2.2.7 Влагосодержание газа
Влагосодержание – это количество паров воды, растворенных в единице объема природного газа при заданных условиях. Содержание водяных паров в газе характеризуется абсолютной и относительной влажностью. Под абсолютной влажностью газа W при заданных давлении и температуре понимается отношение массы водяных паров, содержащихся в газе, к объему, приведенному к стандартным условиям этого газа, из которого удалены пары воды. Абсолютная влажность измеряется в кг/1000 м 3 . Относительная влажность — это отношение фактического содержания паров воды в единице объема газа при заданных давлении и температуре к его влагоемкости, т.е. к количеству водяных паров в том же объеме и при тех же давлении и температуре, но при помощи насыщения газа парами воды. Относительная влажность измеряется в долях единицы или в процентах.
Влагосодержание газа зависит от состава газа, давления, температуры и физико-химических свойств конденсированной воды, с которой газ находится в термодинамическом равновесии, оно определяется по формуле
где W0,6 – влагосодержание газа с относительной плотностью 
=0,6 с пресной водой; Сс – поправка на соленость воды; Ср – поправка на отклонение плотности данного газа от величины 
=0,6.
Влагосодержание газа с относительной плотностью 0,6 и поправки на соленость воды и на плотность газа определяются графически из рисунка 2.16. При отрицательных температурах, что связано с условиями подготовки газов на промыслах и газоперерабатывающих заводах, необходимо учесть и температурную поправку Сt, используя при этом графическую зависимость Сt от температуры Т для различных давлений, показанную на рисунке 2.17.
Величина W0,6 может быть рассчитана по формуле, полученной путем аппроксимации графической зависимости, показанной на рисунке 2.16:
где А – влагосодержание идеального газа; В – коэффициент, зависящий от состава газа; Р – давление.
Значения коэффициентов А и В приведены в таблице 2.8. Эти же коэффициенты могут быть определены аналитическим путем.
Величину А можно определить по формуле:
(2.46)
где Рвп – давление насыщенного пара воды над конденсированной фазой, которое может быть определено по данным, приведенным в таблицах 2.3 или 2.9 и из рисунка 2.3 для различных температур, или рассчитано приближенно при 203≤Т≤373 К по формуле:
Рисунок 2.16 – Зависимость влагосодержания природного газа W0,6 с относительной плотностью =0,6 от давления и температуры.
Рисунок 2.17 – Зависимости поправочных коэффициентов на влажность газа от содержания солей (а), температуры (б) и относительной плотности (или молекулярной массыМ) (в).
Таблица 2.8 – Значения коэффициентов А и В в формуле (2.45).
Таблица 2.9 – Значения Рвп от температуры.
Рвп=ехр[–0,60212(0,01Т) 4 +1,475(0,01Т) 3 –2,97304(0,01Т) 2 +
и при 373≤Т≤623 К по формуле:
Рвп=ехр[–0,0366(0,01Т) 4 +0,4375(0,01Т) 3 –2,2148(0,01Т) 2 +
Значение коэффициента В в формуле (2.45) приближенно может быть определено по формуле:
В=10 -3 ехр[0,0685(0,01Т) 4 –0,3798(0,01Т) 3 +1,06606(0,01Т) 2 –
Значение W0,6 может быть вычислено по формуле, полученной путем обработки данных по А и В, приведенных в таблице 2.8:
W0,6=0,4736ехр(0,0735T–0,00027T 2 )+0,0418ехр(0,054T–0,0002T 2 ) (2.50)
При проведении расчетов со значительным объемом вычислений целесообразно поправки на соленость воды и на плотность с учетом влияния температуры производить аппроксимацией кривых, показанных на рисунке 2.17а, б в виде:
Сρ=10 -7 Т 2 –1,1·10 -3 Т
–0,079
+0,73·10 -3 Т+0,156
+0,927 (2.52)
где К – соленость воды, кг/м 3 ; Т – температура, 0 С; – относительная плотность газа.
Приведенные выше графические и расчетные методы определения влагосодержания газа не учитывают наличие кислых компонентов. Наличие в газе СО2 и H2S повышает, а N2 снижает влагосодержание газов.
Если содержание сероводорода в природном газе превышает 20 об.%, то влагосодержание определяют по правилам аддитивности, учитывающей наличие в газе сероводорода:
где х, хCO2, хH2S – мольные доли углеводородных компонентов, двуокиси углерода и сероводорода в газе; W, WCO2, WH2S – содержание влаги в углеводородной части газа,двуокиси углерода и сероводорода.
Значения W, WCO2, WH2S определяются графически из рисунков 2.16, 2.18 и 2.19а.
Рисунок 2.18 – Зависимость влагосодержания углекислого газа WСО2, от давления и температуры.
Рисунок 2.19а – Зависимость влагосодержания сероводорода WH2S от давления и температуры.
