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
«Национальный исследовательский
Ш657 Технологические процессы сбора и подготовки продукции нефтяных и газовых скважин: методические указания к выполнению лабораторных работ по курсу«Сбор и подготовка продукции нефтяных и газовых скважин» для студентовIV курса, обучающихся по направлению «Нефтегазовое дело» / Л.В. Шишмина, О.С. Носова; Томский политехнический университет. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2014. – 61 с.
Методические указания рассмотрены и рекомендованы к изданию методическим семинаром кафедры геологии и разработки нефтяных месторождений ИПР
Зав. кафедрой геологии и разработки нефтяных месторождений
кандидат геолого-минералогических наук __________О.С. Чернова
комиссии __________Л.В. Шишмина
Доцент кафедры транспорта и хранения нефти и газа, к.т.н.
© ФГАОУ ВО НИ ТПУ, 2014 © Шишмина Л.В., Носова О.В., 2014
2.ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ 17
3.СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ СПОСОБОВ ОХЛАЖДЕНИЯ ГАЗА 32
4.ТЕХНОЛОГИЯ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ СЕПАРАЦИИ 38
5.АБСОРБЦИЯ. АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ФАКТОРОВ НА СТЕПЕНЬ ОСУШКИ ГАЗА 48
6.МОДЕЛИРОВАНИЕ ГАЗОПРОВОДА 57
Влагосодержание газа
- Ознакомление с приборами для измерения влажности природного газа.
- Ознакомление с расчетным методом определения влагосодержания природного газа.
Влагосодержание природных и попутных нефтяных газов
Газ в пластовых условиях насыщен парами влаги до равновесного содержания. При добыче газа в технологических схемах промысловой обработки происходит изменение термодинамических условий (давление, температура), при которых конденсируются пары влаги. Выпавшая капельная влага вызывает осложнения как в технологических элементах установок промысловой подготовки газа, так и при транспортировании его по магистральным газопроводам. Основное осложнение – образование гидратных пробок, которые приводят к созданию аварийных ситуаций. Поэтому перед подачей природного газа в магистральные газопроводы или на глубокую низкотемпературную переработку газ осушают. Влагосодержанием газа называется отношение массового количества влаги, содержащейся во влажном газе, к массовому количеству сухого газа. Абсолютная влажность – величина парциального давления водяного пара (рп) во влажном газе. Иногда абсолютной влажностью называют массу водяного пара, содержащегося в 1 м 3 влажного газа, выраженного в граммах. Численно эти две величины – парциальное давление водяного пара в миллиметрах ртутного столба и масса водяного пара в граммах на 1 м 3 влажного газа – почти равны друг другу, а при температуре 16,5 °С строго равны друг другу. Относительной влажностью газа называется отношение массы водяного пара (проценты или доли), фактически находящегося в газовой смеси, к массе насыщенного пара, который мог бы быть в данном объеме при той же температуре. Относительную влажность φ можно также выразить в виде отношения парциального давления водяного пара рп, содержащегося во влажном газе, к давлению насыщения водяного пара ps при данной температуре (т. е. к максимально возможному парциальному давлению водяного пара при этой температуре): . Величина φ обычно выражается в процентах. Поскольку 0≤ рп≤ рs, то 0≤ φ ≤100%. Для абсолютно сухого газа φ = 0, для насыщенного газа φ = 100%. Температура, при которой в данной газовой смеси происходит образование капель воды, называется точкой росы. Влажность углеводородных газов выше, чем воздуха, но с повышением температуры эта разница уменьшается. Величина влажности газа зависит от углеводородного состава его: чем больше в газе тяжелых углеводородов, тем ниже его влажность. Наличие в природном газе H2S и CО2 увеличивает его влажность, а азота – уменьшает ее.
Источник
Расчетный метод определения влагосодержания природного газа
, (1.1)
где W0,6– равновесная влажность газа, находящегося в контакте с водой, содержащей соли;
Сρ– поправка на плотность;
Сs– поправочный коэффициент, на содержание в воде солей.
