CN109781573A - 一种高含co2、h2s的天然气中含水量的模拟测量装置和方法 - Google Patents
一种高含co2、h2s的天然气中含水量的模拟测量装置和方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN109781573A CN109781573A CN201910059904.4A CN201910059904A CN109781573A CN 109781573 A CN109781573 A CN 109781573A CN 201910059904 A CN201910059904 A CN 201910059904A CN 109781573 A CN109781573 A CN 109781573A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- gas
- natural gas
- pipe
- pressure regulating
- constant
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 138
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 80
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 78
- 238000005259 measurement Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 105
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims abstract description 44
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 59
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 34
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 26
- 238000009423 ventilation Methods 0.000 claims description 14
- 238000007605 air drying Methods 0.000 claims description 3
- 239000001307 helium Substances 0.000 claims description 3
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 3
- 210000003437 trachea Anatomy 0.000 claims description 3
- 238000005303 weighing Methods 0.000 claims description 3
- 238000009738 saturating Methods 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 5
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 11
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 4
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 4
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 229910000856 hastalloy Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N Pyridine Chemical compound C1=CC=NC=C1 JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- AEDZKIACDBYJLQ-UHFFFAOYSA-N ethane-1,2-diol;hydrate Chemical compound O.OCCO AEDZKIACDBYJLQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 2
- XNWFRZJHXBZDAG-UHFFFAOYSA-N 2-METHOXYETHANOL Chemical compound COCCO XNWFRZJHXBZDAG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 7553-56-2 Chemical compound [I] ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MPCRDALPQLDDFX-UHFFFAOYSA-L Magnesium perchlorate Chemical compound [Mg+2].[O-]Cl(=O)(=O)=O.[O-]Cl(=O)(=O)=O MPCRDALPQLDDFX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005094 computer simulation Methods 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005868 electrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 239000011630 iodine Substances 0.000 description 1
- WXDJHDMIIZKXSK-UHFFFAOYSA-N iodine dioxide Inorganic materials O=I=O WXDJHDMIIZKXSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000001285 laser absorption spectroscopy Methods 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N pyridine Natural products COC1=CC=CN=C1 UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Drying Of Gases (AREA)
Abstract
本发明公开了一种高含CO2、H2S的天然气中含水量的模拟测量装置和方法，该模拟装置包括气瓶、通气干管、加压泵、第一干燥管、恒温饱和平衡池、除雾器、平衡闪蒸分离器、第二干燥管、气体流量计和气相色谱仪，通气干管入口与气瓶连接，加压泵、第一干燥管、恒温饱和平衡池、除雾器、平衡闪蒸分离器、第二干燥管和气体流量计沿通气干管入口到出口的方向依次安装于通气干管上，气相色谱仪与气体流量计连接。该模拟装置结构简单，操作简单，易于制作，制作成本低。该模拟方法依托于上述装置，简单易于操作，测量精度高。
Description
技术领域
本发明涉及天然气含水量检测技术领域，具体涉及一种高含CO2、H2S的天然气中含水量的模拟测量装置和方法。
背景技术
随着天然气消费市场的日益增长，对高含CO2、H2S气田的勘探开发逐渐提上日程。对于从矿场开采出来的含有CO2、H2S的天然气，水分的存在会导致具有强腐蚀性的酸液形成，造成管线、设备、仪表的腐蚀，在一定条件下还会形成水合物堵塞管路、设备，影响平稳供气。因此，在设计油气加工装置和管道***时，需要知道天然气中的含水量。
1987年，Karl等人基于气体样品中的水与卡尔费体试剂(吡陡/甲醇混合物)中碘和二氧化硫发生反应的原理，对天然气饱和含水量进行了测定。
Berg在2005年首次提出了石英毛细管流量计的计算模型。次年，他对实验的结果进行了补正，发现经过6项气体修正之后，毛细管流量计测量黏度的不确定性更小。
2008年，Rushing等人开展了高温高压条件下天然气中饱和含水量实验测试，研究了CO2对饱和含水量的影响。研究结果表明，随着CO2摩尔分数的增大，其最大饱和含水量逐渐增加。特别地，当CO2摩尔分数从5％增加到20％时，最大饱和含水量从20％增加到40％。
2008年，杨芳等人应用吸收称量法测定天然气饱和含水量，并对该方法的准确度和重复性进行验证，取得了较为满意的测量结果。
2010年，Tabasinejad等人实测了水蒸汽在CH4、N2和CO2中的溶解度，但实验温度相对较高(＞423K)。
2011年，Seo等人通过间接法实测了富含CO2气相中饱和含水量，但实验过程受低温低压(＜294K、＜10.1MPa)条件的限制。
2011年，张龙曼等人利用可调二极管激光吸收光谱法测定了低温低压(＜273K、＜13.8MPa)条件下天然气中饱和含水量，但天然气中CO2含量相对较低(＜5％)。
2012年，Chapoy等人开展了纯CO2中饱和含水量的实验，但实验温度压力较低(＜278K)且压力仅为13.8MPa。
2012年，万征平等人应用电解法对天然气饱和含水量进行测定，制定了合理的仪器使用计划以确定合理的仪器使用范围。兙
2013年，Kim等人采用间接实验方法测定了富CO2相中饱和含水量，但受低温(283-313K)和中低压(＜20MPa)的限制。兙
近来，Springer以及Wang等人利用近红外分光方法测定了富CO2气相中饱和含水量，并考虑了NaCl(或CaCl2)的影响，但实验压力固定在9MPa、温度低于373K，与含CO2天然气藏流体热力学条件相差甚远。兙
发明内容
基于上述现有技术，本发明提供了一种高含CO2、H2S的天然气中含水量的模拟测量装置和方法，该模拟装置结构简单，操作简单，易于制作，制作成本低。
该模拟方法简单，易于操作，测量精度高。
实现本发明上述目的所采用的技术方案为：
一种高含CO2、H2S的天然气中含水量的模拟测量装置，包括气瓶、通气干管、加压泵、第一干燥管、恒温饱和平衡池、除雾器、平衡闪蒸分离器、第二干燥管、气体流量计和气相色谱仪，通气干管入口与气瓶连接，加压泵、第一干燥管、恒温饱和平衡池、除雾器、平衡闪蒸分离器、第二干燥管和气体流量计沿通气干管入口到出口的方向依次安装于通气干管上，气相色谱仪与气体流量计连接。
还包括调压机构，调压机构包括调压总管、第一调压支管、第二调压支管、第一压力调节器和第二压力调节器，调压总管的一端与通气干管位于恒温饱和平衡池和除雾器之间的部分连接，调压总管的另一端分别与第一调压支管和第二调压支管的一端连接，第一调压支管的另一端与第一压力调节器连接，第二调压支管的另一端与第二压力调节器连接。
还包括调压总阀、第一针型阀和第二针型阀，调压总阀安装于调压总管上，第一针型阀安装于第一调压支管上，第二针型阀安装于第二调压支管上。
还包括预处理器，预处理器包括盘管和第一恒温浴中，第一恒温浴呈密封状，盘管位于第一恒温浴中，盘管的两端分别与通气干管连接。5、根据权利要求4所述的高含CO2、H2S的天然气中含水量的模拟测量装置，其特征在于：还包括截止阀、第一阀门、第二阀门和第三阀门，截止阀安装于通气干管位于气瓶和增压泵之间的部分上，第一阀门安装于通气干管位于预处理器和恒温饱和平衡池之间的部分上，第二阀门安装于通气干管位于调压总管和除雾器之间的部分上，第三阀门安装于通气干管位于除雾器和平衡闪蒸分离器之间的部分上。
所述的恒温饱和平衡池包括第二恒温浴、进入管、集气腔和排出管，第二恒温水浴呈密封状，集气腔由半球状的多孔板和圆形的顶盖构成，多孔板上密集且均匀分布的集气孔，多孔板的圆形开口朝向，多孔板的顶部开口通过顶盖密封，集气腔安装于第二恒温浴的下部中，进气管的一端与通气干管连通，另一端位于第二恒温水浴底部，排出管的一端穿过顶盖中央位于集气腔中，另一端与通气干管连通。
还包括气体吸收机构，气体吸收机构包括CO2吸收瓶、H2S吸收瓶和吸收气管，通气干管出口与CO2吸收瓶入口连接，吸收气管入口与CO2吸收瓶出口连接，吸收气管出口与H2S吸收瓶入口连接。
一种高含CO2、H2S的天然气中含水量的模拟测量方法，包括如下步骤：
1、打开恒温饱和平衡池，使恒温饱和平衡池的温度恒定在-5-5℃；
2、气瓶中装有高含CO2、H2S的天然气，打开气瓶、增压泵、除雾器、平衡闪蒸分离器和气相色谱仪，增加泵使天然气的压力为P；
3、天然气依次经过预处理器第一干燥管和恒温饱和平衡池，，通过第一干燥管进行干燥，通过恒温饱和平衡池进行含水的饱和；
4、饱和后的天然气依次经过除雾器、平衡闪蒸分离器和第二干燥管，先通过除雾器去除饱和后的天然气中夹带的水滴，然后在平衡闪蒸分离器中进行气液分离，冷凝后的水滴在平衡闪蒸分离器的底部上，再通过第二干燥管继续干燥，干燥后的天然气通过气体计量计，气体计量计记录其总体积为V；
5、一部分天然气进入气相色谱仪，通过气相色谱仪测得天然气中各组分的摩尔分数yi；
6、称取衡闪蒸分离器的底部冷凝水的质量和干燥管的质量，衡闪蒸分离器的底部冷凝水的质量为m1，干燥管质量的增加值为m2，从而得出饱和天然气中的水的质量为衡闪蒸分离器的底部冷凝水的质量和干燥管质量的增加值之和，即进而得出水的摩尔数nw：
其中，是水的相对分子质量；
7、天然气中各组分的体积Vi按下式计算得出：
Vi＝Vyi(2)；
其中，V是气体总体积，单位为cm3；
8、利用状态方程计算出天然气中各组分的体积的摩尔体积vi：
α(T)＝[1+m(1-Tr 0.5)]2 (6)；
m＝0.38+1.485ω-0.16ω2+0.017ω3 (7)；
其中，P是***压力，单位为MPa；Pc是组分的临界压力，单位为MPa；T是***的温度，默认为室温，单位为K；Tc是组分的临界温度，单位为K；Tr为组分的对比温度，即当前热力学温度与组分的临界温度Tc的比值；R是通用气体常数，为8.314MPa·cm3·mol-1·K-1；ω是偏差因子；a是分子间引力系数；b是分子间斥力系数；
9、计算出天然气中各组分的体积的摩尔数ni：
Vi＝vini (8)；
10、计算出天然气的摩尔数ng：
ng＝Σni (9)；
11、高含CO2、H2S的天然气中的含水量q为：
进一步，在开始步骤1之间，用氦气冲洗通气干管。
与现有技术相比，本发明的有益效果和优点在于：
1、该模拟装置结构简单，操作简单，易于制作，制作成本低，且使用哈氏合金制造所有仪器，使用316L的钢材制作所有管线，具有优秀的防腐蚀能力。
2、该模拟方法简单，操作步骤少，操作难度低，重复性高，通过简单地计算即可得到天然气的含水量，可以动态地为工程提供参考数据。
3、该模拟方法测量精度高，可以满足大多数条件下天然气含水量的模拟测量，能够对高含CO2、H2S气田的勘探开发提供帮助。
附图说明
图1为高含CO2、H2S的天然气中含水量的模拟测量装置的结构示意图。
其中，1-气瓶；2-截止阀；3-加压泵；4-第一干燥管；5-预处理器：5.1-第一恒温浴、5.2-盘管；6-第一阀门；7-恒温饱和平衡池：7.1-第二恒温浴、7.2-进入管、7.3-多孔板、7.4-顶盖、7.5-排出管；8-调压总阀；9-第一针型阀；10-第二针型阀；11-第一压力调节器；12-第二压力调节器；13-第二阀门；14-除雾器；15-第三阀门；16-平衡闪蒸分离器；17-第二干燥管；18-气体流量计；19-CO2吸收瓶；20-H2S吸收瓶；21-通气干管；22-调压总管；23-第一调压支管；24-第二调压支管；25-吸收气管。
具体实施方式
下面结合附图对本发明的高含CO2、H2S的天然气中含水量的模拟测量装置进行详细说明。
本发明提供的高含CO2、H2S的天然气中含水量的模拟测量装置的结构示意图如图1所示，包括气瓶1、通气干管21、加压泵3、第一干燥管4、预处理器5、恒温饱和平衡池7、除雾器14、平衡闪蒸分离器16、第二干燥管17、气体流量计18、气相色谱仪、调压机构、截止阀2、第一阀门6、第二阀门13、第三阀门15和气体吸收机构。通气干管21入口与气瓶1连接，截止阀2、加压泵3、第一干燥管4、预处理器5、第一阀门6、恒温饱和平衡池7、第二阀门13、除雾器14、第三阀门15、平衡闪蒸分离器16、第二干燥管17和气体流量计18沿通气干管21入口到出口的方向依次安装于通气干管21上。
气瓶1内装有高含CO2、H2S的天然气。
增加泵3型号为Victor GD-62B，由哈氏合金材料制成。
第一干燥管4和第二干燥管17均由316L钢材制作而成，第一干燥管4和第二干燥管17内均填充无水高氯酸镁。
预处理器5由316L钢材制成，预处理器包括盘管和第一恒温浴中，第一恒温浴呈密封状，第一恒温浴为乙二醇-水浴，其温度控制在273.15K±0.1K。盘管位于第一恒温浴中，盘管的两端分别与通气干管连接。预处理器的作用是对天然气进行预冷却。
恒温饱和平衡池包括第二恒温浴、进入管、集气腔和排出管，进入管和排出管均为347型双层超强不锈钢管，集气腔的材质为玻璃。第二恒温水浴呈密封状，第二恒温浴为乙二醇-水浴，其温度控制在273.15K±0.1K。集气腔由半球状的多孔板和圆形的顶盖构成，多孔板上密集且均匀分布的集气孔，集气孔的孔径为14微米，多孔板的圆形开口朝向，多孔板的顶部开口通过顶盖密封，集气腔安装于第二恒温浴的下部中。进气管的一端与通气干管连通，另一端位于第二恒温水浴底部，排出管的一端穿过顶盖中央位于集气腔中，另一端与通气干管连通。预冷却的天然气通过进气管进入第二恒温浴中进行含水的饱和，饱和后的天然气由集气孔进入集气腔，在集气腔中汇集，再通过排出孔进入通气干管中。
除雾器14的型号为HGT21618-1998，其容积为150cm3，并装有5mm直径的玻璃珠，以除去饱和后的气流中夹带的水滴。
平衡闪蒸分离器16型号为Ruska，最大压力为60MPa，由哈氏合金材料制成。
气体流量计17为HS-6000管段式气体流量计，气相色谱仪型号为GC-8890A。气体流量计与气相色谱仪相连，并配备有计算机***，通过RS-232接口将HP数据采集单元HP34970A连接到个人计算机以记录干燥气体的体积。
调压机构包括调压总管8、第一调压支管23、第二调压支管24、第一压力调节器11、第二压力调节器12、调压总阀8、第一针型阀9和第二针型阀10，调压总管8的一端与通气干管21位于恒温饱和平衡池7和第二阀门13之间的部分上，调压总阀8安装于调压总管22上。调压总管22的另一端分别与第一调压支管23和第二调压支管24的一端连接，第一调压支管23的另一端与第一压力调节器11连接，第二调压支管24的另一端与第二压力调节器12连接，第一针型阀9安装于第一调压支管23上，第二针型阀10安装于第二调压支管24上。
第一压力调节器和第二压力调节器均为Y-100BFZ不锈钢耐振压力调节器，标度范围分别为0～60MPa和0～150MPa，均有良好的防腐蚀性能，可以有效抵御气体快速流动产生的振动。
气体吸收机构包括CO2吸收瓶19、H2S吸收瓶20和吸收气管25，通气干管21出口与CO2吸收瓶19入口连接，吸收气管25入口与CO2吸收瓶19出口连接，吸收气管25出口与H2S吸收瓶20入口连接。
