và N2 lên giản đồ pha của khí thiên nhiên


17

Ví dụ minh họa việc sử dụng các hình 20-4 và 20-5.


Thí dụ 20-1 — Xác định nồng độ nước bão hòa cho khí H/C ngọt ở
150°F và 1,000 psia.
+ Từ Fig. 20-4 hoặc Fig. 20-5: W = 220 lb/MMscf
+ Đối với khí có khối lượng phân tử 26, Cg = 0.98 (đồ thị trên Fig.
20-4)
W = (0.98)(220) = 216 lb/MMscf
+ Đối với khí ở trạng thái cân bằng với 3% nước muối, Cs = 0.93
(Fig. 20-4)
W = (0.93)(220) = 205 lb/MMscf



Điểm sương của khí - nhiệt độ tại đó hơi bò
ngưng tụ ở độ ẩm và P xác đònh.

Hình. Mối quan hệ giữa điểm sương theo hơi nước và hàm lượng nước
trong khí

18


3.2.3. Nồng độ nước của khí CO2/H2S cao
- Cả H2S và CO2 chứa nhiều nước hơn methane hoặc khí
thiên nhiên ngọt ở trạng thái bão hòa. Lượng tương đối thay
đổi rõ rệt cùng nhiệt độ và áp suất.
- Hình 20-6 và 20-7 tương ứng thể hiện nồng độ nước bão
hòa của CO2 và H2S tinh khiết ở nhiệt độ và áp suất khác
nhau.
- Hình 20-8 chỉ ra nồng độ nước bão hòa của CH 4, CO2 tinh
khiết và hỗn hợp lựa chọn phụ thuộc vào áp suất ở 100°F.
- Hình 20-9 thể hiện nồng độ nước bão hòa của CH 4, CO2 tinh
khiết và hỗn hợp 95% CO2 – 5%CH4 phụ thuộc vào P ở
100°F.
- Các nhận xét từ các hình này và các số liệu sử dụng:
1. Nồng độ nước bão hòa của CO 2 và H2S tinh khiết có thể
cao hơn nhiều so với khí thiên nhiên ngọt, đặc biệt ở áp
suất trên khoảng 700 psia ở nhiệt độ khí quyển.
2. Hiệu chỉnh đối với H2S và CO2 nên được áp dụng khi hỗn
hợp khí chứa hơn 5% H2S và/hoặc CO2 ở áp suất trên
700 psia. Những điều chỉnh trở nên ngày càng quan trọng
ở nồng độ cao và áp suất cao hơn.

3. Thêm lượng nhỏ CH4 hoặc N2 vào CO2 hoặc H2S có thể
làm giảm mạnh nồng độ nước bão hòa so với khí chua
tinh khiết.
- Nồng độ nước của khí chua là vấn đề phức tạp.
Xác định chính xác hàm lượng nước đòi hỏi nghiên cứu cẩn
thận các tài liệu hiện có và số liệu thực nghiệm. Trong hầu
hết các trường hợp thêm dữ liệu thực nghiệm là cách tốt
nhất để xác minh giá trị dự đoán. Ngay cả các kỹ thuật EOS
tinh vi nhất có thể cho kết quả có vấn đề về độ tin cậy.

19


20




Phương pháp ước lượng hàm lượng nước của khí
chua
- Phương pháp 1: Với khí có thành phần khí axit dưới 40%,
phương pháp ước lượng hàm lượng nước là sử dụng
phương trình 20-1 và hình 20-4, 20-10, và 20-11
W = yHC WHC + yCO2 WCO2 + yH2SWH2S

Eq 20-1

Lưu ý rằng hình. 20-10 và 20-11 cung cấp giá trị cho những
gì được gọi là nồng độ nước "hiệu dụng” của CO2 và H2S
trong hỗn hợp khí tự nhiên chỉ sử dụng cho phương trình 201. Đây không phải là hàm lượng nước của CO2 và H2S tinh

khiết.

21


- Phương pháp 2 để ước lượng hàm lượng nước bão hòa của
hỗn hợp khí chua lên đến 10.000 psia là sử dụng hình 2012, 20-13 và 20-14.
Với khí chứa CO2, CO2 phải được chuyển đổi sang nồng độ
H2S "đương lượng". Đối với mục đích của phương pháp này,
giả định CO2 sẽ đóng góp 75% lượng nước so với H2S vào
hỗn hợp khí.
Hàm lượng nước đối với áp suất nằm giữa các giá trị trong
hình (ví dụ ở áp suất Pbbl giữa áp áp Pbbl1 và Pbbl2) có thể
được xác định bằng đồ thị log-log hoặc logarit nội suy sử
dụng phương trình sau:
log (Wbbl) = log (Wbbl1) + (log(Wbbl2/Wbbl1)) •(log (Pbbl/Pbbl1)) / (log(Pbbl2/Pbbl1)
Eq 20-2

22


23


- Phương pháp thứ 3 là sử dụng hình 20-15. CO2 được
chuyển đổi sang H2S đương lượng như trong phương pháp
2, nhưng thừa số là 70% thay vì 75%.

Thí dụ 20-2 —Xác định nồng độ nước bão hòa của hỗn hợp 80% C1,
20% CO2 ở 160 °F và 2000 psia. Thực nghiệm xác định nồng độ

nước là 172 lb/MMscf.
+ Phương pháp 1:

24

WHC = 167 lb/MMscf

(Fig. 20-4)

WCO2 = 240 lb/MMscf

(Fig. 20-11)


W = (0.80)(167) + (0.20)(240) = 182 lb/MMscf
+ Phương pháp 2: Trước tiên cần chuyển đổi thành phần để sử
dụng hình.20-12.
yH2S (pseudo ) = (0.75)(yCO2) = (0.75)(0.20) = 0.15
W = 0.49 bbl/MMscf

(Fig. 20-12)

Density of water = 350 lb/bbl = (0.49)(350) =172 lb/MMscf
+ Phương pháp 3: Trước tiên cần chuyển đổi thành phần để sử
dụng Fig. 20-15.
yH2S (pseudo) = 0.70 (yCO2) = 0.70(0.20) = 0.14
Chọn trên trục tung phía trái hình 20-15 nhiệt độ 160°F và kéo
ngang sang đường cong nồng độ % H 2S đương lượng (14%). Kéo
thẳng đứng lên đến đường áp suất psia (2000 psia) và kéo ngang
sang trái đến trục tỷ lệ nồng độ nước (Water Content Ratio scale)

(ratio of 1.16).
W = (1.16)(167) = 194 lb/MMscf

25