Влагосодержание природных газов зависит от

§ 3. Влагосодержание природных газов и газоконденсатных систем, влияние воды на фазовые превращения углеводородов

Природные газы и газоконденсатные смеси контактируют в пласте с остаточной водой коллекторов, а также краевыми и подстилающими водами. Вследствие этого газы в пласте содер­жат то или иное количество паров воды. Концентрация водя­ных паров в газе зависит от давления, температуры и состава газа.

Как и в случае углеводородных компонентов, при опреде­ленном давлении и температуре в единице объема газа может содержаться определенное максимальное количество воды. Газ при этом будет насыщенным водяными парами. При повыше­нии температуры этот газ при том же влагосодержании будет недонасыщен парами воды.

Отношение количества водяных паров, находящихся в газе при данных условиях, к максимально возможному количеству водяных паров в газе при тех же условиях называют относи­тельной влажностью газа. Эта величина характеризует степень насыщения газа водяным паром. Относительная влажность выражается в долях единицы или в процентах.

Количество водяных паров, находящихся в единице объема или массы газа, называют абсолютной влажностью. Абсолют­ная влажность измеряется в г/м 3 или в г/кг.

На рис IV.12 приведена номограмма для определения влагосодержания природных газов (с относительной плотностью 0,6) в условиях насыщения в зависимости от давления и тем­пературы. Как следует из этого рисунка, с повышением темпе­ратуры влагосодержание газа возрастает. Повышение давления способствует снижению содержания воды в газе.

Р ис. IV.12. Номограмма для определения влагосодержания природных газов при различных давлениях и температурах

Соли, растворенные в воде, понижают парциальное давление паров воды в газовой фазе, и поэтому влагосодержание газа, находящегося в равновесии с рассолом, уменьшается с ростом концентрации солей в воде.

С увеличением молекулярной массы газа (с 16 до 30) вла­госодержание его уменьшается в пределах температур и дав­лений, встречающихся на практике, незначительно (на 3—5%). Учет влияния солей, растворенных в воде, и различия плот­ностей газа проводятся по корректировочным графикам, опи­санным в специальной литературе.

Пары воды, присутствующие в газах и газоконденсатных смесях, влияют на фазовые превращения углеводородных си­стем. В качестве примера можно привести данные А. И. Гри­ценко, исследовавшего влияние воды на фазовые превращения газоконденсатных смесей Челбасского и Майкопского место­рождений. В пластовых условиях в газоконденсатной смеси Челбасского месторождения (р_пл=22,8 МПа и t_пл=96,1 °С) растворяется от 5,38 до 5,43 см 3 /м 3 воды. Количество раство­ренной воды в газоконденсатной смеси Майкопского месторож­дения в пластовых условиях (р_пл = 30,3 МПа и t_пл=128°С) составляет 10,5 см 3 /м 3 . В процессе исследования А. И. Гри­ценко наблюдал, что при изотермическом (при пластовой тем­пературе) снижении давления в газоконденсатной системе, со­держащей водяные пары, одновременно выделяются конденсат и вода (двойная обратная конденсация). Было установлено, что давление однофазного состояния в присутствии воды уве­личивается и равно для Челбасского месторождения 21,37 МПа (без воды — 20,7 МПа), а для Майкопского месторождения 29,1 МПа (без воды — 27,8 МПа). Это свойство газоконденсат­ных систем, содержащих пары воды, необходимо учитывать при разработке месторождений — давление начала конденсации углеводородов следует определять по пробам, содержание па­ров воды в которых приближается к пластовым значениям. Если используется только углеводородная часть системы газокон-денсатного месторождения, давления однофазного состояния получаются заниженными.

Явления двойной обратной конденсации — выделение кон­денсата и воды из углеводородных систем, содержащих водя­ные пары, в условиях изотермического снижения давления на­блюдал впервые Ван-дер-Ваальс. Это явление часто встречается в системах, в которых один из компонентов полярный.

Причины повышения давления начала конденсации углево­дородных систем в присутствии паров воды можно объяснить исходя из общей теории фазовых превращений.

Смесь паров воды с углеводородами можно представить в виде бинарной системы, один из компонентов которой (угле­водород) обладает высокой летучестью паров, а другой (во­да)— тяжелый компонент с меньшей летучестью. Как было установлено в предыдущих разделах, с повышением концен­трации тяжелого компонента (см. рис. IV.2, б) критическое давление системы всегда становится больше, чем критическое давление любого компонента, находящегося в смеси (кроме случая, когда один из компонентов преобладает настолько, что критические свойства смеси становятся близкими к свойствам индивидуального компонента). Рост критического давления и температуры сопровождается повышением давления начала конденсации в критической области.

Источник

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 W_0,6 – влагосодержание газа с относительной плотностью =0,6 с пресной водой; С_с – поправка на соленость воды; С_р – 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 С_t, исполь­зуя при этом графическую зависимость С_t от температуры Т для различных давлений, показанную на рисунке 2.17.

Величина W_0,6 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 Р_вп – 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 W_0,6 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 Р_вп от температуры.

Р_вп=ехр[–0,60212(0,01Т) 4 +1,475(0,01Т) 3 –2,97304(0,01Т) 2 +

и при 373≤Т≤623 К по формуле:

Р_вп=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 W_0,6 может быть вычислено по формуле, полученной путем обработки данных по А и В, приведенных в таблице 2.8:

W_0,6=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:

С_ρ=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, х_CO2, х_H2S – мольные доли углеводородных компонентов, двуокиси углерода и сероводорода в газе; W, W_CO2, W_H2S – содержание влаги в углеводородной части газа,двуокиси углерода и сероводорода.

Значения W, W_CO2, W_H2S определяются графически из рисунков 2.16, 2.18 и 2.19а.

Рисунок 2.18 – Зависимость влагосодержания углекислого газа W_СО2, от давления и температуры.

Рисунок 2.19а – Зависимость влагосодержания сероводорода W_H2S 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 Н₂S_экв=Н₂S+0,7·СО₂, в %; Далее для заданной величины температуры Т и рассчитанному значению эквивалентной концентрации сероводорода в газе Н₂S_экв, 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 Н₂S_экв, 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