Главная страница Случайная страница
Разделы сайта
АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника
Теоретична частина. У пластових умовах природний газ постійно контактує з пластовими водами (зв`язаною, підошовною, крайовою) і завжди насичений парами води
|
|
У пластових умовах природний газ постійно контактує з пластовими водами (зв`язаною, підошовною, крайовою) і завжди насичений парами води. У процесі видобування газу внаслідок зміни термодинамічних умов (тиску і температури) можливе виділення з газу крапельної вологи по всьому шляху його руху із пласта до споживача (у привибійній зоні, стовбурі і викидних лініях (шлейфах) свердловин, на установці промислового підготовляння газу, у внутрішньопромислових і магістральних газопроводах).
Після осушування газу на промислових установках вміст водяної пари у газі повинен бути доведений до величини, яка регламентується технічними умовами. Тому на виході з промислу, а також на головних спорудах магістральних газопроводів повинен здійснюватись контроль за вмістом водяної пари у газі.
Дотримування технічних умов попереджує виділення з газу крапельної вологи, поява якої в системі транспортування газу призводить до зниження пропускної здатності газопроводу внаслідок утворення водяних корків і порушення роботи контрольновимірювальних приладів, сприяє корозії металу і може призвести до утворення льоду та гідратів і часткового чи повного закупорювання трубопровода.
Основними характеристиками вологості природного газу є його абсолютна і відносна вологість, вологоємність і точка роси.
1 Абсолютна вологість (вологовміст) характеризує кількість водяної пари, яка фактично міститься в одиниці маси (кг/кг) або в одиниці стандартного об'єму (кг/м3) сухого газу при заданих тиску і температурі.
2 вологоємність – це максимально можлива кількість водяної пари, яка міститься в одиниці маси або об'єму газу при заданих тиску і температурі. Газ при цьому повністю насичений парами води.
3 відносна вологість – відношення вологовмісту (абсолютної вологості) газу до його вологоємності у відсотках або в частках одиниці при заданих тиску і температурі. Характеризує ступінь насичення газу водяною парою.
Відносну вологість j виражають також як відношення парціального тиску водяної пари в газі рг до тиску насиченої пари рн при такій самій температурі:
j=рг/рн. (6.1)
4 точка роси – характеризує найвищу температуру, при якій починається утворення у вологій газовій суміші крапель води при заданому тиску. Газ при цьому містить максимально можливу кількість водяної пари і називається насиченим.
Вологоємність газу (максимально можливий вміст водяної пари у газі) залежить від тиску, температури, складу газу та складу води. Вологоємність газу зростає із збільшенням температури і зменшується із збільшенням тиску, густини (молекулярної маси) газу і мінералізації (солоності) води. Вплив молекулярної маси газу на його вологоємність зростає з підвищенням температури. Всі природні гази від метану до газу з відносною густиною 1, 0 мають молекулярну масу між 16 і 30. В цьому інтервалі зміни вплив молекулярної маси на вміст водяної пари у газі не перевищує 3-4 %. Наявність у складі газу сірководню та двоокису вуглецю сприяє збільшенню вмісту водяної пари у газі, а за наявності азоту вологоємність газу зменшується.
Вміст водяної пари у газі знаходять експериментально, за аналітичними залежностями і по номограмах, складених за результатами обробки експериментальних даних чи за результатами розрахунків.
Найбільш поширеним в інженерній практиці аналітичним методом розрахунку вмісту водяної пари у газі є метод Р.Бюкачека, який дозволяє визначати вологоємність газу в межах тиску від 0, 1 до 70 МПа і температур від мінус 40 до 230 0С. Помилка у визначенні вмісту водяної пари у газі за цим методом не перевищує 4 %. Для визначення вмісту водяної пари у газі використовується рівняння:
, (6.2)
де W – вміст водяної пари у газі, г/м3;
Р – тиск газу, МПа;
А – коефіцієнт, який дорівнює вологовмісту ідеального газу;
В – коефіцієнт, який залежить від складу газу.
Значення коефіцієнтів А і В наведено в роботах [8, 12, 16-18] і в таблиці 6.1.
