高含硫天然气分子量和压缩系数对流量的影响.pdf

第29卷第10期
天然气工业
储运与集翰工程
高含硫天然气分子量和压缩系数对流量的影响
付建民1陈国明'龚金海2王勇2
1.中国石油大学(华东)机电工程学院2.中国石化中原油田勘探设计研究院
付建民等.高含硫天然气分子量和压缩系数对流量的影响.天然气工业,2009,29(10):93-95.
摘要目前国内外高含硫天然气田开发多采用高压输送工艺,高含碗天然气分子量和压缩系数对流量的影
响较大。为此,以普光气田高含硫天然气气体主要成分为基准条件,考虑各气体成分的交互作用,基于 Peng-rob
Inson方程解算出H2S摩尔分数从0~40%的天然气压缩系数。通过计算分析对比可知:高含硫气体流量变化的
影响因素与气体成分及摩尔含量有直接关系。体积流量变化在相同压力条件下,随不同含量H2S不是单纯的负增
长下降趋势,压缩系数和分子量共同影响体积流量的变化。质量流量膻H2S重组分的增加而增加,但主要受压缩
系数的影响,増长速度及方向会在2个不同压力范围内发生变化。
关键词高含硫天然气硫化氢分子量压缩系数流量影响
DO1:10.3787/j.issn.1000-0976.2009.10.029
目前国内外高含碗天然气田开发多采用高压输其中
送工艺,高含硫天然气由井至天然气净化厂压
力范围跨度较大,如普光气田井口生产压力为19~
RT
28MPa,而经集气站节流至天然气浄化厂的输气管
线运行压力为8~10MPa,压力变化较大2,而各井
以上3式中:R为气体常数,8.314kJ/(kmol?
口的气体成分,尤其是H2S含量差别较大,目前专
K);a和b为混合物常数,由纯组分的摩尔分数y和
门针对高含硫天然气对流量的影响研究较少。为相应常数a1、b按分別按式(4)、(5)的混合规则求
此,通过计算模拟的方法分析了高含硫天然气分子得?一元相互作用采用表1所列的交互参数压。。
量和压缩系数的变化对流量的影响规律
a=>y, a
1不同含量H2S天然气压缩系数计算
b
我国SYT6143~-2004《用标准孔板流量计测量
为模拟气田高含硫天然气中H2S含量对压缩
天然气流量》和GBT11062-1998天然气发热量、数和天然气流通能力的影响,以表2所示气体成
密度、相对密度和沃泊指数的计算方法》仪给出了标分为基准条件,逐渐增加H1S的摩尔分数,模拟不
准状态下个别计量参比条件压缩系数Z的计算方
同井口和管线内气体成分的影响。
法;美国煤气协会(AGA)压缩系数计算公式适用于
以普光气田集输系统最低运行温度40℃为温
天然气主要含量为甲烷、乙烷、重烃影响较小的情度条件,压力为6~16MPa时的混合气体压缩系数
况。为准确求解压缩系数Z,应考虑压力升高和变化情况见图1。压力为17~19MPa时的混合气
密度增加时分子本身占据的体积和分子间的相互作体压缩系数变化情况见图2。对比两图可知:在基准
用力口。因此,利用Peng- Robinson状态方程得到条件下歴缩系数均随着H2S含量的增加而下降,但
关于高含硫天然气混合气体压缩系数Z的方程:
在6~16MPa条件下,同H2S摩尔含量气体压缩系
6ー(1ーB22+(Aー3B)Zー(AB-B2-B)=0数随压力升高而降低,而在17~19MPa附近气体
(1)压缩系数大小及变化近似一致,在21~29MPa范
※本文受到大型油气田及煤层气开发国家科技重大专项课题“高含硫气蔽高效安全开发技术”(编号:2008ZX05017)的资助。
作者简介:付建民,1977年生,讲师,博士;从事油气安全技术研究及教学工作。地址:(257061)山东省东营市中国石油大
学机电学院安全工程系。电话:(0546)8391113,13562291829。E-mail:fujianmin(@hdpu.edu.cn
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储运与集羭工程
天然气工业
2009年10月
表1 Peng-robinson状态方程所用的二元相互作用参数K;表
%
组分
CHA
N
H, S
CO
He
CHA
0.002950.0074
0,08500
0,100000.76490
C2H60.00295
0.00185
0.22310
0.050000.08400
0.129801.12320
C3H80.007480.00185
0.21420
H20,202000.223100.21420
0.036000.75000
0.120200.40580
0.03600
0.050000.08000
0.03600
0.16760
0.020000.06850
H2S0.085000.084000.075000.750000:16760
0.100000.00000
0、10000
0,12980
0.13500
0.12020
0,020000.10000
0,79670
He0.764901.123.201.06420
0.405800.068500.00000
0.79670
表2天然气压缩系数Z计算基准条件表
%
组分
CH
C, H
C2 H,
He
摩尔分数
90,66
0.12
0.008
0.01
8.63
0.552
0.02
0.9
式中:Q为天然气在标准状况下的体积流量,m3/s;
pa为管道进口气体压力,MPa;かz为管道出口气体
压力,MPa;Z为管道平均压力和平均温度下的压缩
r6 Mpa
0.7
3要
*.8 Mpa
系数天然气压缩系数;R。为空气气体常数,m2/(s2
10 Mpa
12 Mpa
?K);D为管道内径,m;T为天然气平均温度,K;L
为管道长度,m;λ为水力摩阻系数,无因次;M为天
6
30354045
然气气体平均分子量
H2S摩尔分数(%)
为便于分析含H2S气体平均分子量和压缩系
图140℃时压力6~16MPa和H2S摩尔分数的
数对流通能力的影响,采用相对变化率进行分析
混合天然气压缩系数图
由式(6)可知同一管道在运行条件相同时(即か2、
かo、D、T、L相等),水力摩阻系数(基于 Weymouth
和前苏联天然气研究所早期和近期等公式)主要
I7 Mpa
与D有关,故可以得出天然气标准体积流量与
0.7
3?
-A-21 Mpa
0.6
Mz成正比例关系的结论,这和文献[6]、[7的结
25M
--27 Mpa
4-29 Mpa
论一致。不同H2S含量的体积流量相对变化率,可
S05sが3数0306表示为式(7)。同理可得出天然气质量流量与、/
图240C时压カ17~29MPa和H2S摩尔分数的
成正比例关系,不同H2S含量的质量流量相对变化
混合天然气压缩系数图
率表示为式(8)
围,同H2S摩尔含量的压缩系数却