Абсорбционная осушка природных газов

Глава 4

АБСОРБЦИОННАЯ ОСУШКА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

4.1. ЖИДКИЕ ОСУШИТЕЛИ И ИХ СВОЙСТВА

Абсорбционный процесс осушки газа является наиболее распространенным при подготовке газа к транспорту. Более 70 % добываемого в РФ газа к транспорту подготавливается с применением этого процесса.

Абсорбцией называется процесс поглощения компонентов газа жидкими поглотителями-абсорбентами. Этот процесс основан на различии давлений насыщенных паров влаги в сырьевом газе и над раствором абсорбента, контактирующим с газом. При контактировании газа с осушителями абсорбция (извлечение) влаги протекает до тех пор, пока парциальное давление влаги в газе не достигнет величины ее же парциального давления над раствором осушителя (абсорбента).

Основными требованиями к осушителям являются высокая поглотительная способность в широком интервале концентраций, давления и температур, низкое давление насыщенных паров, высокая селективность в отношении компонентов газа, т.е. низкая взаиморастворимость с ними, нейтральность в отношении компонентов газов и ингибиторов, применяемых в процессе добычи газа, и низкая коррозионная активность. Кроме того, осушители должны иметь низкую вспениваемость в условиях контакта с газовой смесью и незначительную вязкость в условиях эксплуатации, обеспечивающую хороший контакт с газом в абсорбере, теплообменниках и другом массообменном оборудовании.

На установках комплексной подготовки газа некоторая часть осушителя попадает в водоемы и на почву, поэтому он должен быть неядовитым и способным к полному биологическому разрушению. Кроме того, осушители должны быть дешевыми и нетоксичными.

Этим требованиям в той или иной степени отвечают глико-ли - этиленгликоль (ЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ), триэтилен-гликоль (ТЭГ) и пропиленгликоль (ПГ).

Некоторые производные ди- и триэтиленгликоля и побочные вещества, получаемые при их производстве (этилкарбитоль, тетраэтиленгликоль), хотя и обладают высокой гигроскопичностью, практически не применяются для осушки природного газа, что объясняется трудностями, связанными с регенерацией их насыщенных растворов и низкой избирательностью в отношении компонентов природного газа.

На практике в схемах установок абсорбционной осушки газа в качестве осушителей применяются только высококонцентрированные растворы ДЭГа и ТЭГа. Водные растворы других гликолей, в частности этиленгликоля и пропиленгликоля, нашли применение в качестве ингибитора гидратообразования.

Гликоли являются двухатомными спиртами жирного ряда и с водой смешиваются во всех соотношениях. Их водные растворы не вызывают коррозии оборудования. Благодаря этому оборудование установок осушки газа изготавливается из дешевых марок стали.

Важное свойство гликолей - способность понижать температуру замерзания водных растворов, что дает возможность использовать водные растворы гликолей как антигидратный ингибитор при минусовых температурах контакта. Чем ниже дипольный момент гликоля, тем выше его способность к ассоциации, понижению температуры замерзания раствора.

Основные свойства гликолей приведены в табл. 4.1-4.10 и на рис. 4,1-4.6.

Таблица 4.1

Основные физико-химические свойства чистых ДЭГа и ТЭГа

Потерн давления на клапане 22ЛЮХ38150 определяются по формуле

Ар = Pi — р_а =0,6284- Ю-з    q*    _{=    kQ}2_{f    (ПЬ38)}

где k — коэффициент пропорциональности; р — относительная плотность газа; Т_г — температура газа под клапаном, К; d — диаметр штуцера, см; р^ — давление под клапаном, кгс/см²; Q — дебит, тыс. м³/сут.

Пример. Определить потери давления на клапане 22МОХ38150 с диаметром штуцера d = 2,54 см при Q = 430 тыс. м³/сут; p_t = 100 кгс/см²; 74 = 303 К; Р~= 0,6.

Ар =0,6284-Ю-з _J^-J5L-430² = 0,2744-10-*-430* =5 кгс/см².

Из приведенного примера видно, что при аналогичных условиях коэффициент пропорциональности с_ркЛ клапана «RKA-ОЗ», определяемый по рис. III.8,

при Pi = 100 кгс/см² и d = 25,4 мм полностью совпадает с коэффициентом пропорциональности k в формуле (II 1.38).

Сопоставим_ потери на клапане 22МОХ38150 при d = 3,334 см; р_г =

= 100 кгс/см²; р = 0,6; Т, = 290 К и Q — 906 тыс. м³/сут с потерями, получаемыми на клапане «RKD» при аналогичных данных. Согласно (II 1.38) потери на клапане 22МОХ38150 будут:

Ар = 0,6284- Ю-з    906²    =    0,894-10’»-902* = 7,3 кгс/см²,

что показывает практическую однозначность потерь давления во всех клапанах.

111.6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ ПО СТВОЛУ СКВАЖИНЫ

Для различных расчетов, связанных с подсчетом запасов газа и проектированием разработки газовых и газоконденсатных месторождений, необходимо знать распределение температуры газа по стволу скважины. Изменение температуры в остановленной и работающей скважине помимо непосредственных замеров можно определить аналитическим путем.

II 1.6.1. Распределение температуры в остановленной скважине

Распределение температуры в остановленной скважине следует определять после длительной консервации жидкостью. Как правило, распределение температуры в простаивающей скважине определяется непосредственным замером.

Для практических расчетов изменение температуры с глубиной можно определить по формуле

tx=t_nn-r{L-x),    (II    1.39)

где t_x — температура на глубине °С; /_пл — температура пласта с глубиной залегания / , °С; Г — средний геотермический градиент, град/v, определяемый по формуле

Г — (^пл Ui. c)!(L — Ли. с)-    (III-40)

Здесь с — температура нейтрального слоя, °С; Л_к. _с — глубина нейтрального слоя, м.

При наличии зоны многолетней мерзлоты геотермический градиент определяется по формуле

пл — t_M)/{L—h_M),    (III.41)

где t_M — температура мерзлого грунта, °С; h_M — глубина нижней границы мар=-лоты, м.

Формула (III.41) используется для определения геотермического градиента только до нижней границы зоны многолетней мерзлоты.

В зоне многолетней мерзлоты геотермический градиент можно оценить по формуле

Гм — (^М - ^н. с)/(^м    с)-    (II    1-42)

II 1.6.2. Изменение температуры в призабойной зоне работающей скважины

Перепад температуры в пласте при работе скважины определяется по формуле

i_g г..    ^сср^т—1

⁸ М + я HC.,R‘

А/- /_ПЛ -^3 — (Рпл -Рз) --Q- у    (II    1.43)

¹⁸ ж

где /_пл, t₃ — соответственно пластовая и забойная температура, °С; D,- — коэффициент Джоуля—Томсона в пласте, °С/(кгс/см²); У?_к> R_c — радиусы контура и скважины соответственно, м; р_пл, р_л — соответственно пластовое и забойное давление, кгс/см²; II — перфорированная мощность пласта, м; G — массовый расход газа, кг/ч; при известном объемном расходе определяется по формуле

G т=± 54pQ;    (II    1.44)

р — относительная плотность газа; Q — объемный расход газа, тыс. м³/сут (при 0°С); С_р — теплоемкость газа в пластовых условиях, ккал/кг-°С; определяется согласно п. II.7; х — время работы скважины с начала эксплуатации, ч; С_п — объемная теплоемкость горных пород, ккал/м³-°С.

Теплоемкость горных пород С_п в целом изменяется незначительно и для сухих пород колеблется от 0.18 до 0,20 ккал/кг-°С. Насыщение влагой приводит к увеличению теплоемкости пород. Для практических расчетов с учетом насыщения пород влагой С_п принимается равной 0,3 ккал/кг-°С, или 700 ккал/м^я-°С.