通气干管21、调压总管8、第一调压支管23、第二调压支管24和吸收气管25等所有的管线采用316L钢材制作，具有很好的防腐能力。
下面结合上述的装置对本发明的高含CO2、H2S的天然气中含水量的模拟测量方法进行详细说明。
实施例1
1、用标准氦气冲洗管路30分钟；
2、打开预处理器和恒温饱和平衡池，使预处理器和恒温饱和平衡池的温度恒定在0℃；
3、打开气瓶、截止阀、增压泵、第一阀门、第二阀门、第三阀门、调压总阀、第一针型阀、第二针型阀、除雾器、平衡闪蒸分离器、气体流量计和气相色谱仪，增加泵使天然气的压力为P，同时根据P的大小选择打开第一压力调节器还是第二压力调节器；
4、天然气依次通过预处理器、第一干燥管和恒温饱和平衡池，天然气通过预处理器预冷却，通过第一干燥管干燥(去除杂质)，通过恒温饱和平衡池进行饱和，同时通过第一压力调节器或第二压力调节器进行压力的监测和控制；
5、饱和后的天然气依次经过除雾器、平衡闪蒸分离器和第二干燥管，先通过除雾器去除饱和后的天然气中夹带的水滴，然后在平衡闪蒸分离器中进行气液分离，冷凝后的水滴在平衡闪蒸分离器的底部上，再通过第二干燥管继续干燥，干燥后的天然气通过气体计量计，气体计量计记录其总体积为V；
6、一部分天然气进入气相色谱仪，通过气相色谱仪测得天然气中各组分的摩尔分数yi，另一部分天然气依次通过CO2吸收瓶，H2S吸收瓶进行吸收处理；
7、称取衡闪蒸分离器的底部冷凝水的质量和干燥管的质量，衡闪蒸分离器的底部冷凝水的质量为m1，干燥管质量的增加值为m2，从而得出饱和天然气中的水的质量为衡闪蒸分离器的底部冷凝水的质量和干燥管质量的增加值之和，即进而得出水的摩尔数nw：
其中，是水的相对分子质量；
8、天然气中各组分的体积Vi按下式计算得出：
Vi＝Vyi(2)；
其中，V是气体总体积，单位为cm3；
9、利用状态方程计算出天然气中各组分的体积的摩尔体积vi：
α(T)＝[1+m(1-Tr 0.5)]2 (6)；
m＝0.38+1.485ω-0.16ω2+0.017ω3 (7)；
其中，P是***压力，单位为MPa；Pc是组分的临界压力，单位为MPa；T是***的温度，一般默认为室温，单位为K；Tc是组分的临界温度，单位为K；Tr为组分的对比温度，即当前热力学温度与组分的临界温度Tc的比值；R是通用气体常数，为8.314MPa·cm3·mol-1·K-1；ω是偏差因子；a是分子间引力系数；b是分子间斥力系数；
10、计算出天然气中各组分的体积的摩尔数ni：
Vi＝vini (8)；
11、计算出天然气的摩尔数ng：
ng＝∑ni (9)；
12、高含CO2、H2S的天然气中的含水量为：
Claims (9)
1.一种高含CO2、H2S的天然气中含水量的模拟测量装置，其特征在于：包括气瓶、通气干管、加压泵、第一干燥管、恒温饱和平衡池、除雾器、平衡闪蒸分离器、第二干燥管、气体流量计和气相色谱仪，通气干管入口与气瓶连接，加压泵、第一干燥管、恒温饱和平衡池、除雾器、平衡闪蒸分离器、第二干燥管和气体流量计沿通气干管入口到出口的方向依次安装于通气干管上，气相色谱仪与气体流量计连接。
2.根据权利要求1所述的高含CO2、H2S的天然气中含水量的模拟测量装置，其特征在于：还包括调压机构，调压机构包括调压总管、第一调压支管、第二调压支管、第一压力调节器和第二压力调节器，调压总管的一端与通气干管位于恒温饱和平衡池和除雾器之间的部分连接，调压总管的另一端分别与第一调压支管和第二调压支管的一端连接，第一调压支管的另一端与第一压力调节器连接，第二调压支管的另一端与第二压力调节器连接。
3.根据权利要求1所述的高含CO2、H2S的天然气中含水量的模拟测量装置，其特征在于：还包括调压总阀、第一针型阀和第二针型阀，调压总阀安装于调压总管上，第一针型阀安装于第一调压支管上，第二针型阀安装于第二调压支管上。
4.根据权利要求2所述的高含CO2、H2S的天然气中含水量的模拟测量装置，其特征在于：还包括预处理器，预处理器包括盘管和第一恒温浴中，第一恒温浴呈密封状，盘管位于第一恒温浴中，盘管的两端分别与通气干管连接。
5.根据权利要求4所述的高含CO2、H2S的天然气中含水量的模拟测量装置，其特征在于：还包括截止阀、第一阀门、第二阀门和第三阀门，截止阀安装于通气干管位于气瓶和增压泵之间的部分上，第一阀门安装于通气干管位于预处理器和恒温饱和平衡池之间的部分上，第二阀门安装于通气干管位于调压总管和除雾器之间的部分上，第三阀门安装于通气干管位于除雾器和平衡闪蒸分离器之间的部分上。
6.根据权利要求1所述的高含CO2、H2S的天然气中含水量的模拟测量装置，其特征在于：所述的恒温饱和平衡池包括第二恒温浴、进入管、集气腔和排出管，第二恒温水浴呈密封状，集气腔由半球状的多孔板和圆形的顶盖构成，多孔板上设有密集且均匀分布的集气孔，多孔板的圆形开口朝向，多孔板的顶部开口通过顶盖密封，集气腔安装于第二恒温浴的下部中，进气管的一端与通气干管连通，另一端位于第二恒温水浴底部，排出管的一端穿过顶盖中央位于集气腔中，另一端与通气干管连通。
