2146

3. Зная количество пропана, которое необходимо испарить в баллоне, определяем тепловой поток из окружающей среды в баллон и температуру в баллоне:

МПР r = k F (tOC – tНАС),

где r – скрытая теплота испарения, кДж/кг; k – коэффициент теплопередачи от окружающей среды к жидкому пропану, Вт/(м2 К); F – поверхность нагрева (в данном случае смоченная поверхность, м2). Тепловым потоком, поступающим через стенки, омываемые воздухом и парами пропана, можно пренебречь; tOC и tНАС – температура окружающей среды и пропана.

Так как r зависит от tНАС , то уравнение решается методом последовательных приближений: задаемся tНАС , находим r и проверяем принятое

значение tНАС .

Принимаем tНАС = 6 0С, тогда по табл. 1.5 r = 369 кДж/кг. Поверхность нагрева определяем с некоторым приближением, как сумму боковой по-

верхности и днища, т.е.

F = π 0,3 0,6 + π 0,32 / 4 = 0,638 м2.

Определяем tНАС :

tНАС = tОС – МПР r / (k F) = 18 – (2,01 10-4 369 103 / (9,3 0,638) = 5,6 0C.

Для этой температуры r = 343 кДж/кг, т.е. отличается от принятого значения в расчете только на 0,14 %. Такая точность достаточна, поэтому пересчета не производим.

Тепловой поток Q, поступающий из окружающей среды к пропану для его испарения, равен

Q= k F (tOC – tHAC) = 9,3 0,638 12,4 = 73,6 Вт.

1.7.2.Расчет состава двухфазной смеси углеводородов

Сжиженные углеводородные газы обладают свойствами взаимной растворимости и с достаточной точностью подчиняются закону Рауля. Смеси жидких углеводородов можно рассматривать как идеальные растворы.

Согласно закону Рауля парциальное давление рi паров компонента, находящегося в жидкой фазе, определяется по формуле

29

где хi – молярная доля компонента i в жидкой фазе; рiнас – давление насыщенных паров чистого компонента i при температуре смеси.

Давление насыщенных паров жидкой смеси (ее давление) равно сумме парциальных давлений паров всех компонентов. С учетом (1.11) давление смеси

Для каждого компонента парциальное давление газа, находящегося над уровнем жидкости (в паровой фазе), равно давлению паров компонента в жидкой фазе. Это равенство является следствием термодинамического равновесия. Действительно, если парциальное давление данного компонента в паровой фазе превысит давление паров этого компонента в жидкой фазе, то наступит процесс конденсации. Противоположное соотношение давлений приведет к процессу испарения. Эти процессы будут протекать до тех пор, пока не установится равновесие.

Парциальное давление компонента i в паровой фазе по закону Дальтона равно

рi = ri p = χi p.

Давление паров компонента i, находящегося в жидкой фазе, по закону Рауля составляет

рi = xi piнас .

Из равенства парциальных давлений получаем

χxii = рiрнна = ki ,

где ki – константа равновесия или коэффициент распределения, равный отношению давления насыщенных паров компонента i к общему давлению смеси.

Константа равновесия определяет соотношение молярных долей компонента i в паровой и жидкой фазах. Для более летучих компонентов, на-

ходящихся в смеси, коэффициент ki > 1. В паровой фазе его относительная доля больше, чем в жидкой. Менее летучие компоненты обладают меньшим давлением насыщенных паров, поэтому в меньшей доле находятся в паровой фазе и для них ki меньше единицы.

Если смесь углеводородов находится в замкнутом объеме и при термодинамическом равновесии представляет собой двухфазную систему, то при

30

данной температуре по составу жидкой фазы рассчитывают состав паровой фазы или по составу паровой фазы определяют состав жидкости. В процессе расчета также вычисляют давление смеси.

Рассмотрим методику расчета состава паровой фазы по известному составу жидкой фазы.

По заданной температуре (см. табл. 1.5) определяем давление насыщенных паров чистых компонентов и рассчитываем давление смеси по формуле (1.12)

р = ∑ xi piнас .

По уравнению (1.13) определяем мольный (объемный) состав паровой фазы

χi = xi piрнна .

Если известен состав паровой фазы, то состав жидкости находим следующим образом.