II 1.6.3. Распределение температуры в стволе работающей скважины при отсутствии зоны многолетней мерзлоты

Температура газа в стволе работающей скважины на глубине * определяется по формуле

I, = <„П - Гх -    + ' ~‘~^а* |> - °' ^(Р‘~ ^Рх) —^ ] ,    (41.45)

где/_л—температура газа на глубине х при отсчете от середины интервала перфорации, °С; Д/ — перепад температуры в пласте, определяемый по формуле    (III.43), °С;

Г — средний геотермический градиент на участке от    0    до    х,    ^СС;    D;    — диффе

ренциальный коэффициент Джоуля—Томсона в стволе скважины, ^сСУ(кге/см²), определяемый по графикам, приведенным в п. II.8; р_х— давление на глубине х при отсчете от середины интервала перфорации, кгс/см²; А — термический эквивалент работы, 1/427 ккал/кг-м; С_р — средняя теплоемкость газа при р_ср =

— (Рз + Р.г)/2, ккал/кг-°С; а — коэффициент, определяемый по формуле

а =2л>_Г1/бСр/(т).    (II 1.46)

Здесь Я — теплопроводность горных пород, ккал/м-ч-°С; f (т) — безразмерная функция времени    _

/(t)=ln(l+ Y ^щ)'    ^(,"-⁴⁷⁾

где Х_и — теплопроводность горных пород, Вт/(м-К); f(т) безразмерная функция времени,

Л

/(т) ¦= In

Для наиболее распространенных диаметров скважины значения /(т) приведены в табл. 2.3.

Для расчета распределения температуры по стволу эксплуатирующейся скважины необходимо знать геотермический градиент Г, пластовую температуру ?_пл, теплоемкость горных пород С_п, теплопроводность горных пород Л„, теплоемкость газа С_р| коэффициент Джоуля— Томсона ?>,.

Геотермический градиент Г для разных месторождений изменяется в широких пределах (0,015— 0,09 К/м}. Точность определения этой величины влияет на результаты расчета.

ТАБЛИЦА 2.3 Значения Дт)

Средний геотермический градиент для данного месторождения можно определить (если замерена пластовая температура по одной из скважин) по формуле

г =

ПА

где t_llx — температура в скважине, замеренная на глубине L\ t„_r — температура на глубине 1_НС, обычно равная среднегодовой температуре почвы в данном районе; 1_НС — глубина нейтрального слоя или глубина пояса постоянных температур, т.е. минимальная глубина, до которой не доходят суточные и сезонные колебания температур.

Пластовая температура f_nA в данной скважине определяется либо при непосредственном замере, либо по формуле (2.70).

Теплоемкость горных пород С„ обычно изменяется незначительно в пределах 0,18 — 0,20 Дж/(м³-К) для сухой породы. В условиях насыщения влагой теплоемкость горных пород возрастает и может быть принята равной 0,3 Дж/(м³-К).

Теплопроводность горных пород в основном влияет на коэффициент теплопередачи от газа в пласт. Значение ее возрастает с увеличением плотности горных пород (рис. 2.5). Влияние содержания влаги в породах учитывается умножением значения А._п, полученного по графику (см. рис. 2.6), на поправочный коэффициент /, значение которого можно определить по графику, приведенному на рис. 2.6.

PfK > 10 ³кг

Хгя,Вт/(мК)

2

то L, м

0 1000

2

1

9,05 0,1    0,2    0,5    А.,,,    Вт/(м    К)

Рис. 2.6. Зависимость f от влажности

Таблица 4.2

Основные показатели ДЭГа и ТЭГа, производимых на предприятиях РФ

Таблица 4.3

Соотношения коэффициентов теплопередачи гликолей и воды

Таблица 4.5

Поглощение конденсата ТЭГом

Таблица 4.6

Максимально допустимые концентрации гликолей в сточных водах

Теплопроводность горных пород, так же как и теплоемкость, зависит не только от свойств самих пород, но и от насыщенности влагой. Теплопроводность пород определяется по рис. II 1.9 в зависимости от плотности сухого скелета.

0,05 0,1 0,2    0,5    1    I    5    0    10    20    J0    40

А_ск,ккал/М'Ч'°С    Влажность    ,    о5.%

Рис. II 1.9. Зависимость теплопроводности сухого скелета горных пород от их плотности

Рис. 111.10. Поправочный коэффициент для определения теплопроводности влажных горных пород

Влияние влажности на коэффициент теплопроводности учитывается путем умножения а_ск на поправочный коэффициент f, определяемый по рис. ШЛО. При определении влияния поправочного коэффициента f па влажность объемный процент

влажности принимается равным пористости породы.

