Влажный газ: состав, характеристики и особенности измерения расхода.
Wet gas
Влажный газ: определение, свойства и применение в нефтегазовой отрасли. Проблемы измерения расхода и отсутствие единого стандарта. Оптимизация добычи газа.
Сравнивайте с английским: нажмите на абзац — оригинал откроется в окне. Кнопка EN под абзацем показывает его прямо в тексте.
Содержание
Введение
Влажный газ – это любой газ, содержащий небольшое количество жидкости. Термин "влажный газ" используется для описания широкого спектра состояний, от газа, насыщенного паром жидкости, до многофазного потока, в котором газ составляет 90% объема. Существуют разногласия относительно его точного определения, и в настоящее время не существует общепринятого, четко сформулированного количественного определения потока влажного газа. Влажный газ является особенно важным понятием в области измерения расхода, поскольку переменные плотности составляющих представляют собой значительную проблему. Типичным примером потоков влажного газа является добыча природного газа в нефтегазовой промышленности. Природный газ представляет собой смесь углеводородных соединений с примесями различных неуглеводородов. Он может находиться в газообразном или жидком состоянии, либо в растворе с сырой нефтью в пористых горных породах. Количество углеводородов в жидкой фазе извлекаемого влажного газа зависит от температуры и давления в пласте, которые изменяются со временем по мере извлечения газа и жидкости. Изменения в содержании жидкости и газа также происходят при транспортировке влажного газа из пласта при высоких температуре и давлении на поверхность, где температура и давление ниже. Наличие и изменчивость влажного газа могут вызывать проблемы и погрешности при точном измерении расхода газовой фазы. Важно точно измерять потоки влажного газа для количественной оценки добычи из отдельных скважин и максимального использования оборудования и ресурсов, что способствует снижению затрат.
A wet gas is any gas with a small amount of liquid present. The term "wet gas" has been used to describe a range of conditions varying from a humid gas which is gas saturated with liquid vapour to a multiphase flow with a 90% volume of gas. There has been some debate as to its actual definition, and there is currently no fully defined quantitative definition of a wet gas flow that is universally accepted. Wet gas is a particularly important concept in the field of flow measurement, as the varying densities of the constituent material present a significant problem. A typical example of wet gas flows are in the production of natural gas in the oil and gas industry. Natural gas is a mixture of hydrocarbon compounds with quantities of various non hydrocarbons. This exists in either a gaseous or liquid phase or in solution with crude oil in porous rock formations. The number of hydrocarbons present in the liquid phase of the wet gas extracted depends on the reservoir temperature and pressure conditions, which change over time as the gas and liquid are removed. Changes in the liquid and gas content also occur when a wet gas is transported from a reservoir at high temperature and pressure to the surface where it experiences a lower temperature and pressure. The presence and changeability of this wet gas can cause problems and errors in the ability to accurately measure the gas phase flowrate. It is important to be able to measure these wet gas flows accurately to quantify production from individual wells and to maximise the use of equipment and resources which will assist with the reduction of costs.
