Аналитика



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

Показатели

ДЭГ

тэг

Химическая формула

С4Нй(ОН)г

С6Н,2(ОН)г

Относительная молекулярная масса

106,12

150,17

Плотность при 20 *С, г/см3

1,1184

1,1254

Вязкость при 20 ‘С, сП

35,7

47,8

Теплоемкость при 20 °С, кДж/(кг-К)

2,09

2,2

Теплота парообразования (при давле

629

416

нии 0,1 МПа), кДж/кг

Температура, 'С:

164,4

206,7

начала разложения

воспламенения на воздухе

150,5

173,9

вспышки (в открытом тигле)

143,3

165,5

замерзания

-9,0

-7,6

Поверхностное натяжение, 10“3 н/м

48,5

45,2

Коэффициент рефракции (преломле

1,4472

1,4559

ния) при 20 *С

Температура кипения, X:

при 101,3 кПа

244,8

278,3

при 6,66 кПа

164

198

при 1,33 кПа

128

162

Потерн давления на клапане 22ЛЮХ38150 определяются по формуле

Ар = Piра =0,6284- Ю-з    q*    =    kQ2f    (ПЬ38)

где k — коэффициент пропорциональности; р — относительная плотность газа; Тг — 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; pt = 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 сркЛ 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; рг =

= 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=tnn-r{L-x),    (II    1.39)

где tx — 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; Лк. с — глубина нейтрального слоя, м.

При наличии зоны многолетней мерзлоты геотермический градиент определяется по формуле

пл — tM)/{LhM),    (III.41)

где tM — температура мерзлого грунта, °С; hM — 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

ig г..    ссрт—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> Rc — радиусы контура и скважины соответственно, м; рпл, рл — 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); Ср — теплоемкость газа в пластовых условиях, ккал/кг-°С; определяется согласно п. II.7; х — время работы скважины с начала эксплуатации, ч; Сп — объемная теплоемкость горных пород, ккал/м3-°С.

Теплоемкость горных пород Сп 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 Сп принимается равной 0,3 ккал/кг-°С, или 700 ккал/мя-°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* |> - °' ‘~ 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; рх— давление на глубине х при отсчете от середины интервала перфорации, кгс/см2; А — термический эквивалент работы, 1/427 ккал/кг-м; Ср — средняя теплоемкость газа при рср =

(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 Хи — 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 Сп, теплопроводность горных пород Л„, теплоемкость газа Ср| 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)

г.

- 0,110 м

г

= 0,084

м

; г,

= 0,073 м

Время

л

Вт/(м-К)

кп

Вт/(м-

К)

л,

, Нт/(м К)

