- •1 Геологическое строение месторождения
- •1.1 Краткая геологическая характеристика месторождения
- •4 Технологическая часть
- •1 Геологическое строение месторождения
- •1.1 Краткая геологическая характеристика месторождения [1]
- •Четвертый эксплуатационный объект .
- •4 Технологическая часть
- •В приведенные выше формулы входит коэффициент теплопередачи в окружающую среду, зависящий от способа прокладки газопровода. Для подземной прокладки газопровода его можно определить по формуле
- •Такое снижение температуры обеспечивает концентрация метанола:
- •Из уравнения (54) получаем
- •Подставляем (54) в (55) и получаем
- •Растворимость метанола в конденсате рассчитывается по формуле
Из уравнения (54) получаем
; (55)
Подставляем (54) в (55) и получаем
G=; (56)
При G1=0, т.е. когда ингибитор до точки 1 в поток газа не вводится, формула (56) превращается в
G= (qиг2 +qик2); (57)
G==2,12088 кг/1000м³
Концентрация ингибитора в защищаемой точке 2 рассчитывается по формуле:
, (58)
где - снижение температуры гидратообразования;
=Трг-Т, (59)
=292,53-288,75=3,788 К
Трг – равновесная температура гидратообразования, К;
Т – температура в защищаемой точке 2, К.
Влагосодержание газа, не содержащего кислых компонентов, определяется по формулам (37)-(39).
Влагосодержание газа над водными растворами рассчитывается по формуле:
W = 1x1W0 = aв W0, (60)
W=1,000684=0,9526 кг/1000м³
где x1 - мольная доля воды в растворе;
W0- влагосодержание природного газа при равновесии с чистой водой;
1– коэффициент активности воды;
aв- активность воды.
Воспользуемся уравнениями Ван- Лаара для определения коэффициентов активности 1и2:
Ln1 = Ln1[1+]-2, (61)
Ln1=0,4566=0,000684
Ln2 = Ln2[1+]-2, (62)
Ln2=0,3645=0,001287
где x- мольная доля метанола в растворе;
1,2– коэффициент активности воды и метанола;
1,2– предельные коэффициенты активности воды и метанола.
Предельные коэффициенты активности в диапазоне температур 243 < T< 320 могут быть аппроксимированы следующими зависимостями:
Ln1= 2,2 - ; (63)
Ln1=2,2-=0,4566
Ln2= 3,1 - ; (64)
Ln2=3,1-=0,3645
Коэффициенты активности 1и2связаны с активностями водыaв и метанолаaмсоотношением:
aв = 1(1-x) = 1x1; (65)
ав=exp(0,457·(1+))-2=1,000684
aм = 2x; (66)
ам=exp(0,364·(1+))-2=1,001287
Мольная доля метанола x связана с его массовой концентрацией соотношением:
x = , (67)
х=0,048,
где g – содержание метанола в растворе, массовые доли.
Точность по этим формулам оценивается в 5 15 %.
Метанолосодержание qиг газовой фазы над растворами метанола определяется по формуле
qиг = aм qиг0, (68)
qиг=0,048·4,345=0,2089 кг/1000м³
где qиг0 - метанолосодержание газовой фазы над чистым метанолом.
Величина метанолосодержания в газовой фазе связана с мольной долей метанола (у) следующей зависимостью
qиг0 = 1331,13у; (69)
qиг0=1331,13·0,003265=4,345 кг/1000м³
Для определения иольной доли метанола в газовой фазе (у) из уравнения состояния получено выражение
у=, (70)
у==0,003265,
где Vм = 38,071 см³ – мольный объем метанола;
Р – давление, МПа;
Т – температура, К;
Ps – давление насыщенных паров метанола, МПа;
R – универсальная газовая постоянная (8,314 Дж/(моль К));
- эмперический параметр, см³.
Для расчета давления насыщенных паров метанола используется уравнение Антуана:
Ps = 0,00013332exp; (71)
Рs=0,00013332·exp(18,5875-)=0,01018МПа
Параметр , зависящий от температуры, может быть получен следующими образом:
Ln(-)=7,83-0,01T, 280 < T < 340 К; (72)
Ln(-)=8,103-0,011T, 243 < T < 280 К; (73)
Вышеприведенные зависимости можно использовать при Р<18 Мпа.
Количество растворенного метанола определяется по формуле:
qик=; (74)
qик=1,695 кг/1000м³
где Gк – количество конденсата в расчетной точке, кг/1000м³;
r – растворимость метанола в конденсате молекулярной массы Мк,
при 50 < Мк <120.