7.根据权利要求2所述的高含CO2、H2S的天然气中含水量的模拟测量装置，其特征在于：还包括气体吸收机构，气体吸收机构包括CO2吸收瓶、H2S吸收瓶和吸收气管，通气干管出口与CO2吸收瓶入口连接，吸收气管入口与CO2吸收瓶出口连接，吸收气管出口与H2S吸收瓶入口连接。
8.一种高含CO2、H2S的天然气中含水量的模拟测量方法，其特征在于包括如下步骤：
8.1、打开恒温饱和平衡池，使恒温饱和平衡池的温度恒定在-5-5℃；
8.2、气瓶中装有高含CO2、H2S的天然气，打开气瓶、增压泵、除雾器、平衡闪蒸分离器和气相色谱仪，增加泵使天然气的压力为P；
8.3、天然气依次经过预处理器第一干燥管和恒温饱和平衡池，通过第一干燥管进行干燥，通过恒温饱和平衡池进行含水的饱和；
8.4、饱和后的天然气依次经过除雾器、平衡闪蒸分离器和第二干燥管，先通过除雾器去除饱和后的天然气中夹带的水滴，然后在平衡闪蒸分离器中进行气液分离，冷凝后的水滴在平衡闪蒸分离器的底部上，再通过第二干燥管继续干燥，干燥后的天然气通过气体计量计，气体计量计记录其总体积为V；
8.5、一部分天然气进入气相色谱仪，通过气相色谱仪测得天然气中各组分的摩尔分数yi；
8.6、称取衡闪蒸分离器的底部冷凝水的质量和干燥管的质量，衡闪蒸分离器的底部冷凝水的质量为m1，干燥管质量的增加值为m2，从而得出饱和天然气中的水的质量为衡闪蒸分离器的底部冷凝水的质量和干燥管质量的增加值之和，即进而得出水的摩尔数nw：
其中，是水的相对分子质量；
8.7、天然气中各组分的体积Vi按下式计算得出：
Vi＝Vyi(2)；
其中，V是气体总体积，单位为cm3；
8.8、利用状态方程计算出天然气中各组分的体积的摩尔体积vi：
α(T)＝[1+m(1-Tr 0.5)]2(6)；
m＝0.38+1.485ω-0.16ω2+0.017ω3(7)；
其中，P是***压力，单位为MPa；Pc是组分的临界压力，单位为MPa；T是***的温度，单位为K；Tc是组分的临界温度，单位为K；Tr为组分的对比温度，即当前热力学温度与组分的临界温度Tc的比值；R是通用气体常数，为8.314MPa·cm3·mol-1·K-1；ω是偏差因子；a是分子间引力系数；b是分子间斥力系数；
8.9、计算出天然气中各组分的体积的摩尔数ni：
Vi＝vini(8)；
8.10、计算出天然气的摩尔数ng：
ng＝∑ni(9)；
8.11、高含CO2、H2S的天然气中的含水量q为：
。
9.根据权利要求7所述的高含CO2、H2S的天然气中含水量的模拟测量方法，其特征在于：在开始步骤8.1之间，用氦气冲洗通气干管。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201910059904.4A CN109781573A (zh) | 2019-01-22 | 2019-01-22 | 一种高含co2、h2s的天然气中含水量的模拟测量装置和方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201910059904.4A CN109781573A (zh) | 2019-01-22 | 2019-01-22 | 一种高含co2、h2s的天然气中含水量的模拟测量装置和方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN109781573A true CN109781573A (zh) | 2019-05-21 |
Family
ID=66501107
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201910059904.4A Pending CN109781573A (zh) | 2019-01-22 | 2019-01-22 | 一种高含co2、h2s的天然气中含水量的模拟测量装置和方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN109781573A (zh) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110354651A (zh) * | 2019-08-19 | 2019-10-22 | 杨威 | 一种气体干燥实验装置及实验方法 |
| CN113075110A (zh) * | 2021-04-06 | 2021-07-06 | 西南石油大学 | 一种岩心驱替实验用多功能精确计量装置 |