2

3

4

2

3

4

: 2

3

4

Часы

1

0,6198

0,719

0,796

0,7557

0,868

0,954

0,846

0,967

1,059

2

0,795

0,9117

1,000

0,954

1,083

1,181

1,059

1,195

1,298

5

1,072

1,239

1,312

1,259

1,408

1,519

1,380

1,535

1,650

10

1,312

1,465

1,577

1,542

1,681

1,799

1,650

1,817

1,938

Сутки

1

1,650

1,817

1,938

1,876

2,050

2,176

2,017

2,195

2,323

2

1,93В

2,000

2,241

2,056

2,358

2,489

2,323

2,507

2,641

5

2,342

2,526

2,659

2,591

2,780

2,916

2,744

2,925

3,072

10

2,659

2,849

2,985

2,916

3,108

3,226

3,072

3,266

3,404

Месяцы

1

3,178

3,371

3,512

3,441

3,637

3,778

3,601

3,798

3,939

2

3,512

3,685

3,849

3,778

3,976

4,117

3,939

4,138

4,279

3

3,708

3,907

4,049

3,976

4,175

4,317

4,138

4,338

4,479

ь

4.U4H

3,У83

4,ЗШ

4,31/

4,51/

4,Ь60

4,4/У

4,6/У

4,822

J оды 1

4.3R9

4,590

4.732

4,660

4,860

5,003

4,822

5,062

5,166

2

4,731

4,933

5,076

5,000

5,204

5,347

5,166

5,368

5,511

3

4,933

5,134

5,277

5,204

5,405

5, .548

5.368

5,570

5,711

4

5,075

5.272

5.421

5,347

5,579

5,691

5,511

5,712

5,856

5

5,187

ут

5,531

5,458

5,660

5,302

5,622

5,823

5,98

6

5,277

5,4/9

5,622

5,588

5,750

5,894

5,712

5,9Н

6,05Я

7

5,354

5,555

5,699

5,625

5,827

5,970

5,789

5,990

6,135

0

5,420

5,621

5,765

5,692

5,094

6,037

5,050

0,050

0,201

9

5,478

5,680

5,823

5,756

5,952

6,070

5,914

6,117

6,260

10

5,531

5,732

5,576

5,803

6,005

6,148

5,967

6,169

6,312

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

г =

ПА


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

Пластовая температура fnA 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

Показатели

дэг

ТЭГ

Скрытая теплота парообразования при

628,1

367,0

101,3 кПа, кДж/кг

Теплота растворения воды в гликолях

134,9

210,0

при 90 ‘С, кДж/кг

Коэффициент объемного расширения в

0,00064

0,00069

интервале 0...50 "С

Критическая температура, °С

410

440

Критическое давление, МПа

5,1

3,72

П римечание, Предприятиям газовой промышленности рекомендуется приобретать

ДЭГ (первый сорт) и ТЭГ марки А. Возможно тахже использование ДЭГа марки Б.

Таблица 4.2

Основные показатели ДЭГа и ТЭГа, производимых на предприятиях РФ

Показатели

Диэтиленгликоль (ГОСТ 10136-77)

Триэтиленглкколь (ТУ 6-01-5-88)

