一种油田集输管道内h2s和co2分压的获取方法
阅读说明：本技术 一种油田集输管道内h2s和co2分压的获取方法 (H in oil field gathering and transportation pipeline2S and CO2Method for obtaining partial pressure ) 是由 唐德志 谷坛 陈宏健 于 2020-05-08 设计创作，主要内容包括：本发明公开了一种油田集输管道内H-(2)S和CO-(2)分压的获取方法,属于管道防腐领域。方法包括：获取油田集输管道内部的管道压力和管道温度；从油田集输管道的取样口处取样品,获取样品中包含的气体样品的体积和液体样品的体积；测量气体样品中的H-(2)S气体含量和CO-(2)气体含量,同时获取进行测量的环境的环境压力和环境温度；基于以上参数,分别获取得到油田集输管道内H-(2)S的分压和CO-(2)的分压。该方法可以获得油田集输管道内H-(2)S和CO-(2)在带温带压状态下的准确分压。(The invention discloses an H in an oil field gathering and transportation pipeline 2 S and CO 2 A partial pressure obtaining method belongs to the field of pipeline corrosion prevention. The method comprises the following steps: acquiring the pipeline pressure and the pipeline temperature inside an oil field gathering and transportation pipeline; sampling a sample from a sampling port of an oil field gathering and transportation pipeline, and acquiring the volume of a gas sample and the volume of a liquid sample contained in the sample; measuring H in a gas sample 2 S gas content and CO 2 Gas content, and simultaneously acquiring the environmental pressure and the environmental temperature of the environment for measurement; based on the parameters, H in the oil field gathering and transportation pipeline is obtained respectively 2 Partial pressure of S and CO 2 Partial pressure of (c). The method can obtain the oil field gathering and transportation pipelineInner H 2 S and CO 2 Accurate partial pressure under the condition of temperature and pressure.)
技术领域
本发明涉及管道防腐领域，特别涉及一种油田集输管道内H2S和CO2分压的获取方法。
背景技术
目前，含H2S、CO2的油田越来越多，H2S、CO2共存条件下，极易造成油田集输管道内腐蚀。研究发现，油田集输管道内H2S、CO2分压是决定管道内腐蚀程度的关键因素，所以，获取管道内H2S和CO2的分压十分必要。
现有技术通过在油田现场，获得油田集输管道取样口位置处经降温降压后气相中的H2S和CO2的分压来作为管道内带温带压状态下的H2S和CO2分压。
在实现本发明的过程中，发明人发现现有技术至少存在以下技术问题：
由于温度、压力的影响，经降温降压后气相中的H2S和CO2分压与它们在管道内的实际分压具有较大差异，会造成对H2S和CO2共存条件下油田集输管道内腐蚀认识的差异，甚至会出现误判，导致管道腐蚀穿孔。
发明内容
