高含硫天然气分子量和压缩系数对流量的影响

摘 要

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，高含硫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
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，高含硫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-Robinson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，随不同合量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。质量流量随H2S重组分的增加而增加，但主要受压缩系数的影响，增长速度及方向会在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
    目前国内外高含硫天然气田开发多采用高压输送工艺[1]，高含硫天然气由井口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19～28MPa，而经集气站节流至天然气净化厂的输气管线运行压力为8～10MPa，压力变化较大[2]，而各井口的气体成分，尤其是H2S含量差别较大，目前专门针对高含硫天然气对流量的影响研究较少。为此，通过计算模拟的方法分析了高含硫天然气分子量和压缩系数的变化对流量的影响规律。
1 不同含量H2S天然气压缩系数计算
    我国SYT 6143—2004《用标准孔板流量计测量天然气流量》和GBT 11062—1998《天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法》仅给出了标准状态下个别计量参比条件压缩系数Z的计算方法；美国煤气协会(AGA)压缩系数计算公式适用于天然气主要含量为甲烷、乙烷、重烃影响较小的情况[3]。为准确求解压缩系数Z，应考虑压力升高和密度增加时分子本身占据的体积和分子间的相互作用力[4]。因此，利用Peng-Robinson状态方程得到关于高含硫天然气混合气体压缩系数Z的方程：
Z3=(1-B)Z2+(A-3B)Z-(AB-B2-B3)=0    (1)
 
    以上3式中：R为气体常数，8.314kJ/(kmol·K)；a和b为混合物常数，由纯组分的摩尔分数yi和相应常数ai、bi按分别按式(4)、(5)的混合规则求得，二元相互作用采用表1所列的交互参数Kij。
    A=∑yiai0.5    (4)
    B=∑yibi    (5)
为模拟气田高含硫天然气中H2S含量对压缩系数和天然气流通能力的影响，以表2所示气体成分为基准条件，逐渐增加H2S的摩尔分数，模拟不同井口和管线内气体成分的影响。
表1 Peng-Robinson状态方程所用的二元相互作用参数Kij表     %
组分
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 天然气压缩系数Z计算基准条件表    %
组分
CH4
C2H6
C3H8
He
CO2
N2
H2
H2S
摩尔分数
90.66
0.12
0.008
0.01
8.63
0.552
0.02
0
以普光气田集输系统最低运行温度40℃为温度条件；压力为6～16MPa时的混合气体压缩系数变化情况见图1。压力为17～19MPa时的混合气体压缩系数变化情况见图2。对比两图可知：在基准条件下压缩系数均随着H2S含量的增加而下降，但在6～16MPa条件下，同H2S摩尔含量气体压缩系数随压力升高而降低，而在17～19MPa附近气体压缩系数大小及变化近似一致，在21～29MPa范围，同H2S摩尔含量的压缩系数却随着压力升高而升高，与压力6～16MPa时相反。
 
2 含H2S气体平均分子量和压缩系数对流通能力的影响
    不考虑地形起伏影响时，标准状况p0=0.101MPa，T0=293.15K)下的体积流量方程为：
 
式中：Q为天然气在标准状况下的体积流量，m2/s；pQ为管道进口气体压力，MPa；pZ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系数天然气压缩系数；Ra为空气气体常数，m2/(s2·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为天然气气体平均分子量。
为便于分析含H2S气体平均分子量和压缩系数对流通能力的影响，采用相对变化率进行分析。由式(6)可知同一管道在运行条件相同时(即pZ、pQ、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[5])主要与D有关，故可以得出天然气标准体积流量与成正比例关系的结论，这和文献[6]、[7]的结论一致。不同H2S含量的体积流量相对变化率，可表示为式(7)。同理可得出天然气质量流量与成正比例关系，不同H2S含量的质量流量相对变化率表示为式(8)：
 
式中：M、Z分别为H2S摩尔分数为某值时的混合气体的分子量和压缩系数；M0、Z0为H2S摩尔分数为0时混合气体的分子量和压缩系数。
图3、4分别给出了基于前述基准条件，40℃时压力为6～16MPa、17～29MPa和不同H2S摩尔分数含量时体积流量相对变化情况。由图3、4可知：在所列H2S摩尔分数范围内，随着H2S含量增加，6～8MPa范围内体积流量变化始终负增长，呈下降趋势；12～16MPa，17～27MPa的体积流量变化均开始负增长，后正增长；10MPa时与29MPa时类似，分别在H2S摩尔分数为25%、20%附近时体积流量降至最低，分别降低3%和1.6%。
 
    图5、6分别给出了基于前述基准条件，40℃时压力为6～16MPa、17～29MPa和不同HzS摩尔含量时质量流量变化情况。可见质量流量变化主要受到H2S含量的影响，均随H2S摩尔分数增加而增加。相同H2S摩尔分数时，6～16MPa的质量流量随压力增加的变化速度明显加快，而在19～29MPa范围时又随压力增加变化速度变慢。
3 结论
    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。质量流量随H2S重组分的增加而增加，但主要受压缩系数的影响，增长速度及方向会在2个不同压力范围内发生变化。
参考文献
[1] EDWARD W. Design and operation of sour gas gathering systems[M].Canada：[s.n.]，2000.
[2] 何生厚.普光高含H2S、CO2气田开发技术难题及对策[J].天然气工业，2008，28(4)：82-85.
[3] 李长俊.天然气管道输送[M].北京：石油工业出版社，2000：14-17.
[4] BOYUN GUO，ALI C HALAMBOR. Natural gas engineering Handbook[M].[S.l.]：Gulf Publishing Company，2005：97-140.
[5] 王志昌.输气管道工程[M].北京：石油工业出版社，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 陈国明3 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)