AW = (сопл — (оСеп) Qr>
где сопл и сосеп — удельное влагосодержание газа соответственно в условиях пласта и на выходе из УКПГ, кг/1000 м3; Qr — количество газа, подаваемого на УКПГ, тыс. м3/ч.
Общее количество влаги, выделяемое из газа на УКПГ, складывается из влаги, выделяемой на участке от скважины до выхода газа из сепаратора С-\ первой ступени AW\, и влаги, выделяемой на участке от сепаратора С-\ до выхода из сепаратора С-2 второй ступени AWcexi:
(18)
73
Значения AW{ и Afcen определяют на основе режимных данных работы пласта и сепараторов С-1 и С-2, при этом считается, что влагосодержание газов соответствует равновесному.
На основе замеряемых значений р и Т из соответствующей памяти ЭВМ на пульт вызывается удельное влагосодержание газа.
Величину AWi определяют из выражения ц, (19)
где сопл, ooi — удельное равновесное влагосодержание газа в условиях пласта и сепаратора С-1 соответственно, кг/1000 м3; т]1 — коэффициент сепарации сепаратора С-1.
Величина тц выражает соотношение количества практически выделенной влаги к теоретическому, и в зависимости от типа сепараторов она вводится в память ЭВМ.
Величина AW\(1—r]i) выражает количество капельной влаги, выносимой газом из сепаратора С-1.
С учетом этого количество влаги, выделяемой из газа в сепараторе С-2, равно
AWcm = [Шх (1 - %) + («! - сосеп) ifc] т|8, (20)
где сосеп — равновесное влагосодержание газа на выходе из сепаратора С-2 (или выходе из УКПГ), кг/1000 м3; rj2 — коэффициент сепарации сепаратора С-2.
Общее количество влаги, выделяемой из газа на всем участке от скважины до выхода из УКПГ, получают сложением значений AW\ и AWcm, получаемых соответственно из выражений (19), (20).
Значения параметров Qr, pi, 7\, р2, T2, AWcm и AW выводятся на печать.
2. По алгоритму расчета количества вводимого ингибитора тидратообразования определяют режим гидратообразования в условиях, охватываемых эмпирическими формулами Г. В. Пономарева [23]. При необходимости в алгоритм могут закладываться и другие уравнения.
Определяют условия гидратообразования газа для выяснения необходимости подачи ингибитора гидратообразования из •следующих выражений:
при положительных температурах
Т = 18,47 lg p — В
или при отрицательных температурах
"ИЛИ
lgp = 0,0171(5-7), 74
где В — постоянная для определяемого состава газа.
При определении количества ингибитора, необходимого для лредотвращения гидратообразования, расчет проводят по формуле
,- A TIT7 V» -»
где AW—количество влаги, выделяемой из газа при движении его от забоя скважины к расчетной точке ввода
ингибитора, кг/1000 м3; С\ и Сг — концентрация
вводимого и насыщенного метанола соответственно, вес. %; а — равновесное
насыщение газовой фазы метанолом, кг/1000 м3; qM— количество метанола, соответствующее его
растворимости в конденсате, кг/кг; GK — количество конденсата в природном газе, кг/1000 м3; k— коэффициент
завышения расхода ингибитора гидратообразования.
Коэффициент k, принимаемый на основе практических данных, вводится для предотвращения образования гидратов вследствие неравномерности подачи и потерь ингибитора за счет механического уноса. Значения a, qM, GK зависят в основном от давления и температуры процесса и состава газа и конденсата. Для конкретного объекта их численное значение должно вводиться в ЭВМ в табулированном виде.
Величина AW соответствует количеству выделившейся влаги на установке и определяется из выражения (18). Значения t или р и GHHr выводятся на печать.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ РЕЗЕРВОВ ДОБЫЧИ И ПОДГОТОВКИ ГАЗА И КОНДЕНСАТА
Данная задача решается при каждом изменении состояния объектов или оборудования ГДП. Для быстрого решения этой задачи составлен специальный алгоритм расчета «горячих» и «холодных» резервов.
Решение задачи состоит из следующих этапов [60, 70].
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.