По уравнениям (1.11) и (1.13) рассчитываем давление смеси

∑xi = p∑ pχiннаi =1,

отсюда

р =1/ ∑ χi .

piнна

Далее по формуле (1.13) определяем состав жидкой фазы xi .

Пример 6. В баллоне находится сжиженный газ со следующим мольным составом жидкой фазы:

Определить давление смеси и состав паровой фазы при температуре t = 20 0С.

Решение. 1. По табл. 1.5 определяем давление насыщенного пара компонентов смеси при t = 20 0С:

Определяем давление смеси:

31

где хi L − количество молей в жидкой фазе; χi V – количество молей в паровой фазе.

С учетом того, что V = 1 – L, а также в соответствии с (1.13)

вратилась в двухфазную систему. После того как установилось термодинамическое равновесие, температура и давление двухфазной системы ста-

ли равны t =30 0C; р = 0,687 МПа.

Определить составы паровой и жидкой фаз, а также долю молей общего количества, которое перешло в паровую фазу.

Решение. 1. По табл. 1.5 определяем давление насыщенного пара компонентов смеси при t = 30 0С:

33

2. По (1.13) рассчитываем коэффициенты распределения для компонентов:

kC3H8 =1,07/0,687 =1,56; kИЗО−C4H10 = 0,41/ 0,687 = 0,598; kН−C4H10 = 0,314/0,687 = 0,457.

3. По формуле (1.18) находим L:

Уравнение решается методом последовательных приближений. Принимаем L = 0,4 и рассчитываем левую часть уравнения:

Таким образом, L = 0,4 удовлетворяет уравнению.

Из расчета следует, что в жидкой фазе остается 0,4 от общего числа молей, а в паровую фазу переходит V = 1 – 0,4 = 0,6 молей.

Состав жидкой фазы определяем по уравнению (1.18)

4. Мольный состав паровой фазы рассчитываем по (1.13)

χi p = xi piнас;

χC3H8 = 0,448 1,56 = 0,702;

χИЗО−C4H10 = 0,33 0,598 = 0,197;

χН−C4H10 = 0,222 0,457 = 0,101.

34

Пример 8. Для условий примера 7 определить давление, при котором в баллоне будет находиться только жидкая фаза, а также давление, при котором вся жидкость перейдет в пар.

Решение. 1. Если баллон наполняют (под давлением) жидкой смесью и в нем устанавливается давление меньше, чем давление насыщенных паров жидкой смеси, то жидкость частично испаряется, образуя двухфазную систему. Если же давление в баллоне будет равно или больше давления паров жидкой смеси, то паровая фаза образовываться не будет, и состав заполняемой жидкости будет такой же, как и жидкой смеси.

Давление паров жидкой смеси, заливаемой в баллон, будет равно

рПАР = ∑ хi piнас = 0,6 1,07 + 0,25 0,411 + 0,15 0,315 = 0,79 МПа.

Если давление в баллоне будет больше 0,79 МПа, то паровая фаза образовываться не будет.

2. Если давление в баллоне снизить, то количество пара увеличится и при определенном его значении вся жидкость перейдет в паровую фазу. В этом случае состав паровой фазы будет такой же, как и исходной смеси. Для определения давления, при котором жидкой фазы не будет, можно воспользоваться уравнением (1.18), приняв L = 0.

Таким образом, при давлении, равном или меньшем 0,606 МПа, в баллоне будет содержаться только паровая фаза.

Если исходная смесь содержит инертные газы (азот, двуокись углерода), то ввиду их большей летучести по сравнению с углеводородами счи-

тают, что они полностью переходят в паровую фазу. Для них Аi = χi ; xi = 0, что следует учитывать при составлении уравнения (1.18).

35

Когда первоначальная смесь имеет жидкую часть с малой летучестью, тогда предполагают, что она полностью остается в жидкой фазе, т.е. для

нее Ai = xi , а χi = 0.

Из анализа свойств двухфазного состояния углеводородных смесей следует, что при отборе из резервуара паровой фазы в начальном периоде газ содержит больше легких компонентов. Теплота его сгорания имеет соответственно меньшее числовое значение. По мере расхода газа содержание тяжелых компонентов в жидкости будет увеличиваться, давление в резервуаре падать, а теплота сгорания отбираемого газа будет расти. В результате характеристики сжигаемого газа будут нестабильными, а при пониженных температурах давление может оказаться недостаточным для нормального газоснабжения. Отмеченные обстоятельства являются главным недостатком систем, использующих смеси углеводородов и работающих при отборе паровой фазы.