| CN113324867A (zh) * | 2021-06-04 | 2021-08-31 | 邓燕龙 | 一种天然气水分检测装置 |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2005069848A (ja) * | 2003-08-25 | 2005-03-17 | Katsumi Kaneko | 気体吸着量測定装置及び気体吸着量測定システム |
| CN102305761A (zh) * | 2011-08-01 | 2012-01-04 | 西南石油大学 | 酸性介质输送管道焊缝及母材腐蚀模拟试验装置及方法 |
| CN102423600A (zh) * | 2011-10-28 | 2012-04-25 | 中国石油大学(北京) | 一种提高含co2混合气吸附分离效率的方法 |
| CN103454391A (zh) * | 2013-08-22 | 2013-12-18 | 西南石油大学 | 高含co2天然气在地层水中的溶解度测试方法 |
| CN105239977A (zh) * | 2015-09-18 | 2016-01-13 | 南开大学 | 低渗透油藏空气微生物复合驱提高石油采收率的方法 |
| CN106124354A (zh) * | 2016-06-17 | 2016-11-16 | 西南石油大学 | 高含硫气藏的硫溶解度在线测试装置及方法 |
| CN106568912A (zh) * | 2016-11-03 | 2017-04-19 | 西南石油大学 | 一种酸性气体在高温高压地层水中溶解度的测试方法和装置 |
| CN207396480U (zh) * | 2017-10-18 | 2018-05-22 | 西南石油大学 | 酸性气体含水量及pvt高压流体物性一体化的测试装置 |
-
2019
- 2019-01-22 CN CN201910059904.4A patent/CN109781573A/zh active Pending
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2005069848A (ja) * | 2003-08-25 | 2005-03-17 | Katsumi Kaneko | 気体吸着量測定装置及び気体吸着量測定システム |
| CN102305761A (zh) * | 2011-08-01 | 2012-01-04 | 西南石油大学 | 酸性介质输送管道焊缝及母材腐蚀模拟试验装置及方法 |
| CN102423600A (zh) * | 2011-10-28 | 2012-04-25 | 中国石油大学(北京) | 一种提高含co2混合气吸附分离效率的方法 |
| CN103454391A (zh) * | 2013-08-22 | 2013-12-18 | 西南石油大学 | 高含co2天然气在地层水中的溶解度测试方法 |
| CN105239977A (zh) * | 2015-09-18 | 2016-01-13 | 南开大学 | 低渗透油藏空气微生物复合驱提高石油采收率的方法 |
| CN106124354A (zh) * | 2016-06-17 | 2016-11-16 | 西南石油大学 | 高含硫气藏的硫溶解度在线测试装置及方法 |
| CN106568912A (zh) * | 2016-11-03 | 2017-04-19 | 西南石油大学 | 一种酸性气体在高温高压地层水中溶解度的测试方法和装置 |
| CN207396480U (zh) * | 2017-10-18 | 2018-05-22 | 西南石油大学 | 酸性气体含水量及pvt高压流体物性一体化的测试装置 |
Non-Patent Citations (5)
| Title |
|---|
| 哈恩: "《美国石油化学工业》", 30 November 1977 * |
| 李士伦: "《天然气工程》", 31 August 2000 * |
| 李琳: "《长输管道自动化技术》", 30 November 2005 * |
| 贾铮 等: "甲烷吸附储存条件下状态方程的选用", 《油气储存》 * |
| 郑远谋: "《***焊接和***复合材料》", 30 April 2017 * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110354651A (zh) * | 2019-08-19 | 2019-10-22 | 杨威 | 一种气体干燥实验装置及实验方法 |
| CN113075110A (zh) * | 2021-04-06 | 2021-07-06 | 西南石油大学 | 一种岩心驱替实验用多功能精确计量装置 |
