高含硫天然氣分子量和壓縮系數對流量的影響

摘 要

摘要：目前國內外高含硫天然氣田開發多采用高壓輸送工藝，高含硫天然氣分子量和壓縮系數對流量的影響較大。為此，以普光氣田高含硫天然氣氣體主要成分為基準條件，考慮各氣體成分的
摘要：目前國內外高含硫天然氣田開發多采用高壓輸送工藝，高含硫天然氣分子量和壓縮系數對流量的影響較大。為此，以普光氣田高含硫天然氣氣體主要成分為基準條件，考慮各氣體成分的交互作用，基于Peng-Robinson方程解算出H2S摩爾分數從0～40%的天然氣壓縮系數。通過計算分析對比可知：高含硫氣體流量變化的影響因素與氣體成分及摩爾含量有直接關系。體積流量變化在相同壓力條件下，隨不同合量H2S不是單純的負增長下降趨勢，壓縮系數和分子量共同影響體積流量的變化。質量流量隨H2S重組分的增加而增加，但主要受壓縮系數的影響，增長速度及方向會在2個不同壓力范圍內發生變化。
關鍵詞：高含硫天然氣；硫化氫；分子量；壓縮系數；流量；影響
    目前國內外高含硫天然氣田開發多采用高壓輸送工藝[1]，高含硫天然氣由井口至天然氣凈化廠壓力范圍跨度較大，、如普光氣田井口生產壓力為19～28MPa，而經集氣站節流至天然氣凈化廠的輸氣管線運行壓力為8～10MPa，壓力變化較大[2]，而各井口的氣體成分，尤其是H2S含量差別較大，目前專門針對高含硫天然氣對流量的影響研究較少。為此，通過計算模擬的方法分析了高含硫天然氣分子量和壓縮系數的變化對流量的影響規律。
1 不同含量H2S天然氣壓縮系數計算
    我國SYT 6143—2004《用標準孔板流量計測量天然氣流量》和GBT 11062—1998《天然氣發熱量、密度、相對密度和沃泊指數的計算方法》僅給出了標準狀態下個別計量參比條件壓縮系數Z的計算方法；美國煤氣協會(AGA)壓縮系數計算公式適用于天然氣主要含量為甲烷、乙烷、重烴影響較小的情況[3]。為準確求解壓縮系數Z，應考慮壓力升高和密度增加時分子本身占據的體積和分子間的相互作用力[4]。因此，利用Peng-Robinson狀態方程得到關于高含硫天然氣混合氣體壓縮系數Z的方程：
Z3=(1-B)Z2+(A-3B)Z-(AB-B2-B3)=0    (1)
 
    以上3式中：R為氣體常數，8.314kJ/(kmol·K)；a和b為混合物常數，由純組分的摩爾分數yi和相應常數ai、bi按分別按式(4)、(5)的混合規則求得，二元相互作用采用表1所列的交互參數Kij。
    A=∑yiai0.5    (4)
    B=∑yibi    (5)
為模擬氣田高含硫天然氣中H2S含量對壓縮系數和天然氣流通能力的影響，以表2所示氣體成分為基準條件，逐漸增加H2S的摩爾分數，模擬不同井口和管線內氣體成分的影響。
表1 Peng-Robinson狀態方程所用的二元相互作用參數Kij表     %
組分
CH4
C2H6
C3H8
H2
N2
H2S
CO2
He
CH4
—
0.00295
0.00748
0.20200
0.03600
0.08500
0.10000
0.76490
C2H6
0.00295
—
0.00185
0.22310
0.05000
0.08400
0.12980
1.12320
C3H8
0.00748
0.00185
—
0.21420
0.08000
0.07500
0.13500
1.06420
H2
0.20200
0.22310
0.21420
—
-0.03600
0.75000
0.12020
0.040580
N2
0.03600
0.05000
0.08000
-0.03600
—
0.16760
-0.02000
0.06850
H2S
0.08500
0.08400
0.07500
0.75000
0.16760
—
0.10000
0.00000
CO2
0.10000
0.12980
0.13500
0.12020
-0.02000
0.10000
—
0.79670
He
0.76490
1.12320
1.06420
0.40580
0.06850
0.00000
0.79670
—
表2 天然氣壓縮系數Z計算基準條件表    %
組分
CH4
C2H6
C3H8
He
CO2
N2
H2
H2S
摩爾分數
90.66
0.12
0.008
0.01
8.63
0.552
0.02
0
以普光氣田集輸系統最低運行溫度40℃為溫度條件；壓力為6～16MPa時的混合氣體壓縮系數變化情況見圖1。壓力為17～19MPa時的混合氣體壓縮系數變化情況見圖2。對比兩圖可知：在基準條件下壓縮系數均隨著H2S含量的增加而下降，但在6～16MPa條件下，同H2S摩爾含量氣體壓縮系數隨壓力升高而降低，而在17～19MPa附近氣體壓縮系數大小及變化近似一致，在21～29MPa范圍，同H2S摩爾含量的壓縮系數卻隨著壓力升高而升高，與壓力6～16MPa時相反。
 