А_п ,К!<.ал/м-ч-'С

Рис. III.11. Теплопроводность глины в зависимости от глубины залегиння

Средневзвешенный коэффициент теплопроводности, определяемый для каждого из интервалов, по разрезу вычисляется по формуле

>-п=? ЯпА/Е Л,.    ("1-48)

1=1 / i = l

где Я_п/ — теплопроводность отдельных интервалов, отличающихся по литологическому составу; hi — мощности отдельных интервалов.

Значения коэффициента Х_П(* для отдельных пород, часто используемые в расчетах, приведены ниже.

Песок кварцевый Сланец глинистый Соль каменная

0.3 2,1 5,4 —6,0 40 — 45 0.8—1,2

Сталь ......

Цементный камень

Теплопроводность глин в зависимости от глубины залегания показана на рис. III. 11.

II 1.6.4. Распределение температуры в стволе работающей скважины при наличии в разрезе зоны многолетней мерзлоты

Распределение температуры в стволе работающей скважины при наличии в разрезе зоны многолетней мерзлоты определяется формулой (II 1.45) в интервале от забоя до начала зоны многолетней мерзлоты.

Температура газа при входе в зону многолетней мерзлоты рассчитывается по

формуле

-алг,

-ах_пщ. ,    1    —    е    ~~^0м    „    (Рз    Р*о_м)    Л

^ом • ^пл — Гх_ш А/е ^0м-|-

*ом    Ср j

(III.49)

где /_ом — температура при входе в зону многолетней мерзлоты, °С; х_ом — расстояние от середины интервала перфорации до начала зоны мерзлоты, м; Г —геотермический градиент, определяемый по формуле (III.41), "С/м; остальные обозначения прежние.

f_vr/CM>    ¦    J>_a,r/CMl

О ОЛ 0,6    1,2    1,6    2,0 2,4 2,8 3,2 3,6    0,2    0,3 ОЛ 0.5    0.6

А^ккал/м-ч-Х    C_n'W    ,    ккал/м³

Рис. III. 12. Зависимость теплопроводности мерзлых грунтов от плотности.

1 — глина; 2 — песчаник

Рис. 111.13. Зависимость теплоемкости мерзлых грунтов от плотности.

1 — глина; 2 песчаник

В пределах зоны многолетней мерзлоты распределение температуры в стволе скважины описывается формулой

<х - 1о„ ~ г„х -| ¹ ~ ⁶ "    [г.    -    —    --4-lfi.    (И    1.50)

®м L    ^х    Ьр    J

где t_x — температура газа на расстоянии х при отсчета от начала многолетней мерзлоты снизу вверх, °С; Г_м — геотермический градиент, определяемый по формуле (111.42); х — переменная координата от начала зоны мерзлоты, снизу вверх, м; р*_Пм — давление при входе в зону мерзлоты, кгс/см²; р_х — давление па глубине

х при отсчете от начала зоны многолетней мерзлоты снизу вверх, кгс/см². Коэффициент а_м определяется из выражения

есм = 2nX_Ml^rGCpf (т),    (III.51)

а функция / (т) — по формуле

/(t) = .n(l+|/^).    (111.52)

Здесь ?v_M—теплопроводность мерзлых грунтов, ккал/м-ч-°С (рис. III.12), а С_м — их теплоемкость, ккал/м³ (рис. III. 13); р — безразмерный коэффициент, учитывающий изменяющуюся скорость теплообмена при наличии отрицательных температур, может приближенно оцениваться н зависимости от температуры мерзлых грунтов но формуле

Р ⁼ ~f2    (^м    ^с.    г)">

с. г

Рис. 2.8. Изменение теплопроводности мерзлых пород Л„ в зависимости от объемной плотности

1 — песчаники; 2 ~ глины

Рис. 2.7. Зависимость теплопроводности глинистых пород >._гл от глубины залегания пласта L

Для определения теплопроводности глинистых пород разреза можно воспользоваться приближенной зависимостью от глубины залегания глинистого пласта (рис. 2.7). Теплопроводность мерзлых пород в зоне распространения вечной мерзлоты находят по графику, приведенному на рис. 2.8.

