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

, (1.8)

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

, (1.9)

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 - это отношение фактического содержания паров воды в единице объема газа при данных Р и Т к его влагоемкости, т.е. к количеству водяных паров в том же объеме и при тех же Р и Т при полном насыщении.

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 Р_пл(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 , отличающейся от 0, 6 при контакте с минерализованной водой, определяется по формуле

, (1.10)

где G_s - поправка на минерализацию воды; G_ρ - 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

, (1.11)

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.