Равновесное влагосодержание, а также поправочные коэффициенты определяются по графикам (рисунок А.1).
Равновесное влагосодержание можно определить по уравнению Бюкачека :
(1.2)
где А – коэффициент, характеризующий влажность идеального газа;
В – коэффициент, учитывающий отклонение влажности природного газа относительной плотностью 0,6 от показателей идеального газа.
Коэффициенты определяются в зависимости от температуры (таблица А.1).
Расчетная часть
Газ известного состава находится в контакте с пластовой водой, содержащей известное количество соли. Газ находится при определенном давлении и температуре. Определить влажность газа при этих условиях:
- Исследовать влияние плотности газов различного состава на влажность при P1; Т1;
- Установить зависимость молекулярной массы газов различного состава на влажность при P1; Т1;
- Исследовать влияние давления (Р1–Р3) на влажность на примере газа любого состава из предложенных в исходных данных;
- Исследовать влияние температуры (Т1–Т3) на влажность на примере газа любого состава из предложенных в исходных данных.
- Результаты исследования представить в виде таблиц и графиков зависимостей w=f(ρ); w=f(Р); w=f(Т) и сделать выводы о влиянии этих параметров на влажность газа.
Таблица 1.2 – Исходные данные для расчета
| Вариант | Пара- метр | Р, МПа | Т, о С | Состав газа, % об. | ||||||
| СН4 | С2Н6 | С3Н8 | С4Н10 | C5H12 | C6H14 | |||||
| 1 | 10 | Р1, Т1 | 1 | 20 | 91,0 | 3,0 | 2,3 | 1,3 | 1,8 | 0,6 |
| Р2, Т2 | 20 | 50 | 56,52 | 10,11 | 8,59 | 4,47 | 2,21 | 18,1 | ||
| Р3, Т3 | 70 | 100 | 71,5 | 5,89 | 1,4 | 0,49 | 0,02 | 20,7 | ||
| 2 | 20 | Р1, Т1 | 5,0 | 10 | 58,6 | 14,7 | 7,6 | 5,8 | 5,5 | 7,8 |
| Р2, Т2 | 15 | 50 | 91,05 | 2,04 | 0,96 | 2,09 | 2,68 | 1,18 | ||
| Р3, Т3 | 40 | 80 | 78,3 | 4,6 | 6,8 | 5,0 | 4,5 | 0,8 | ||
| 3 | 30 | Р1, Т1 | 1,5 | 20 | 68,9 | 5,8 | 7,1 | 3,0 | 1,0 | 14,2 |
| Р2, Т2 | 10 | 40 | 61,1 | 14,1 | 10,1 | 6,1 | 3,2 | 5,4 | ||
| Р3, Т3 | 50 | 80 | 91,42 | 1,67 | 0,96 | 2,09 | 2,68 | 1,18 | ||
| 4 | 5 | Р1, Т1 | 2,0 | 20 | 53,4 | 15,1 | 17,7 | 8,2 | 2,5 | 3,1 |
| Р2, Т2 | 10 | 60 | 87,13 | 1,14 | 1,1 | 3,19 | 5,73 | 1,71 | ||