марка А

марка Б

марка А

марка Б

Внешний вид

Бесцветная или желтоватая прозрачная жидкость

Бесцветная или желтоватая жидкость без механических примесей

Плотность при 20 "С, г/см3

Массовая доля органических примесей, %, не более

1,116

0,4

+1,117

1,8

1,123-1-1,12

4

2

Не ниже 1,121

В т.ч. моноэтиленгли-коля

0,15

1,0

0,1

0,8

Массовая доля основного вещества, %, не менее

99,5

98,0

98

90

Массовая доля воды, %, не более

0,05

0,2

0,1

0,3

Массовая доля кислот в пересчете на уксусную кислоту, %, не более

0,005

0,01

0,002

Число омылений, мг гидроокиси калия (КОН) на 1 г продукта, не более

0,1

0,3

Таблица 4.3

Соотношения коэффициентов теплопередачи гликолей и воды

Гликоль

Нагрев или охлаждение жидкости при

Нагрев или охлаждение паров

Конденсация паров

Кипение

жидкости

Н >2100

R < 2100

ЭГ

0,49

0,12

0,60

0,28

0,30

ДЭГ

0,50

0,11

0,60

0,17

0,30

ТЭГ

0,49

0,09

0,60

0,15

0,30

Концентрация ДЭГа, %

р, МПа

Растворимость газа (м33) при температуре, ‘С

20

30

40

50

60

100

2,0

1,84

1,60

1,40

1,19

1,00

4,0

3,68

3,20

2,80

2,30

2,00

6,0

5,44

4,77

4,10

3,50

3,0

8,0

7,0

6,40

5,44

4,62

3,94

10,0

8,50

7,90

6,80

5,75

5,00

95

2,0

1,70

1,50

1,30

1,06

0,94

4,0

3,44

3,12

2,52

2,12

1,86

6,0

4,80

4,40

3,76

3,20

2,82

8,0

6,40

5,90

5,00

4,31

3,75

10,0

7,90

7,30

6,31

5,40

4,69

85

2,0

1,28

1,20

1,00

0,88

0,80

4,0

2,64

2,40

2,00

1,75

1,62

6,0

3,70

3,50

3,00

2,70

2,45

8,0

5,00

4,60

4,06

3,56

3,12

10,0

6,20

5,70

5,06

4,44

4,00

75

2,0

1,04

0,96

0,81

0,80

0,74

4,0

2,00

1,82

1,65

1,58

1,44

6,0

2,90

2,75

2,50

2,25

2,19

8,0

3,90

3,65

3,31

3,07

2,94

10,0

4,80

4,60

4,12

3,75

3,20

70

2,0

0,80

0,72

0,75

0,69

0,65

4,0

1,60

1,62

1,38

1,35

1,19

6,0

2,40

2,25

2,12

2,00

1,90

8,0

3,20

3,00

2,82

2,70

2,55

Таблица 4.5

Поглощение конденсата ТЭГом

Показатели

Номер опыта

1

2

3

4

5

6

Массовая концентрация ТЭГа, %

94,5

94,4

96,4

92,2

99,3

99,3

Удельный расход ТЭГа, л/1000 м3

21,9

32,1

21,6

31,7

21,3

31,6

Массовая концентрация конденсата в насыщенном ТЭГе, %

0,19

0,21

0,24

0,30

0,11

0,11

Таблица 4.6

Максимально допустимые концентрации гликолей в сточных водах

Гликоль

Потребность в кислороде, мг кислорода на 1 мг гликоля

Макс. концентрация, мг/л

Возможность биологического разрушения

ХПК

бпк5

БПК„

БПК,/ ХПК, %

мк*

ЭГ

1,50

0,54

1,26

84,0

1

1000

Поддается

распаду

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

Аск,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 аск на поправочный коэффициент f, определяемый по рис. ШЛО. При определении влияния поправочного коэффициента f па влажность объемный процент

влажности принимается равным пористости породы.

Ап ,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 Яп/ — теплопроводность отдельных интервалов, отличающихся по литологическому составу; hi — мощности отдельных интервалов.

Значения коэффициента ХП(* 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,


-ахпщ. ,    1    —    е    ~~    „    (Рз    Р*ом)    Л

^ом • ^пл — Гхш А/е -|-

*ом    Ср j

(III.49)

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

fvr/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    Cn'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

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

®м L    х    Ьр    J

где tx — температура газа на расстоянии х при отсчета от начала многолетней мерзлоты снизу вверх, °С; Гм — 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; рх — давление па глубине

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

есм = 2nXMlrGCpf (т),    (III.51)

а функция / (т) — по формуле

/(t) = .n(l+|/^).    (111.52)

Здесь ?vM—теплопроводность мерзлых грунтов, ккал/м-ч-°С (рис. III.12), а См — 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 Лп 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-

GCp/( т)

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

Температуру на устье скважины ty 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 - роер ~ Р™m (гАе Рпер- Ркоя ~ соответственно давление первоначальное и конечное)

х (1 - e“oi),


У


(2.71)


где ф -Ср-; 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 Тх до штуцера 7", и давлениях до и после штуцера р, и р-, можно определить по формуле

Гликоль

Потребность в кислороде, мг кислорода на 1 мг гликоля

Макс. концентрация, мг/л

Возможность

биологическо

ХПК

БПК,

БПК,

БПК/ ХПК, %

МК,

мк,л.

го разрушения

дэг

1,27

0,06

0,18

13,8

200

200

Практически не раз

ТЭГ

ПГ

1,6

0,5

31,2

10,0

1000

рушается Практически не поддается распаду

11 р им еч ан ие. БПК; - биохимическая потребность в кислороде за 5 сут; БПК,, -полная потребность в кислороде (примерно за 20 сут); ХПК - химическая потребность в кислороде; MKj - максимальная концентрация, которая не нарушает биохимические процессы за любое время; MK9uf - максимальная концентрация вещества, не влияющая на работу биологических очистных сооружений.

Табли ца 4.7

ПДК гликолей в водоемах

Гликоль

Концентрация, мг/л

нпк*,

ппк„.

ППКГ

ппкя,

ЭГ

дэг

тэг

ПГ

Примечание. Г органолептически; IIП ема; ППКт - то же, оп дельно допустимая ко>

450

2050

1000

1000

1ПКом - лорогова < , - то же, onpi ределяемал по it шеитрация вещее

1

1

ю

10

я концентрация в оделяемая по влил жеи кол огнчес ким тва в водоеме.

\

1

200

200

ещества в водоем нию на саннтарнь характеристикам

1

1

по БПК по БПК

е, определяемая ай режим водо-; ППК„ л - пре-

Таблица 4.8

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

дэг, %

Г,,

ДЭГ, %

Г,, *С

дэг, %

Тг,

2

-0,3

60

-41,4

80

(-43)

10

—1,9

62

-44,9

82

(-41)

20

-5,1

64

(-48,3)

84

-39

30

-9,9

66

(-51,5)

86

-37

40

-16,9

68

(-55,5)

88

-34

50

-26,6

70

(-58)

90

-30

52

-2&.3

72

(-62)

92

-25,5

54

-32,3

74

-

94

-21,3

56

-35,4

76

-

96

-17,0

58

-38,4

78

-

98

-12,7

* Цифры в скобках получены экстраполяцией кривых.