鉴于此，本发明提供一种油田集输管道内H2S和CO2分压的获取方法，可以获得油田集输管道内带温带压状态下H2S和CO2的准确分压。
具体而言，包括以下的技术方案：
一种油田集输管道内H2S和CO2分压的获取方法，所述获取方法包括：
获取所述油田集输管道内部的管道压力和管道温度；
从所述油田集输管道的取样口处取样品，获取所述样品中包含的气体样品的体积和液体样品的体积；
测量所述气体样品中的H2S气体含量和CO2气体含量，同时获取进行所述测量的环境的环境压力和环境温度；
基于以上参数，通过以下公式，分别获取得到所述油田集输管道内H2S的分压和CO2的分压；
其中，PCO2(T1)为所述油田集输管道内部的CO2分压；
PH2S(T1)为所述油田集输管道内部的H2S分压；
Vg为所述气体样品的体积；
VL为所述液体样品的体积；
T0为环境温度，P0为环境压力；
T1为管道温度，P1为管道压力；
为温度为T0、压力为P0下的气体逸度系数；
为温度为T1、压力为P1下的气体逸度系数；
KCO2(T0)为温度为T0下的CO2气体的溶解平衡常数；
KCO2(T1)为温度为T1下的CO2气体的溶解平衡常数；
KH2S(T0)为温度为T0下的H2S气体的溶解平衡常数；
KH2S(T1)为温度为T1下的H2S气体的溶解平衡常数；
xH2S为气体样品中的H2S含量，mol％；
xCO2为气体样品中的CO2含量，mol％。
在一种可能的实现方式中，所述获取所述样品中包含的气体样品的体积和液体样品的体积，包括：
将由取样口处取得的所述样品置入带刻度的透明取样瓶中，密封静置；
静置设定时间直至所述样品中气液分层；
分别读取所述气体样品的体积和所述液体样品的体积。
在一种可能的实现方式中，通过采用气相色谱法或者比色管法，分别测量得到气体样品中的H2S气体含量和CO2气体含量。
在一种可能的实现方式中，所述通过以下公式获取得到：
在一种可能的实现方式中，所述通过以下公式获取得到：
在一种可能的实现方式中，所述KCO2(T0)和所述KCO2(T1)均通过以下公式获取得到：
其中，I为液体样品中的离子强度；
T为T0或者T1。
在一种可能的实现方式中，所述液体样品中的离子强度I通过如下公式获取得到：
其中，mi为液体样品中的i离子的离子浓度；
zi为液体样品中i离子的价态；
所述i离子包括：Mg2+、Ca2+、K+、Na+、Cl-、CO3 2-、HCO3 -和SO4 2-离子。
在一种可能的实现方式中，通过分光光度计测量所述液体样品中的i离子的离子浓度。
在一种可能的实现方式中，所述KH2S(T0)和所述KH2S(T1)均通过以下公式获取得到：
其中，I为液体样品中的离子强度；
T为T0或者T1。
在一种可能的实现方式中，通过所述油田集输管道上装配的压力表和温度计，来分别获取所述管道压力和所述管道温度。
本发明实施例提供的技术方案的有益效果至少包括：
本发明实施例提供的方法，基于气体状态方程和物质的量守恒原理，结合气体溶解平衡，利用测量得到的以下参数：油田集输管道内部的管道压力和管道温度、降温降压的测量环境的环境压力和环境温度、样品中包含的气体样品的体积和液体样品的体积、以及气体样品中的H2S气体含量和CO2气体含量，计算得到上述的气体逸度系数以及H2S气体和CO2气体的溶解平衡常数，利用公式(1)和公式(2)分别计算得到油田集输管道内H2S的分压和CO2的分压。本发明实施例提供的获取油田集输管道内H2S的分压和CO2的分压的方法，将降温降压后测得的集输管道样品中H2S分压和CO2分压还原为管道内部带温带压状态下的原位H2S分压和CO2分压，可以高精度地获得油田集输管道内在原位状态下的H2S气体和CO2气体的分压，利于对H2S和CO2共存条件下油田集输管道内腐蚀有更准确的认识和判断，对于管道腐蚀的有效控制具有重要的意义。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明实施例提供的油田集输管道内H2S和CO2分压的获取方法流程图。
具体实施方式
为使本发明的技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明实施方式作进一步地详细描述。
本发明实施例提供了一种油田集输管道内H2S和CO2分压的获取方法，如附图1所示，该获取方法包括以下步骤：
步骤S1：获取油田集输管道内部的管道压力P1和管道温度T1。