| Р3, Т3 | 60 | 110 | 39,9 | 15,6 | 15,6 | 6,7 | 2,3 | 19,9 | ||
| 5 | 15 | Р1, Т1 | 5,0 | 20 | 72,75 | 7,15 | 2,07 | 1,07 | 0,35 | 16,61 |
| Р2, Т2 | 30 | 100 | 53,1 | 13,6 | 10,5 | 11,5 | 4,7 | 6,6 | ||
| Р3, Т3 | 70 | 130 | 82,7 | 4,95 | 4,3 | 4,0 | 2,05 | 2,0 | ||
| 6 | 25 | Р1, Т1 | 1,0 | 20 | 44,6 | 10,4 | 14,6 | 17,2 | 10,2 | 3,0 |
| Р2, Т2 | 15 | 50 | 59,8 | 8,6 | 12,2 | 8,6 | 1,6 | 9,2 | ||
| Р3, Т3 | 40 | 100 | 69,89 | 10,25 | 8,99 | 4,47 | 4,34 | 2,06 | ||
| 7 | 10 | Р1, Т1 | 3,0 | 10 | 48,3 | 8,8 | 15,3 | 10,2 | 4,8 | 16,5 |
| Р2, Т2 | 30 | 50 | 84,78 | 3,09 | 2,07 | 1,34 | 1,8 | 6,92 | ||
| Р3, Т3 | 60 | 80 | 76,1 | 5,11 | 6,16 | 6,35 | 3,2 | 3,08 | ||
| 8 | 20 | Р1, Т1 | 0,6 | 20 | 42,8 | 5,5 | 8,4 | 4,2 | 2,15 | 36,95 |
| Р2, Т2 | 10 | 40 | 41,3 | 9,0 | 16,1 | 11,1 | 6,0 | 16,5 | ||
| Р3, Т3 | 30 | 80 | 60,7 | 18,9 | 10,5 | 5,7 | 1,4 | 2,8 | ||
| 9 | 30 | Р1, Т1 | 0,3 | 20 | 76,02 | 7,46 | 6,32 | 3,35 | 3,31 | 3,54 |
| Р2, Т2 | 10 | 60 | 56,52 | 10,11 | 8,59 | 4,47 | 2,21 | 18,1 | ||
| Р3, Т3 | 40 | 110 | 91,42 | 1,67 | 0,96 | 2,09 | 2,68 | 1,18 | ||
| 10 | 5 | Р1, Т1 | 5,0 | 20 | 61,1 | 14,1 | 10,1 | 6,1 | 3,2 | 5,4 |
| Р2, Т2 | 50 | 100 | 82,7 | 4,95 | 4,3 | 4,0 | 2,05 | 2,0 | ||
| Р3, Т3 | 70 | 130 | 48,3 | 8,8 | 15,3 | 10,2 | 4,8 | 16,5 | ||
| 11 | 15 | Р1, Т1 | 0,2 | 20 | 87,13 | 1,14 | 1,1 | 3,19 | 5,73 | 1,71 |
| Р2, Т2 | 5,0 | 50 | 42,8 | 5,5 | 8,4 | 4,2 | 2,15 | 36,95 | ||
| Р3, Т3 | 20 | 100 | 91,0 | 3,0 | 2,3 | 1,3 | 1,8 | 0,6 | ||
| 12 | 25 | Р1, Т1 | 1,0 | 10 | 69,89 | 10,25 | 8,99 | 4,47 | 4,34 | 2,06 |
| Р2, Т2 | 10 | 50 | 91,42 | 1,67 | 0,96 | 2,09 | 2,68 | 1,18 | ||
| Р3, Т3 | 30 | 80 | 41,3 | 9,0 | 16,1 | 11,1 | 6,0 | 16,5 | ||
| 13 | 10 | Р1, Т1 | 3,0 | 20 | 61,1 | 14,1 | 10,1 | 6,1 | 3,2 | 5,4 |
| Р2, Т2 | 10 | 40 | 91,05 | 2,04 | 0,96 | 2,09 | 2,68 | 1,18 | ||
| Р3, Т3 | 20 | 80 | 48,3 | 8,8 | 15,3 | 10,2 | 4,8 | 12,6 | ||
| 14 | 20 | Р1, Т1 | 1,0 | 20 | 92,39 | 4,13 | 1,79 | 0,25 | 0,94 | 0,5 |
| Р2, Т2 | 20 | 60 | 56,52 | 10,11 | 8,59 | 4,47 | 2,21 | 18,1 | ||
| Р3, Т3 | 40 | 110 | 69,89 | 10,25 | 8,99 | 4,47 | 4,34 | 2,06 | ||
| 15 | 30 | Р1, Т1 | 1,5 | 20 | 83,88 | 9,06 | 4,4 | 1,64 | 0,9 | 0,12 |
