21. Равновесное влагосодержание и влагоемкость газа

W= Ф-ла равновесного влагосодержания Система полностью насыщена водой. Сколько молекул воды поглащается столько молекул воды и конденсируется.. Влагосодержание природного газа является важнейшим параметром, который определяет в значительной мере технологические режимы эксплуатации скважин и газопромысловых сооружений. Содержание во­дяных паров в газе характеризуется: абсолютной влажностью - W, относительной влажностью - W¯.

Абсолютная влажность W показывает массу водяных паров в еди­нице объема газовой смеси, приведенной к нормальным условиям (+20°С и 760мм.рт.ст.) и измеряется в r/м³ или кг/1000м³.

Относительная влажность W¯ - это отношение фактического со­держания паров воды в единице объема газа при данных Р и Т к его влагоемкости, т.е. к количеству водяных паров в том же объеме и при тех же Р и Т при полном насыщении.

Относительная влажность измеряется в долях единицы или в про­центах. Полное насыщение оценивается как 100%.

Влагосодержание природного газа зависит от давления; температу­ры; состава газа; минерализации воды. В процессе эксплуатации место­рождений значения температур и давлений во всей цепочке технологи­ческого оборудования изменяются.

Снижение температуры вызывает уменьшение водяных паров в га­зовой фазе. В самом пласте происходит увеличение влагосодержания газа, так как пластовое давление Р_пл(t) падает. Следовательно, объем добываемой конденсатной влаги по мере разработки и эксплуатации за­лежи возрастает.

Влажность газа опр-ся по ф-ле: W =А/Р+ B , где А - коэффициент, равный влагосодержанию идеального газа; Р-заданное давление, кгс/см²; В-коэффициент, зависящий от состава газа. Коэффициенты А, В находят в специальной литературе.

22. Рабочая и равновесная линия абсорбера

О сушка газа процесс диффузионный Х-в ядре ДЭГа, М=К(ун-ук)Ft где К-коэф абсорбции, t-время М –перенос массы воды (массообмен). М_ДЭГа=К(Хк-Хн)Ft приравняем М_в= М_ДЭГа равновесную линию абсорбции строят по тарелкам КПД тар=0,2 теорет.тарел/КПД=кол-во тарелок обеспечивающих выходные параметры газа.

7-8. Разработка месторождений природного газа

1.Газовые, газоконденсатные и газогидратные залежи. Особенности поведения углеводородных систем при разработке залежей.

Чисто газовые месторождения состоят на 98% из метана СН₄. При их разработке состав не меняется. Газоконденсатные месторождения состоят из углеводородов С₅₊, которые при начальных термобарических условиях пласта находятся в газовой фазе, а при нормальных условиях- в жидкой фазе. При их разработке происходит изменение состава газа. Кроме того, происходит ухудшение ФЕС, в связи с выпадением конденсата. Газогидратные месторождения состоят из газ+вода в твердом состоянии. При определенных условиях (снижение давления) и изменении начальных условий газ выделяется, такие месторождения встречаются в много мерзлотных породах.

2.Классификация углеводородных жидкостей и газов по компонентному составу.

Состав природного газа: углеводороды (алканы C_nH_2n+2, циклоалканы C_nH_2n), неуглеводороды (азот N₂, угл. газ СО_2, сероводород Н₂S, ртуть меркаптаны RSH), инертные газы (гелий, аргон, криптон, ксенон).

Фазовые состояния углеводородов:

Сухой газ – при н.у. и повышенном давлении (Метан (СН₄), этан (С₂Н₆) и этилен (С₂Н₄)

Сжижаемые или сжиженные углеводородные газы( ШФЛУ) - При нормальных условиях - газ, при повышенных давлениях – жидкость (преимущественно С₃-С₄)

Углеводородный конденсат - При атмосферных условиях - жидкость (С изопентана (i= С₅Н₁₂) и более тяжелые (17³n>5) ). Есть стабильный конденсат С₅₊ и нестабильный конденсат С₃₊.

Твердые - При атмосферных условиях - твердые от С_16.

Классификация природных газов: 1.Добываемые из чисто газовых месторождений. 2.Добываемый вместе с нефтью (растворенный газ). 3.Добываемый из конденсатных месторождений.