По литологическому составу горных пород можно определить их плотность и пористость, а затем с помощью графиков найти теплопроводность пород Л_п во всех интервалах, после чего вычислить средневзвешенную теплопроводность

/V .j —    ------.

Коэффициент Джпуля - Томсона Д определяют по номограмме (рис. 2.9), построенной для чистого метана. В практических целях ею можно пользоваться с достаточной точностью для природного газа с относительной плотностью р до 0,6 (содержание метана не меньше 90 %}.

Кроме указанных данных, для расчета распределения температуры по стволу скважины необходимо знать время ее работы от начала эксплуатации, пластовое и забойное давления на момент расчета, давление на головке скважины и весовой расход газа G.

Значение устанавливают по уравнению а = —^2плД-~, в ко-

GC_p/( т)

тором теплопроводность мерзлых грунтов Х_и находят по графику (см. рис. 2.8).

Температуру на устье скважины t_y с учетом дросселирования газа можно определить по формуле

о 90 U __я

5,0 10,0 15,0 20,0 25,0 30,0 35,0 40,0 45,0 Первоначальное избыточное далление, МПа

§ 60

о

Рис. 2.9. Перепад температуры, сопровождающий перепад давления при расширении природного газа относительного удельного веса 0,64. Ар - р_оер ~ Р™m (^гА^е Рпер- Ркоя ~ соответственно давление первоначальное и конечное)

х (1 - e“^oi),

У

(2.71)

где ф -С_р-; К — коэффициент теплопередачи, Вт/(м² К).

Определение температурного режима газивыл скважин имеет особое значение в случаях, когда возможно образование жидкой и твердой фаз (например, при образовании гидратов, выделении воды или конденсата), а также при растеплении многолетнемерзлых пород. С понижением температуры во время движения газа в стволе скважины создаются условия для частичного перехода паров в жидкое состояние, конденсирующихся на стенках труб в виде росы, а затем пленки жидкости, которая в зависимости от ее количества и скорости газового потока может двигаться как вверх, так и вниз.

Падение температуры в штуцере происходит в основном за счет дросселирования, При этом конденсация паров приводит к образованию капель жидкости (тумана), которые в последующем осаждаются на стенках труб,

Температуру газа после штуцера Т₂ при известной температуре Т_х до штуцера 7", и давлениях до и после штуцера р, и р-, можно определить по формуле

Табли ца 4.7

ПДК гликолей в водоемах

Таблица 4.8

Зависимость температуры замерзания Г, водных растворов ДЭГа от его массовой концентрации*

Зависимость температуры замерзания водных растворов ТЭГа от его массовой концентрации*

Таблица 4.10

Показатели пожарной опасности гликолей

Исходя из данных табл. 4.2, можно отметить следующее: не приводится расшифровка состава органических примесей, содержащихся в гликолях (в ДЭГе - 1,3 и ТЭГе - 1,9 %) и являющихся побочными продуктами их производства. Однако их физико-химические свойства представляют интерес, так как позволяют оценить термическую стабильность и влияние на надежность эксплуатации блока регенерации. Обращаем внимание на отсутствие расшифровки состава органических примесей с тем, чтобы при закупке гликолей заказчик требовал от поставщика указать этот состав.

Поглощение гликолем воды является экзотермическим процессом, т.е. сопровождается выделением тепла. Однако количество выделенного тепла столь незначительно, что его значением можно пренебречь.

С повышением температуры увеличивается давление насы-

где /_м — средняя температура мерзлого или талого грунта в зоне многолетней мерзлоты, ^СС; /_с. _г — среднегодовая температура поверхности почвы, °С.

Пример. Определить распределение температуры по стволу скважины, работающей с дебитом Q = 1200 тыс. м*/сут, при следующих исходных данных: /_пл = 137 °С; />_пл =

= 261,6 кгс/см²; р₃ = 221,4 кгс/см²; Н = 50 м; R_K = 500 м; /?_с = 0,1 м; р = 0,6; т = = 8700 ч; Г = 0,0325 °С/м. Теплоемкость пород C_R принимается равной 700 ккал/м³*°С; Я_п = 2,3 ккал/м-ч*°С. Масса киломоля газа равна 17,43 кг/кмоль.