Таблиця 6.1 – Значення коефіцієнтів А і В у рівнянні вологовмісту газу
| Температура, 0С | А | В | Температура, 0С | А | В |
| – 40 | 0, 01451 | 0, 00347 | 3, 610 | 0, 1895 | |
| – 38 | 0, 01780 | 0, 00402 | 4, 050 | 0, 207 | |
| – 36 | 0, 02189 | 0, 00465 | 4, 520 | 0, 224 | |
| – 34 | 0, 02670 | 0, 00538 | 5, 080 | 0, 242 | |
| – 32 | 0, 03235 | 0, 00623 | 5, 625 | 0, 263 | |
| – 30 | 0, 03930 | 0, 00710 | 6, 270 | 0, 285 | |
| – 28 | 0, 04715 | 0, 00806 | 6, 925 | 0, 310 | |
| – 26 | 0, 05660 | 0, 00921 | 7, 670 | 0, 335 | |
| – 24 | 0, 06775 | 0, 01043 | 8, 529 | 0, 363 | |
| – 22 | 0, 08090 | 0, 01168 | 9, 400 | 0, 391 | |
| – 20 | 0, 09600 | 0, 01340 | 10, 300 | 0, 422 | |
| – 18 | 0, 11440 | 0, 01510 | 11, 400 | 0, 454 | |
| – 16 | 0, 1350 | 0, 01705 | 12, 60 | 0, 487 | |
| – 14 | 0, 1590 | 0, 01927 | 13, 80 | 0, 521 | |
| – 12 | 0, 1868 | 0, 021155 | 15, 20 | 0, 562 | |
| – 10 | 0, 2188 | 0, 02290 | 16, 65 | 0, 599 | |
| – 8 | 0, 2550 | 0, 0271 | 18, 33 | 0, 645 | |
| – 6 | 0, 2990 | 0, 3035 | 20, 05 | 0, 691 | |
| – 4 | 0, 3480 | 0, 03380 | 21, 90 | 0, 741 | |
| – 2 | 0, 4030 | 0, 03770 | 23, 85 | 0, 793 | |
| – 0 | 0, 4670 | 0, 04180 | 26, 00 | 0, 841 | |
| 0, 5400 | 0, 04640 | 28, 30 | 0, 902 | ||
| 0, 6225 | 0, 0515 | 30, 60 | 0, 965 | ||
| 0, 7150 | 0, 0571 | 33, 50 | 1, 023 | ||
| 0, 8200 | 0, 0630 | 36, 30 | 1, 083 | ||
| 0, 9390 | 0, 0696 | 39, 40 | 1, 148 | ||
| 1, 072 | 0, 0767 | 42, 70 | 1, 205 | ||
| 1, 239 | 0, 0855 | 46, 20 | 1, 250 | ||
| 1, 394 | 0, 0930 | 50, 10 | 1, 290 | ||
| 1, 575 | 0, 1020 | 53, 75 | 1, 327 | ||
| 1, 787 | 0, 1120 | 58, 25 | 1, 327 | ||
| 2, 015 | 0, 1227 | 62, 40 | 1, 405 | ||
| 2, 280 | 0, 1343 | 67, 20 | 1, 445 | ||
| 2, 550 | 0, 1453 | 72, 50 | 1, 487 | ||
| 2, 870 | 0, 1595 | 77, 60 | 1, 530 | ||
| 3, 230 | 0, 1740 | 109, 30 | 2, 620 |
Рівняння (6.2) отримане для природного газу з відносною густиною 0, 6, який знаходиться в контакті з прісною водою. Для природних газів більшої густини і мінералізованої води рівняння (6.2) записується у вигляді:
, (6.3)
де Сρ , СS – поправочні коефіцієнти відповідно на густину газу і вміст у воді солей, частка одиниці. Сρ < 1, СS< 1.
Значення поправочних коефіцієнтів Сρ і СS наведено в роботах [16-18].
Всі методи визначення вмісту водяної пари у газі ґрунтуються на двох явищах:
зміні фізико-хімічних властивостей речовин, які взаємодіють з вологим газом;
зміні властивостей системи “водяна пара - газ” при зміні його параметрів або під зовнішнім впливом.
Одержані зміни властивостей фіксуються візуальним, ваговим, електричним, оптичним, акустичним та спектрографічним способами. До методів, які базуються на взаємодії речовин з вологим газом, можна віднести такі методи.
1 Ваговий метод – газ пропускають через трубки, які заповнені поглиначем вологи (сорбентом). За зміною ваги трубок, тобто за кількістю поглинутої вологи із виміряного об`єму пропущеного газу, вираховують вміст водяної пари у газі.
2 Метод Фішера і карбідний – ґрунтуються на даних реакції взаємодії водяної пари з реактивом Фішера або карбідом кальцію.
3 П`єзоелектричний метод – базується на законі зміни частоти власних коливань залежно від ваги тіла, яке коливається.
4 Електричний метод – ґрунтується на зміні електропровідності розчину (хлористого літію, бромистого літію та ін.) залежно від кількості поглинутої вологи.
5 Сорбційний метод – ґрунтується на використанні оксидної поглинальної пластинки.
6 Термоелектричний метод - базується на зміні електропровідності при фазовому переході в системі “пара – насичений розчин – тверда фаза”.
7 Хроматографічний метод – базується на реакції пари води з яким-небудь із реагентів, в результаті чого одержують газоподібний продукт, який направляється в калібровану хроматографічну колонку.
8 Кулонометричний метод – базується на законі Фарадея, згідно з яким кількість електрики для електролітичного розкладання одного моля води, який міститься в газі, становить від 2, 965 до 19300 кулонів.
Основні недоліки методів визначення вмісту в газі водяної пари, які ґрунтуються на взаємодії з вологим газом, такі:
у взаємодію вступають не тільки пари води, а й домішки, які містяться в газі: H2S, CO2, органічні кислоти та ін.;
на сорбенти і реактиви впливають пари метанолу, ДЕГу та інгібіторів корозії і солевідкладень;
конденсат і важкі вуглеводні газів також вступають у взаємодію з реактивами.
У найменшій мірі цих впливів зазнає кулонометричний метод, і він рекомендований для стандартизації.
Суть методу полягає в пропусканні певної кількості газу, який очищений від механічних домішок, через трубку, заповнену одним із осушувачів (таблиця 6.2).
Таблиця 6.2 – Характеристика осушувачів природного газу
| Осушувач | Залишкова волога, г/м3 |
| Хлористий кальцій обезводнений | 0, 36 |
| Силікагель | 0, 066 |
| Хлорат натрію | 0, 002 |
| Окис алюмінію | 0, 001 |
| Фосфорний ангідрит | 0, 00025 |
Приважку, яка одержана в трубках, приймають за вагу води. По приважці розраховують вміст водяної пари у газі.
|
|