| Р2, Т2 | 10 | 100 | 72,75 | 7,15 | 2,07 | 1,07 | 0,35 | 16,61 | ||
| Р3, Т3 | 60 | 130 | 41,3 | 9,0 | 16,1 | 11,1 | 6,0 | 16,5 | ||
Приложение А 
Рисунок А.1 – Максимальное содержание водяных паров в газе в зависимости от давления и температуры (цифры на кривых соответствуют давлению, МПа) Таблица А.1 – Значения коэффициентов А и В в уравнении Бюкачека для различных температур
| Температура, о С | А | В | Температура, о С | А | В | Температура, о С | А | В |
| 0 | 0,145 | 0,00347 | 12 | 10,72 | 0,7670 | 60 | 152,0 | 0,562 |
| –38 | 0,178 | 0,00402 | 14 | 12,39 | 0,0855 | 62 | 166,5 | 0,399 |
| –34 | 0,267 | 0,00538 | 16 | 13,94 | 0,0930 | 64 | 183,3 | 0,645 |
| –30 | 0,393 | 0,00710 | 18 | 15,75 | 0,1020 | 66 | 200,5 | 0,691 |
| –28 | 0,471 | 0,00806 | 20 | 17,87 | 0,1120 | 68 | 219,0 | 0,741 |
| –26 | 0,566 | 0,00921 | 22 | 20,15 ‘ | 0,1227 | 70 | 238,5 | 0,793 |
| –24 | 0,677 | 0,01043 | 24 | 22,80 | 0,1343 | 72 | 260,0 | 0,841 |
| –22 | 0,809 | 0,01168 | 26 | 25,50 | 0,1463 | 74 | 283,0 | 0,902 |
| –20 | 0,960 | 0,01340 | 28 | 28,70 | 0,1595 | 76 | 306,0 | 0,965 |
| –18 | 1,144 | 0,01510 | 30 | 32,30 | 0,1740 | 78 | 335,0 | 1,023 |
| –16 | 1,350 | 0,01705 | 32 | 36,10 | 0,1 89 | 80 | 363,0 | 1,083 |
| –14 | 1,590 | 0,01927 | 34 | 40,50 | 0,207 | 82 | 394,0 | 1,148 |
| –12 | 1,868 | 0,02115 | 36 | 45,20 | 0,224 | 84 | 427,0 | 1,205 |
| –10 | 2,188 | 0,02290 | 38 | 50,80 | 0,242 | 86 | 462,0 | 1,250 |
| –8 | 2,550 | 0,02710 | 40 | 56,20 | 0,263 | 88 | 501,0 | 1,290 |
| –6 | 2,990 | 0,03035 | 42 | 62,70 | 0,285 | 90 | 537,5 | 1,327 |
| –4 | 3,480 | 0,03380 | 44 | 69,20 | 0,310 | 92 | 582,5 | 1,365 |
| –2 | 4,030 | 0,03770 | 46 | 76,70 | 0,335 | 94 | 624,0 | 1,405 |
| 0 | 4,670 | 0,04180 | 48 | 85,30 | 0,363 | 96 | 672,0 | 1,445 |
| 2 | 5,400 | 0,04640 | 50 | 94,00 | 0,391 | 98 | 725,0 | 1,487 |
| 4 | 6,225 | 0,0515 | 52 | 103,00 | 0,422 | 100 | 776,0 | 1,530 |
| 6 | 7,150 | 0,0571 | 54 | 114,00 | 0,454 | 110 | 1093,0 | 2,620 |
| 8 | 8,200 | 0,0630 | 56 | 126,00 | 0,487 | 120 | 1520,0 | 3,410 |
| 10 | 9,390 | 0,0696 | 58 | 138,00 | 0,521 | 130 | 2080,0 | 4,390 |
Источник