Расчет средневзвешенных критических давлений и температур углеводородных газов

По графику на рис. 2 для этих значений найдем

2 = 0,68. Отклонение от закона Бойля — Мариотта в данном случае будет (в %).•:

0,6 0,8 1,0 12 /,<• 1,6

Относительная плотность газа (воздух^)

Рис. 3. Зависимость среднекритических

давлений смесл углеводородных газов

от относительной плотности газа.

Если состав газа неизвестен, то для приближенных расчетов можно поль­зоваться графиками, показывающими зависимость средневзвешенных критиче­ских давления и температуры от относительной плотности газа. Кривые таких зависимостей приведены на рис. 3 и 4.

Дальнейшие расчеты ведутся по-прежнему.

Для приведенного примера плотность газа по отношению к воз­духу равна 0,95. По графику на рис. 3 этой плотности соответствует критическое давление около 4,6 МПа и по графику на рис. 4 — критическая температура около 250° К, т. е. результаты определе­ния этих величин по объемному содержанию отдельных компонентов и по плотности смеси газов почти совпадают.

Коэффициент растворимости измеряется в (Н/м²)'¹ = 1/Па.

При У_ж = 1 имеем а = У_Т/р, т. е. коэффициент растворимости; численно равен объему газа, растворяющегося в единице объема жидкости при повышении давления на единицу.

Коэффициент растворимости для различных газов и нефтей в за­висимости от условий растворения изменяется от 0,4 -10"⁵ до 1 х

X Ю-⁶ 1/Па.

При растворении углеводородных газов в нефти наблюдаются значительные отклонения от закона Генри. Коэффициент раствори­мости а при низких давлениях значительно больше, чем при высоких. Коэффициент растворимости газовых смесей зависит от соотношения объемов нефти и газа, находящихся в контакте. С повышением температуры растворимость газа уменьшается. Различные компо­ненты нефтяного газа обладают различной растворимостью, причем с увеличением молекулярной массы газов растворимость их воз­растает,

для подъема жидкости в нефтяных скважинах. Такой способ эксплуа­тации нефтяных скважин носит название бескомпрессор­ного газового подъемника (бескомпрессорный газ­лифт).

Технологическая схема бескомпрессорного способа эксплуатации скважин следующая. Газ из газовой скважины после соответству­ющей осушки в газосепараторах поступает в подогреватель, откуда направляется в газораспределительную будку для распределения по скважинам. Оборудование как нефтяных скважин, так и газо­распределительных будок ничем не отличается от оборудования при обычной компрессорной эксплуатации.

Одним из наиболее важных элементов в технологии бескомпрес­сорного газлифта является обеспечение бесперебойной доставки сжатого газа от газовой скважины до нефтяной, другими словами необходимо предотвратить образование гидратных пробок в трубо­проводах при транспортировании и редуцировании (снижении дав­ления) природного газа высокого давления. Наиболее эффективно применение теплового способа предотвращения образования гидратов.

Эксплуатация скважин бескомпрессорным газлифтом будет всегда целесообразна и экономична, если имеются неиспользуемые для других целей ресурсы газа высокого давления и если этот газ после полезной работы по подъему нефти на поверхность будет полностью использован в хозяйстве (как топливо, сырье для газобензиновых и сажевых заводов и т. п.).

Глава XI