Влагосодержание природного газа, находящегося в равновесии с растворами гликолей, может быть определено согласно [18].
Определение влагосодержания сероводородсодержащих газов
Для более точного определения влагосодержания сероводородсодержащего природного газа при содержании сероводорода до 50% мольных долей и давлении до Р=70 МПа и температуре 10≤Т≤175 0 С необходимо использовать следующий метод: Сначала определить влагосодержание несернистого газа (углеводородные компоненты газа) изрисунка 2.19б; Затем определить мольное содержание в процентах эквивалентной концентрации сероводорода Н2Sв сернистом газе из равенства Н2Sэкв=Н2S+0,7·СО2, в %; Далее для заданной величины температуры Т и рассчитанному значению эквивалентной концентрации сероводорода в газе Н2Sэкв, используя кривые, показанные нарисунке 2.19б(см. последовательность нахождения относительного влагосодержания сероводородсодержащего газа к влагосодержанию несернистого газа) находят. Для этого необходимо для известной величины температуры горизонтальной линией пересечь кривую Н2Sэкв, а затем из точки пересечения провести вертикальную линию до пересечения с кривой давления, при котором требуется определить влагосодержание сернистого газа. Из точки пересечения вертикальной линии с кривой давления провести горизонтальную линию до оси ординат с относительным влагосодержанием сернистого газа. Ключ к получению ответа о влагосодержании сернистого газа показан нарисунке 2.19б. Из приведенных результатов видно, что с увеличением сероводорода в газе влагосодержание увеличивается.
Рисунок 2.19б Номограмма для определения относительного влагосодержания сернистого газа.
Источник
Вопрос 4. Влагосодержание природных газов и методы его определения.
Влагосодержание – это количество паров воды, растворенных в единице объема природного газа при заданных условиях.
данного данного газа от величины
Относительную плотность определяем по формуле:
Все остальные показатели определяются графически.
Влагоемкость— максимальное влагосодержание .
Природный газ в пластовых условиях насыщен парами воды, поскольку газоносные породы всегда содержат связанную, подошвенную или краевую воду. В процессе эксплуатации месторождений значения давлений и температур изменяются. При этом снижение температуры вызывает уменьшение количества водяных паров в газовой фазе, а снижение давления—увеличение их содержания. В самом пласте по мере разработки происходит увеличение влагосодержания газа, так как пластовое давление падает при изотермическом режиме. Влагосодержание природного газа определяет в значительной мере технологические режимы эксплуатации скважин и газопромысловых сооружений.
Содержание влаги в газе характеризуется абсолютной или относительной влажностью.
Абс. влажность (W) – содержание водяных паров в единице объема газа (г/м3).Абсолютная влажность- это отношение массы водяных паров в газе к объему приведенного к стандартным условиям этого газа , из которого удалены пары воды. Абсолютное влагосодержание W равно массе водяных паров в единице объема газовой смеси, приведенной к нормальным условиям (0°С и 0,1 МПа), и измеряется в г/м 3 или кг/1000 м 3 .
Относ. влажность (W0) – отношение фактического содержания паров воды в единице объема газа при данном Р и Т к максимально возможному количеству паров воды, растворенных в единице объема природного газа при заданных условиях., т.е.его влагоемкости. Измеряется в % либо долях.Относительное влагосодержание=
Полное насыщение оценивается как 100%.
Влагосодержание газа зависит от состава газа, давления, температуры и физико- химических свойств конденсированной воды (паров воды), с которой газ находится в термодинамическом равновесии.
Влагосодержание может быть определено графически и аналитически:
Графический способ: зависит от давления и температуры,
С повышением давления влогосодержание уменьшается, а с повышением температуры возрастает.
W0,6 можно рассчитать по формуле:
W0,6=A/Р+в, где А- влагосодержание идеального газа, определяемое из табл.
Предложенные выше способы определения W не учитывают наличия в газе кислых компонентов. Наличие в газе CO2 и H2S повышает, а N2 снижает влагосодержание газа.
- Коррозию;
- пробки
- газовые гидраты
- песчаные пробки, из-за разрушения коллектора
- Гидрометры или влагометры – приборы для определения.
- Лабораторные методы:
- Массовый
- Абсорбционный
- Электрометрический (при разложении электричеством 1 моля воды нужно затратить 193 Кл электричества. Можно пересчитать на силу тока, адсорбировать влагу и разложить воду)
- Метод основанный на определении точки росы – конденсационный.
- Графический метод.
Влагосодержание природных газов с относительной плотностью 0,6 ,при контакте с пресной водой приводится на номограмме. Поправочные коэффициенты К1 и К2 учитывают соответственно влияние минерализации воды и плотности газа. Влагосодержание газа относительной плотностью, отличающейся от 0,6 при контакте с минерализованной водой, определяется по формуле
где W0,6 — Влагосодержание газа, определенное по номограмме.
Источник