2 含H2S氣體平均分子量和壓縮系數對流通能力的影響
    不考慮地形起伏影響時，標準狀況p0=0.101MPa，T0=293.15K)下的體積流量方程為：
 
式中：Q為天然氣在標準狀況下的體積流量，m2/s；pQ為管道進口氣體壓力，MPa；pZ為管道出口氣體壓力，MPa；Z為管道平均壓力和平均溫度下的壓縮系數天然氣壓縮系數；Ra為空氣氣體常數，m2/(s2·K)；D為管道內徑，m；T為天然氣平均溫度，K；L為管道長度，m；λ為水力摩阻系數，無因次；M為天然氣氣體平均分子量。
為便于分析含H2S氣體平均分子量和壓縮系數對流通能力的影響，采用相對變化率進行分析。由式(6)可知同一管道在運行條件相同時(即pZ、pQ、D、T、L相等)，水力摩阻系數(基于Weymouth和前蘇聯天然氣研究所早期和近期等公式[5])主要與D有關，故可以得出天然氣標準體積流量與成正比例關系的結論，這和文獻[6]、[7]的結論一致。不同H2S含量的體積流量相對變化率，可表示為式(7)。同理可得出天然氣質量流量與成正比例關系，不同H2S含量的質量流量相對變化率表示為式(8)：
 
式中：M、Z分別為H2S摩爾分數為某值時的混合氣體的分子量和壓縮系數；M0、Z0為H2S摩爾分數為0時混合氣體的分子量和壓縮系數。
圖3、4分別給出了基于前述基準條件，40℃時壓力為6～16MPa、17～29MPa和不同H2S摩爾分數含量時體積流量相對變化情況。由圖3、4可知：在所列H2S摩爾分數范圍內，隨著H2S含量增加，6～8MPa范圍內體積流量變化始終負增長，呈下降趨勢；12～16MPa，17～27MPa的體積流量變化均開始負增長，后正增長；10MPa時與29MPa時類似，分別在H2S摩爾分數為25%、20%附近時體積流量降至最低，分別降低3%和1.6%。
 
    圖5、6分別給出了基于前述基準條件，40℃時壓力為6～16MPa、17～29MPa和不同HzS摩爾含量時質量流量變化情況?？梢娰|量流量變化主要受到H2S含量的影響，均隨H2S摩爾分數增加而增加。相同H2S摩爾分數時，6～16MPa的質量流量隨壓力增加的變化速度明顯加快，而在19～29MPa范圍時又隨壓力增加變化速度變慢。
3 結論
    通過計算分析對比可知：高含硫氣體流量變化的影響因素與氣體成分及摩爾含量有直接關系。體積流量變化在相同壓力條件下，隨不同含量H2S不是單純的負增長下降趨勢，壓縮系數和分子量共同影響體積流量的變化。質量流量隨H2S重組分的增加而增加，但主要受壓縮系數的影響，增長速度及方向會在2個不同壓力范圍內發生變化。
參考文獻
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[2] 何生厚.普光高含H2S、CO2氣田開發技術難題及對策[J].天然氣工業，2008，28(4)：82-85.
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[4] BOYUN GUO，ALI C HALAMBOR. Natural gas engineering Handbook[M].[S.l.]：Gulf Publishing Company，2005：97-140.
[5] 王志昌.輸氣管道工程[M].北京：石油工業出版社，1997：24-29.
[6] MoHITP0uR M，GOLSHAN H，MURRAY A. Pipeline design＆construction：a practical approach[M].[S.l]：ASME Press，2000：71-74.
[7] JASON M K，DANIEL A C. Estimating sonic gas flow rates in pipelines[J].Journal of Loss Prevention in the Process Industrias.2005，18：55-62.
 
(本文作者：付建民1 陳國明3 龔金海2 王勇2 1.中國石油大學(華東)機電工程學院；2.中國石化中原油田勘探設計研究院)