Эффект Джоуля—Томсона в технологических процессах добычи газа

Дросселирование — расширение газа при прохождении через дроссель — местное гидравлическое сопротивление (вентиль, кран, сужение трубопровода и т. д.), сопровождающееся измене­нием температуры. Дросселирование — термодинамический про­цесс, характеризующийся постоянством энтальпии (i=const).

В процессе дросселирования реального природного газа при его движении через штуцер, задвижку, регулятор давления, клапан-отсекатель, колонны труб в скважине, неплотности в оборудо­вании промыслов уменьшается температура газа.

Т1-до начала процесса дросселирование,

Т2-после процесса дросселирование,

Р1-начальное давление,

Р2-давление после дросселирования.

Дифференциальный коэффициент Джоуля—Томсона:

В большинстве случаев газ в процессе дросселирования охлаждается, а жидкость нагревается.

Изменение температуры газа (жидкости) в процессе изоэнтальпийного расширения при значительном перепаде давления на дрос­селе называется интегральным дроссель-эффектом. Он может вы­числяться из соотношения

Среднее значение коэффициента Джоуля—Томсона для природ­ного газа изменяется от 2 до 4 К/МПа в зависимости от состава газа, падения давления и начальной температуры газа.

У жидко­стей Еi<0, поэтому при дросселировании они нагреваются. Для наибольшего снижения температуры газа в штуцере необходимо удалять жидкость из газового потока до его поступления в штуцер.

5.Влагосодержание природных газов и методы его определения.

Природ­ный газ в пластовых условиях насыщен парами воды, посколь­ку газоносные породы всегда содержат связанную, подошвен­ную или краевую воду. В процессе эксплуатации месторождений значения давлений и температур изменяются. При этом сниже­ние температуры вызывает уменьшение количества водяных па­ров в газовой фазе, а снижение давления—увеличение их со­держания. В самом пласте по мере разработки происходит уве­личение влагосодержания газа, так как пластовое давление па­дает при изотермическом режиме. Влагосодержание природно­го газа—важнейший параметр, который определяет в значи­тельной мере технологические режимы эксплуатации скважин газопромысловых сооружений.

Содержание влаги в газе характеризуют абсолютным и отно­сительным влагосодержанием.

Абсолютное влагосодержание W равно массе во­дяных паров в единице объема газовой смеси, приведенной к нормальным условиям (0°С и 0,1 МПа), и измеряется в г/м³ или кг/1000 м³.

Относительное влагосодержание Wo — отноше­ние кол-ва водяных паров, находящихся в газе при данных условиях к максимально возможному их кол-ву при тех же условиях. Wо измеряется в долях единицы или про­центах. Полное насыщение оценивается как 100%.

Вода вызывает:

1. Коррозию;

2. пробки

3. газовые гидраты

4. песчаные пробки, из-за разрушения коллектора

Методы определения

1. Гидрометры или влагометры – приборы для определения.

2. Лабораторные методы:

a) Массовый

b) Абсорбционный

c) Электрометрический (при разложении электричеством 1 моля воды нужно затратить 193 Кл электричества. Можно пересчитать на силу тока, адсорбировать влагу и разложить воду)

d) Метод основанный на определении точки росы – конденсационный.

3. Графический метод.

Влагосодержание природных газов с относительной плотностью 0,6,при контакте с пресной водой приводится на номо­грамме. Поправочные коэффициенты К1 и К2 учиты­вают соответственно влияние минерализации воды и плотности газа. Влагосодержание газа относительной плотностью, отлича­ющейся от 0,6 при контакте с минерализованной водой, опреде­ляется по формуле

W=W _0,6 К₁ К_2, при Δ<0,6 К₂ = 1

где W_0,6 — Влагосодержание газа, определенное по номограмме.

Поиск по сайту: