![]() Главная страница Случайная страница КАТЕГОРИИ: АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника |
Дросселирование газа, коэффициент Джоуля-Томсона
При движении газа по технологическому оборудованию происходит снижение (иногда резкое) давления и расширение газового потока. Такое явление отмечается на штуцерах, клапанах, кранах, задвижках, при входе в сепараторы, а также при резкой смене диаметра трубопроводов. Расширение газа обычно сопровождается изменением температуры. Изменение температуры газа при его адиабатическом расширении (дросселировании) получило название эффекта Джоуля-Томсона. Адиабатическое расширение - расширение, происходящее в энергетически изолированной системе, т е. без обмена теплотой или работой. Изменение температуры газа при снижении давления на 0, 1 МПа называется коэффициентом Джоуля-Томсона Ei. Значение коэффициента изменяется в широких пределах и может быть положительным или отрицательным. Коэффициент Еi зависит от диапазонов изменения давлений и температур, при которых происходит дросселирование, а также от теплоемкости самого газа. Для природных газов Ei можно определить из выражения
где Ср – изобарная теплоемкость, ккал/кг.моль°С. Для оценки изменения температуры газа при его дросселировании можно использовать специальные графики. Коэффициент Джоуля-Томпсона рассчитывается и по данным непосредственных замеров температур и давлений до и после дросселирования. Тогда средний коэффициент Ei определяется по формуле
где ∆ t, ∆ Р – изменения температуры и давления соответственно. Влагосодержание природного газа Природный газ в пластовых условиях до предела возможного насыщен парами воды, поскольку в пласте имеется идеальный контакт газа с водой. Это, прежде всего, остаточная вода коллектора, занимающая до 40% объема порового пространства, также в месторождении имеется огромная поверхность контакта газа с подошвенными или краевыми водами. Влагосодержание природного газа является важнейшим параметром, который определяет в значительной мере технологические режимы эксплуатации скважин и газопромысловых сооружений. Содержание водяных паров в газе характеризуется абсолютной влажностью - W, относительной влажностью - Абсолютная влажность W показывает массу водяных паров в единице объема газовой смеси, приведенной к нормальным условиям (+20°С и 760 мм рт. ст.) и измеряется в г/м3 или кг/1000 м3. Относительная влажность Относительная влажность измеряется в долях единицы или в процентах. Полное насыщение оценивается как 100%. Влагосодержание природного газа зависит от давления, температуры, состава газа, минерализации воды. В процессе эксплуатации месторождений значения температур и давлений во всей цепочке технологического оборудования изменяются. Снижение температуры вызывает уменьшение водяных паров в газовой фазе. В самом пласте происходит увеличение влагосодержания газа, так как пластовое давление Рпл(t) падает. Следовательно, объем добываемой конденсатной влаги по мере разработки и эксплуатации залежи возрастает. Влагосодержание природного газа с относительной плотностью 0, 6 можно с точностью до 10% определить по номограмме влагосодержания, показанной на рис. 1.1. Влажность газа с относительной плотностью
где Gs - поправка на минерализацию воды; Gρ - поправка на плотность газа. Рис.1.1. Номограмма влагосодержания природных газов с относительной плотностью 0, 6. Поправка на: 1 – NaCl, 2 – NaOH, 3 – MgCl2, 4 – CaCl2. В зависимости от P и t влагосодержание по номограмме может изменяться от 0, 01 до 800 г/м3. Для аналитических расчетов влагосодержания используется формула
где А – коэффициент, равный влагосодержанию идеального газа, Р – заданное давление, кгс/см2, В – коэффициент, зависящий от состава газа. Коэффициенты А, В находятся в специальной литературе.
|