Модели потока влажного газа
Поведение газов и жидкости в движущейся трубе проявляет различные характеристики потока в зависимости от давления газа, скорости газа и содержания жидкости, а также от ориентации трубопровода (горизонтальной, наклонной или вертикальной). Жидкость может находиться в виде мельчайших капель, либо труба может быть полностью заполнена жидкостью. Несмотря на сложность взаимодействия газа и жидкости, предпринимались попытки классифицировать это поведение. Эти взаимодействия газа и жидкости обычно называют режимами течения или картинами течения. Кольцевой туманообразный поток возникает при высоких скоростях газа. Внутри трубы присутствует тонкая плёнка жидкости. Как правило, основная часть жидкости увлекается в газовое ядро в виде капель. Под действием силы тяжести на дне трубы обычно образуется более толстая плёнка жидкости, чем в верхней части. Стратифицированный (гладкий) поток наблюдается при полном гравитационном разделении. Жидкость течёт по дну трубы, а газ – по верху. Удержание жидкости в этом режиме может быть значительным, но скорости газа невелики. Стратифицированный волновой поток аналогичен стратифицированному гладкому потоку, но при более высокой скорости газа. Более высокая скорость газа формирует волны на поверхности жидкости. Эти волны могут достигать такой величины, что с вершин волн будут отрываться капли жидкости и увлекаться газом. Эти капли распределяются по всей длине трубы. Пучковый поток характеризуется образованием крупных, взбитых волн жидкости, формирующих пучок, который может полностью заполнить трубу. Эти пучки также могут представлять собой волну надвига, существующую на толстой плёнке жидкости на дне трубы. Вытянутый пузырьковый поток состоит в основном из жидкого потока с вытянутыми пузырьками, расположенными ближе к верхней части трубы. Дисперсный поток предполагает, что труба полностью заполнена жидкостью с небольшим количеством газа, увлечённого в поток. Газ находится в виде мелких пузырьков. Эти пузырьки газа склонны скапливаться в верхней части трубы, поскольку сила тяжести удерживает жидкость в нижней части трубы.
The behavior of the gases and liquid in a flowing pipe will exhibit various flow characteristics depending on the gas pressure, gas velocity and liquid content, as well as orientation of the piping (horizontal, sloping or vertical). The liquid may be in the form of tiny droplets or the pipe may be filled completely with liquid. Despite the complexity of gas and liquid interaction, attempts have been made to categorize this behavior. These gas and liquid interactions are commonly referred to as flow regimes or flow patterns. Annular mist flow occurs at high gas velocities. A thin film of liquid is present around the annulus of the pipe. Typically most of the liquid is entrained in the form of droplets in the gas core. As a result of gravity, there is usually a thicker film of liquid on the bottom of the pipe as opposed to the top of the pipe. Stratified (smooth) flow exists when the gravitational separation is complete. The liquid flows along the bottom of the pipe as gas flows over the top. Liquid holdup in this regime can be large but the gas velocities are low. Stratified wave flow is similar to stratified smooth flow, but with a higher gas velocity. The higher gas velocity produces waves on the liquid surface. These waves may become large enough to break off liquid droplet at the peaks of the waves and become entrained in the gas. These droplets are distributed further down the pipe. Slug flow is where large frothy waves of liquid form a slug that can fill the pipe completely. These slugs may also be in the form of a surge wave that exists upon a thick film of liquid on the bottom of the pipe. Elongated bubble flow consists of a mostly liquid flow with elongated bubbles present closer to the top of the pipe. Dispersed flow assume a pipe is completely filled with liquid with a small amount of entrained gas. The gas is in the form of smaller bubbles. These bubbles of gas have a tendency to reside in the top region of the pipe as gravity holds the liquid in the bottom of the pipe.