Расчет проведен для глубин L = 400, 1400, 2400, 3400 м (устье скважины), считая от середины интервала перфорации.

Результаты расчетов приведены в табл. II 1.10. Ниже приводится порядок расчета для одного участка (L = 400 м).

Таблица III.10

Результаты расчета распределения температуры по стволу скважины

Определяем по методике п. Ш.З. давление на глубине 400 м от забоя

р₄₀₀ = 214 кгс/см².

Рассчитываем согласно п. 11.7 теплоемкость С_р для

Рср = (рпл + Рз)/2 =246,5 кгс/см³

и начальной температуры /_пл = 137°С

С_р = 753 ккал/кг*°С.

Определяем согласно п. II.8 D• = 0,0972 °С/(кгс/см^г).

По формуле (111.43) рассчитываем

54-0,6-1200*0,753*8700

Г 54-0,6-1200.0,753-8700 1 ^g [ ^    3.14-50-700-0,01 J _₅₇o_C

•g I i-t--

At =0,0972 (261,6 — 221,4)

500 0,1 t₃ = 137 — 5,7 = 131,3 °C.

По формуле (111.48) определяем

, _x , /, , _ЛГ3,14-2,3-8700 ^    „    _Kc

^(Т^⁼¹Ч¹⁺V 700-0,1    ,)⁼⁴'⁵⁶-

f

По формуле (111.46) находим

a =6,28-2,3/4,56-0,753 38 800 = 0,000108.

Рассчитываем согласно п. II.7 теплоемкость для заданного интервала = = 13,025 ккал/кмоль*°С. Для удобства дальнейших расчетов переводим С_р в ккал/кг*°С, для этого полученную величину делим на массу кнломоля М.

С_р = 13,025/17,43 =0,747 ккал/кг*°С-

Определяем коэффициент дросселирования на рассматриваемом участке ствола согласно п. II.8

D_l =0,114 °С/(кгс/см²).

Рассчитываем температуру на глубине 400 м по формуле

/₄₀₀ = 137 — 0,0325 • 400 • 5,Те^-0,000108'⁴⁰⁰-)-

1  р—0,000108-400 г-    j л    t

+    0.000108    I⁰'0325 - 0.1И ^] = 129,1°С.

Распределение температуры в интервале зоны многолетней мерзлоты определяется по известной величине Г_мо по формуле

Ам(Рз - Ру^е~

1 - е

Ад

С'

¦&    (2.72)

Г -

Т — Т - Г у +

* Y    ^л    МП    ^{1    1}

где Т_х — температура газа на расстоянии х при отсчете от начала зоны вечной мерзлоты снизу вверх; Т_мо — температура газа при входе Б зону мерзлоты; Г_м — геотермический градиент, Г_м = (Г_м — T_H)/[h_M— Л_н); Г_м — температура мерзлых пород (значение Т_м соответствует температуре замерзания минерализованных грунтовых вод); а_и — параметр, определяемый для мерзлых пород но формуле

2 кк_г

а„ =

СС_рЦ т)

здесь ^_пм — теплопроводность пород в зоне вечной мерзлоты, зависящая от плотности р_п и определяемая по графику (см. рис. 2.8),

Для пород в зоне вечной мерзлоты

/(т)= In

1 +

где С_м — теплоемкость пород в зоне вечной мерзлоты, зависящая от плотности.

Коэффициент р учитывает скорость теплообмена при наличии отрицательных температур и определяется по формуле

j, _т

Р =

т..

где TJ — средняя температура мерзлого грунта, определяемая путем измерения в остановленной скважине; Т_ст — среднегодовая температура поверхности почвы.

Таким образом, распределение температуры в стволе работающей скважины при наличии зоны многолетней мерзлоты необходимо рассчитывать в два этапа: 1) от забоя до нижней границы зоны вечной мерзлоты; 2) от нижней границы зоны вечной мерзлоты до устья скважины.