Зависимость температуры замерзания водных растворов ТЭГа от его массовой концентрации*

тэг, %

Г,, *С

ТЭГ, %

т„

ТЭГ, %

Т,, ’С

2

-0,2

40

-13,7

80

-42

6

-0,8

44

-16,9

82

-40

10

-1,6

48

-20,9

84

-37,4

14

-2,4

50

-23,6

86

-34,5

18

*3,4

54

(-29,5)

88

-31,2

20

-4,0

58

(-36)

90

-27,5

24

-5,2

60

(-40)

92

-23,5

28

-6,8

70

(-48)

94

-19,1

30

"7,7

74

-46

96

-14,5

34

-9,9

76

-45

98

-9,0

38

-12,3

78

-43,5

-

-

’Цифры в скобках получены экстраполяцией кривых.

Таблица 4.10

Показатели пожарной опасности гликолей

Гликоль

Температура, 'С

Область

самовос

пламене

ния

Температурные пределы воспламенения, *С

Т

аг

т..

Г.

эг

ДЭГ

ТЭГ

пг

П р им еч Ttt - температ

115

135

158

107

ан не Тщ. ~ ура самовосп

118

143

170

164

температура паменения, ’(

380

345

371

421

аспышки, 'С;

3,8-6,4 0,62-0,8 0,90-9,2 2,6-12,6

Twr - темпер

118

143

атура воспла>

124

170

1енения, 'С;

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; RK = 500 м; /?с = 0,1 м; р = 0,6; т = = 8700 ч; Г = 0,0325 °С/м. Теплоемкость пород CR принимается равной 700 ккал/м3*°С; Яп = 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

Глубина скважины от устья, м

Расстояние от забоя, м

Давление рх, кгс/см2

Коэффициент

дросселирова

ния

°С/(кгс/см2)

t, °С

0

3400

159,0

99,3

1000

2400

177,0

0,191

111,8

2000

1400

195,6

0,128

121,7

3000

•100

214,0

0,124

129,1

3400

0

221,4

0,114

131,3

Пласт

261,6

0,0972

137,0

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

р400 = 214 кгс/см2.

Рассчитываем согласно п. 11.7 теплоемкость Ср для

Рср = (рпл + Рз)/2 =246,5 кгс/см3

и начальной температуры /пл = 137°С

Ср = 753 ккал/кг*°С.

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

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 _57oC


•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

^=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 Ср в ккал/кг*°С, для этого полученную величину делим на массу кнломоля М.

Ср = 13,025/17,43 =0,747 ккал/кг*°С-

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

Dl =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 Гмо по формуле

Ам(Рз - Руе~


1 - е


Ад

С'


¦&    (2.72)


Г -


Т — Т - Г у +

* Y    л    МП    1    1


где Тх — температура газа на расстоянии х при отсчете от начала зоны вечной мерзлоты снизу вверх; Тмо температура газа при входе Б зону мерзлоты; Гм — геотермический градиент, Гм = (ГмTH)/[hM Лн); Гм — температура мерзлых пород (значение Тм соответствует температуре замерзания минерализованных грунтовых вод); аи — параметр, определяемый для мерзлых пород но формуле

2 ккг

а„ =

ССрЦ т)

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

Для пород в зоне вечной мерзлоты

/(т)= In

1 +


где См — 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; Тст — 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 - Руе'


1


ft


Г -


L


Т = Т - Г 1 +

* v    л    мп    М*\1    1


где 1М 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

= Гпл - Г1мо - Д7е

Ц(РЭ РмоеЬмо)


+


1 - е

где — температура газа при входе в зону мерзлоты; L„n расстояние от середины интервала перфорации до нижней границы зоны многолетней мерзлоты; рмо — давление у входа в зону мерзлоты на глубине 1и0; 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 — tlv)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; СЭН8 - 0,99; н-С4Н10 - 0,61; С3Н12 - 0,21; СбН14 - 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 »