Измерение влажного газа
В некоторых случаях может потребоваться определение только расхода основного газового компонента, в этом случае может применяться однофазное измерение расхода. Затем измерение можно скорректировать для компенсации влияния жидкости на измерительный прибор. Некоторые из доступных методов измерения жидкой фазы включают:
There may be situations in which only the flow rate of the single key gas component is required, in this case single phase metering may be employed. The measurement can then be adjusted to compensate for the effect of the liquid on the meter. Some of the techniques available for measuring the liquid phase include:
Испытательный сепаратор, который определяет расходы фаз путем физического разделения жидкости и газа, при этом расход каждой фазы измеряется отдельно. Этот метод предоставляет информацию обо всех фазах, которую затем можно использовать для расчета поправки, необходимой для измерительного прибора, и для контроля расхода газа через него. Давление и температура в испытательном сепараторе должны соответствовать значениям на измерителе влажного газа, либо расходы газа и жидкости должны быть скорректированы к условиям на измерителе, поскольку фазовый состав может отличаться от измеренного. Отбор проб заключается в изъятии образца влажного газа из трубопровода для анализа с целью определения компонентного состава. Важно, чтобы отобранный образец был репрезентативным как для газовой, так и для жидкой фаз, и чтобы во время отбора проб не происходил массообмен между фазами. Трассерный метод предполагает введение трассирующего вещества в поток влажного газа, а затем отбор проб на определенном расстоянии по потоку для измерения степени разбавления трассера. Разбавление трассера в жидкой фазе используется для расчета расхода жидкости. Применение этого метода может быть затруднено из-за сложностей с доступом к необходимым точкам для проведения измерений. Микроволновая технология использует более высокую диэлектрическую проницаемость воды по сравнению с углеводородами для определения общей доли воды в жидкой и газовой фазах. Поскольку она обнаруживает и измеряет только водный компонент, содержание жидких углеводородов необходимо определять другим методом. Общие потери давления в различных измерителях расхода, использующих трубку Вентури для измерения расхода, вызывают падение давления в потоке, которое частично восстанавливается ниже по потоку от измерителя. Восстановление давления в сухих газовых потоках выше, чем во влажных, из-за присутствия жидкой фазы. Эта разница может быть использована для измерения доли жидкости. Это предполагает добавление второго отвода давления ниже по потоку от трубки Вентури для измерения частично восстановленного падения давления. На этот метод могут влиять изменения давления в системе и скорости газа. Продвинутая обработка сигналов применяется в тех случаях, когда жидкая фаза влияет на измерительный сигнал, например, колебания давления в дифференциальном расходомере или изменение скорости звука в ультразвуковом расходомере. Комплексный анализ и моделирование этих сигналов позволяют определить расходы жидкости и газа. Существует ряд коммерчески доступных измерителей расхода влажного газа. Большинство из них используют дифференциальное давление для измерения расхода газовой фазы и какой-либо метод обнаружения жидкости или измерения плотности влажного газа для жидкой фазы, как правило, один из вышеперечисленных методов.
A Test separator which determines the phase flow rates by physical separation of the liquid from the gas, with each phase then metered separately. This method provides information on all phases which can then be used to calculate the correction required for a meter and to check the gas flow through the meter. The pressure and temperature at the test separator should be the same as at the wet gas flow meter or the gas and liquid flow rates must be corrected for the conditions at the meter as phases could be different from those measured. Sampling is where a sample of the wet gas is removed from the pipe line for analysis to determine the constituent components. It is important that a sample is collected that is representative of both the gas and liquid phase fractions and that there is no mass transfer between the phases during sampling. Tracer method involves injecting a tracer dye into the wet gas flow and then sampling at a specific distance down stream to measure the dilution of the dye. The dilution of the dye in the liquid phase is used to calculate the liquid flow rate. This technique can be rather difficult to apply as it can be difficult gaining access to the correct points needed to conduct this test. Microwave technology utilises the higher permittivity of water than hydrocarbons to detect the overall water fraction in the liquid and gas phases. As it only detects and measures the water component, the liquid hydrocarbon component must be measured by another method. Overall pressure loss across different pressure meters using a Venturi tube to measure flow causes a pressure drop in the flow which is partly recovered downstream of the meter. In dry gas flows the recovery is greater than in wet gas flows due to the liquid component. This difference can be exploited to provide a measurement for the liquid fraction. This involves adding a second pressure tapping downstream of the Venturi to provide a measure of the partly recovered pressure drop. This method can be affected by changes in the system pressure and gas velocity. Advanced signal processing is used where a liquid phase has an effect on the measurement signal such as pressure fluctuations in a DP flow meter or shift in the speed of sound in ultrasonic flow meter. Complex analysis and modelling of these signals can determine the liquid and gas flows. There are a number of commercially available wet gas flow meters. Most of the meters use differential pressure for the gas phase and a form of liquid detection or wet gas density measurement for the liquid phase normally utilising one of the techniques listed above.