При использовании индивидуальных углеводородов указанные недостатки будут исключены. Их можно также исключить и при использовании смесей углеводородов, если в установках газоснабжения предусмотреть отбор из резервуаров жидкой фазы и искусственное ее испарение в специальных теплообменниках.

36

2. ДОБЫЧА И ОБРАБОТКА ПРИРОДНОГО ГАЗА

2.1. Газовые месторождения

Органический осадок застойных водных бассейнов, содержащий водоросли и погибшие животные организмы, является основой для образования нефти и газа. Происхождение углеводородных газов связано с биохимическими процессами, в результате которых происходило разложение и преобразование органических веществ.

Различают три стадии преобразования органических осадков.

1.Биохимическая стадия. По данным И.М. Губкина, при образовании из осадка жидкого или газообразного топлива процесс сначала носил анаэробный (бескислородный) характер. Окислительные процессы протекали лишь за счет кислорода, содержащегося в самих органических веществах.

Восадке под действием анаэробных бактерий происходило энергичное брожение. Анаэробные бактерии выделяли ферменты, которые являлись хорошими катализаторами и ускоряли процесс разложения осадка.

2.Диагенетическая стадия. Эта стадия соответствует периоду после захоронения и погружения органического осадка, когда на процесс его преобразования начинают оказывать влияние повышенная температура и давление. Образование нефти происходит в этот период. Основным геологическим условием, обеспечивающим развитие процесса образования нефти и газа, является длительное и устойчивое опускание осадка вместе с земной корой и захоронение его под плохо проницаемыми отклонениями.

3.Метаморфическая стадия. Эта стадия соответствует периоду, когда осадок попадал в условия еще более высоких температур и давлений (опускание земной коры на глубину, измеряемую километрами) и процесс преобразования преимущественно протекал под влиянием этих двух факторов. Происходило термическое разложение жидких углеводородов с образованием газа и углистого остатка.

Образовавшиеся в различных точках земной коры углеводороды при благоприятных условиях перемещались под действием физических и геологических факторов, образуя скопление (залежи) нефти и газа. Залежь нефти и газа представляет скопление углеводородов, которые заполняют поры проницаемых пород. Если эксплуатация залежи экономически целесообразна, то ее считают промышленной.

Газоносные (продуктивные) пласты состоят из пород с пористой структурой и залегают между газонепроницаемыми породами. Мощность (толщина) газоносных пластов составляет десятки, а иногда и сотни метров.

На рис. 2.1 показана наиболее простая форма газовой залежи. Газ заключен в куполообразном подземном пласте. В верхних горизонтах газ

37

скапливается в виде газовых шапок. Внизу находится нефть (в газонефтяных месторождениях) или пластовая вода (в чисто газовых месторождениях).

1

Газ

2

Рис. 2.1. Форма газовой залежи: а – полнопластовая; б – неполнопластовая; 1 – внешний контур газоносности; 2 – внутренний контур газоносности; 3 – газовозмещающий коллектор; 4 – вода краевая; 5 – вода подошвенная; Н – высота залежи (этаж газоносности); h – мощность замещающего продуктивного коллектора

Газ в пластах находится под давлением. При вскрытии залежи буровой скважиной он фонтанирует из нее с большой скоростью. Первоначальное давление в газоносном пласте зависит от глубины залегания. Обычно через каждые 10 м глубины давление в пласте возрастает на 0,102 МПа. Такая норма повышения давления связана с поверхностными водами, входящими в обнаженную часть пласта.

Различают два режима газовых месторождений. При водонапорном режиме давление в пласте создается водой. По мере добычи газа вода, поднимаясь, заполняет поры и вытесняет в скважину газ месторождения. В связи с этим в процессе эксплуатации падения давления газа в залежи не будет. Идеальный водонапорный режим встречается в очень немногих газовых месторождениях.

Вследствие значительно большей вязкости воды по сравнению с вязкостью газа, плохой проницаемости продуктивного пласта и др. подъем воды

38