| CN113324867A (zh) * | 2021-06-04 | 2021-08-31 | 邓燕龙 | 一种天然气水分检测装置 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN109781573A (zh) | 一种高含co2、h2s的天然气中含水量的模拟测量装置和方法 | |
| US1455263A (en) | Method and apparatus for testing gaseous mixtures | |
| Tontiwachwuthikul et al. | CO2 absorption by NaOH, monoethanolamine and 2-amino-2-methyl-1-propanol solutions in a packed column | |
| Jamal et al. | Kinetics of carbon dioxide absorption and desorption in aqueous alkanolamine solutions using a novel hemispherical contactor—I. Experimental apparatus and mathematical modeling | |
| Tessendorf et al. | Modeling, simulation and optimization of membrane-based gas separation systems | |
| CN107884306A (zh) | 一种吸附测试方法和装置 | |
| Meredith et al. | Ecosystem fluxes of hydrogen: a comparison of flux-gradient methods | |
| CN108474776B (zh) | 用于测量气体中的硫溶解度的方法和*** | |
| Seibert et al. | UT/SRP CO2 capture pilot plant—Operating experience and procedures | |
| CN102527245A (zh) | 一种对膜分离性能进行测试的装置、***及方法 | |
| RU2532490C1 (ru) | Способ и установка для измерения дебитов продукции газоконденсатных и нефтяных скважин | |
| CN103018131A (zh) | 负压状态下瓦斯气中油、水和灰分含量的测定装置及方法 | |
| RU2655034C1 (ru) | Устройство для исследования внутрипластового горения и парогравитационного дренажа | |
| Jamal | Absorption and desorption of CO2 and CO in alkanolamine systems | |
| US3352644A (en) | Analysis of hydrogen | |
| CN111443162B (zh) | 一种用于教学的氢氧同位素分馏实验装置及使用方法 | |
| Wiegleb | Gas Measurement Technology in Theory and Practice: Measuring Instruments, Sensors, Applications | |
| CN103894116A (zh) | 一种单一汞同位素大气发生*** | |
| CN111650083B (zh) | 岩心高压下气、水流量计量装置和方法 | |
| RU2711576C1 (ru) | Способ отбора проб тритированной воды из газовой среды | |
| Masurela et al. | Optimisation of the rectisol TM design with packing: the rectisol TM demonstration unit | |
| Wilkins | Characterizing Adsorbents for Pre-and Post-Combustion Carbon Capture | |
| Records et al. | Low temperature dehydration of natural gas | |
| CN213148836U (zh) | 一种用于测定气相中氧化亚氮的装置 | |
| CN219302370U (zh) | 一种基于气相色谱原理的呼气检测装置 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20190521 |