Промышленность \ Добыча, хранение и транспортировка нефти и газа

Сбор и подготовка к транспорту природных газов, страница 11


Влагоемкость идеального газа определяют по формуле

, _     273 ■ Ю3рМ Л~~ 22,4 (f + 273) pz

 7

где р — давление насыщенных паров воды, МПа (прилож. I, табл. 6); М — молекулярная масса воды; г — коэффициент сжи­маемости газа; t — температура, °С.

На рис. 1 приведена номограмма для определения равновес­ного содержания паров воды в системе природный газ—вода для газа относительной плотностью 0,6.

Пример 1.1. Природный газ с относительной плотностью 0,6 находится в кон­такте с пресной водой при давлении 15 МПа и температуре 40 °С. Требуется определить влагоемкость газа графическим и расчетным способами.

Решение. Согласно рис. 1, влагоемкость газа при давлении 15 МПа и темпе­ратуре 40 °С равна 0,64 г/м3.

Для определения влагоемкости газа расчетным путем пользуемся уравне­нием Бюкачека. Значения коэффициентов А и В следующие (см. табл. 7): А = = 56,25; 5 = 0,2630.


 15


 .     1

 r/M"


Сопоставление значений влагоемкости газа, полученных графи­ческим и расчетным путями, показывает их хорошую сходимость.

Следует отметить, что при низких температурах ввиду большой плотности кривых влагосодержания пользование графиками вла­гоемкости (рис. 2) может привести к значительным неточностям. Поэтому в этих условиях рекомендуется рассчитывать влагоем­кость газа.

На равновесное влагосодержание газа существенное влияние оказывают наличие льда в системе, плотность газа и минерализа­ция пластовой воды.

Упругость паров воды и соответственно влагосодержание газа при равновесии над льдом меньше, чем над переохлажденной во­дой, при тех же давлениях. С учетом этого для определения рав­новесного влагосодержания газа при температурах ниже 0°С не­обходимо значение равновесного влагосодержания газа умножить на коэффициент Ко, характеризующий переохлажденную воду. За­висимость коэффициента Ко от температуры и давления пред­ставлена на рис. 3, а.

С увеличением молекулярной массы газа количество паров воды, необходимое для его насыщения, снижается. Равновесное влагосодержание метана выше, чем этана, а этана больше, чем пропана. Влияние плотности газа на его влагосодержание учиты­вается коэффициентом К\, значения которого определяют по рис. 3,6.

 ав-

Растворение солей в воде уменьшает парциальное давление во­дяных паров и соответственно уменьшает влагосодержание газа. Мак-Кетта и Катц получили поправочный коэффициент Кг, р ный отношению влагосодержания природного газа, н

2   Заказ № 335                                                                                                                       17


П 7

'""-70

О

-50       ~^0      -JO        -20 Темпера тура газа °С


-10


Рис. 2. Номограмма равновесного содержания водяных паров в системе природный газ—лед


а

р

0,6    0,8     1,0     1,2    1yh    1,6

Относительнаяплотность

О        10        20       30        U0 Массовая доля солей, д растворе, %


О

 -30       -20      -10 Температура, °С

Рис. 3. Изменение влагосодер-жания газа в зависимости от его плотности (а), пере­охлаждения (б) и содержания солей  в  пластовой  воде   (в)


в контакте с рассолом, к влагосодержанию газа, находящегося в контакте с чистой водой.

Значения коэффициента Кг в зависимости от содержания солей в минерализованной воде дано на номограмме (рис. 3, в).

С учетом приведенного анализа уравнение Бюкачека имеет вид

'<ЛхК2.(1.3)

С помощью уравнения (1.3) или рис. 1—3 определяют равно­весное влагосодержание природных и нефтяных газов при разных условиях.

Пример 1.2. По данным примера 1 определить влагоемкость газа с учетом контактирования газа с пластовой водой, содержащей 25 % хлористого натрия.

Согласно рис. 3, б значение поправочного коэффициента на соленость воды /(2 = 0,943. С учетом этого равновесная влагоемкость газа составит

Ь = Ь0К2 = 0,64 -0,943 = 0,6035 г/м3,

Скачать файл