Согласно формуле (2.71), при наличии зоны вечной мерзлоты температура газа у устья скважины

А(Рм - Ру^е'

1-е

ft

Г -

L

Т = Т - Г 1 +

* v    ^л    мп    М*\1    ¹

где 1_М — расстояние от устья до нижней границы зоны вечной мерзлоты.

Распределение температуры в стволе работающей скважины в зоне многолетней мерзлоты.

При наличии в разрезе в зоне многолетней мерзлоты распределение температуры в стволе определяют по формуле (2.72) в интервале от забоя до начала зоны мерзлоты, В этом случае температура газа у входа в зону мерзлоты

= Г_пл - Г1_мо - Д7е

Ц(Р_Э Р_мое^Ьмо)

+

1 - е

где — температура газа при входе в зону мерзлоты; L„_n — расстояние от середины интервала перфорации до нижней границы зоны многолетней мерзлоты; р_мо — давление у входа в зону мерзлоты на глубине 1_и0; остальные обозначения прежние.

2.2.3. ТЕМПЕРАТУРНЫЙ РЕЖИМ ГАЗОПРОВОДОВ

При движении газа по газопроводам понижение его температуры происходит в результате теплообмена газа с окружающей средой и дросселирования.

Изменение температуры по длине газопровода (в шлейфах, коллекторах) определяют по известной формуле Шухова.

При установившемся движении газа по горизонтальному газопроводу в случае постоянной температуры грунта формулу для распределения температуры газа за счет теплообмена с окружающим трубу грунтом получим исходя из следующих условий,

Количество теплоты при установившемся режиме, отдаваемое грунтом газа на длине,

dq = —KitD[t — t_lv)dx,    (2,73)

где К — коэффициент теплопередачи от потока газа к грунту, окружающему трубу, принимаемый равным 1 — ЗВт/(м²-К); D — наружный диаметр газопровода, м.

Рис. 1.1. Зависимость давления насыщенных паров водных растворов ДЭГа от температуры

1000 . 800 ? 600

SO 82,2    115,6

Температира, °С

204,4

Рнс. 4.2. Зависимость давления насыщенных паров водных растворов ТЭГа от температуры

Рис. 4.3. Зависимость теплоты испарения ЭГа (/), ДЭГа (2) и ТЭГа (5) от температуры

щенных паров над раствором (см. рис. 4.1 и 4.2) и снижается теплота испарения ТЭГа, ДЭГа и ЭГа (см. рис. 4.3).

Коэффициенты теплопередачи гликолей уменьшаются с ростом их молекулярной массы (см. табл. 4.3).

Экспериментальные значения растворимости природного газа в водных растворах ДЭГа различной массовой концентрации приведены в табл. 4.4. С увеличением концентрации воды растворимость природного газа в водных растворах ДЭГа снижается.

Растворимость газа в ТЭГе на 25-30 % выше, чем в ДЭГе. Следовательно, ДЭГ обеспечивает более высокий коэффициент избирательности в системе вода - углеводороды. Однако из-за малых значений растворимости газов в растворах гликолей этот факт при осушке бессернистых газов практически не влияет на показатели работы установки.

Исследуемый газ имел следующий состав (молярная доля, %): СН₄ - 95,42; Q,H₆ - 2,26; С_ЭН₈ - 0,99; н-С₄Н₁₀ - 0,61; С₃Н₁₂ - 0,21; С_бН₁₄ - 0,08; С0₂ - 0,42.

Растворимость ароматических углеводородов в гликолях увеличивается по мере роста их молекулярной массы. Например, растворимость бензола в ЭГе и ДЭГе составляет соответственно 5,7 и 31,3 %, а три- и тетраэтиленгликоли полностью смешиваются с бензолом.

Следует отметить, что растворимость углеводородов в ТЭГе несколько больше, чем в ДЭГе. Это обстоятельство особенно важно, когда осушке подвергаются конденсатосодержащие газы. Этот вопрос рассмотрен в работах [48, 49]. Показано, что с повышением концентрации раствора количество извлекаемых углеводородов увеличивается (см. табл. 4.5). Это происходит и

Методы исследования скважин и обработки результатов при стационарных режимах фильтрации газа  »

Библиотека »