步骤S2：从油田集输管道的取样口处取样品，获取样品中包含的气体样品的体积Vg和液体样品的体积VL。
步骤S3：测量气体样品中的H2S气体含量xH2S和CO2气体含量xCO2，同时获取进行测量的环境的环境压力P0和环境温度T0。
步骤S4：基于以上参数，通过以下公式(1)和公式(2)，分别获取得到油田集输管道内H2S的分压和CO2的分压；
其中，PCO2(T1)为油田集输管道内部的CO2分压，单位为Pa；
PH2S(T1)为油田集输管道内部的H2S分压，单位为Pa；
Vg为气体样品的体积，单位为m3；
VL为液体样品的体积，单位为m3；
T0为环境温度，单位为K，P0为环境压力，单位为Pa；
T1为管道温度，单位为K，P1为管道压力，单位为Pa；
为温度为T0、压力为P0下的气体逸度系数；
为温度为T1、压力为P1下的气体逸度系数；
KCO2(T0)为温度为T0下的CO2气体的溶解平衡常数；
KCO2(T1)为温度为T1下的CO2气体的溶解平衡常数；
KH2S(T0)为温度为T0下的H2S气体的溶解平衡常数；
KH2S(T1)为温度为T1下的H2S气体的溶解平衡常数；
xH2S为气体样品中的H2S含量，mol％；
xCO2为气体样品中的CO2含量，mol％；
R为理想气体常数，其值为8.314J·mol-1·K-1。
本发明实施例提供的方法，基于气体状态方程和物质的量守恒原理，结合气体溶解平衡，利用测量得到的以下参数：油田集输管道内部的管道压力和管道温度、降温降压的测量环境的环境压力和环境温度、样品中包含的气体样品的体积和液体样品的体积、以及气体样品中的H2S气体含量和CO2气体含量，计算得到上述的气体逸度系数以及H2S气体和CO2气体的溶解平衡常数，利用公式(1)和公式(2)分别计算得到油田集输管道内H2S的分压和CO2的分压。本发明实施例提供的获取油田集输管道内H2S的分压和CO2的分压的方法，将降温降压后测得的集输管道样品中H2S分压和CO2分压还原为管道内部带温带压状态下的原位H2S分压和CO2分压，可以高精度地获得油田集输管道内在原位状态下的H2S气体和CO2气体的分压，利于对H2S和CO2共存条件下油田集输管道内腐蚀有更准确的认识和判断，对于管道腐蚀的有效控制具有重要的意义。
对于步骤S1，油田集输管道上自身装配有压力表和温度计，本发明实施例通过读取油田集输管道上的压力表和温度计的读数，即可获取准确的管道压力P1和管道温度T1。该管道压力P1和管道温度T1能够准确反映油田集输管道内部的压力和温度。
对于进行测量的环境的环境压力P0和环境温度T0，一般来说，两者分别为室外大气压力和室外大气温度。
对于步骤2，从油田集输管道的取样口处取样品后，获取样品中包含的气体样品的体积和液体样品的体积，以便于后续对H2S气体含量和CO2气体含量的计算。
其中，可以采用以下方法来获取样品中所包含的气体样品的体积和液体样品的体积：
将由油田集输管道的取样口处取得的样品置入带刻度的透明取样瓶中，密封静置，待静置设定时间后，样品中气液分层，此时分别读取气体样品的体积和液体样品的体积。
样品装满已知体积的透明取样瓶，待气液分层形成气体样品和液体样品后，利用刻度直接读取液体样品的体积，利用取样瓶的体积减去液体样品的体积，即可得到气体样品的体积。
可以理解的是，上述气体样品中的气体包括但不限于：H2S气体和CO2气体；上述液体样品实质上为油田采出液。
步骤3中，对于气体样品中包含的H2S气体和CO2气体的含量，可以通过采用气相色谱法或者比色管法(简称比色法)，分别测量得到气体样品中的H2S气体含量和CO2气体含量，即，H2S气体占气体样品中的摩尔百分比mol％，以及，CO2气体占气体样品中的摩尔百分比mol％。
对于气相色谱法，采用气相色谱仪进行操作，气体样品经由注射或者自动导入，由载气载送气体样品通过分离柱，到达检测器进行检测。由于H2S气体和CO2气体通过分离柱的时间不同，且浓度与检测讯号成比例，所以能精确地得到气体样品中的H2S气体含量和CO2气体含量。
对于比色管法，分两次直接从取样瓶中分别吸取气体样品，将吸取的气体样品各自通入盛放有特定化学试剂的比色管中，H2S气体和CO2气体分别与特定的化学试剂反应后呈现不同的颜色，由于所呈现的颜色与浓度有比例关系，所以，根据呈现的颜色能得到H2S气体含量和CO2气体含量。
以下就气体逸度系数和溶解平衡常数的获取方式分别进行阐述：
对于温度为T0、压力为P0下的气体逸度系数可以通过以下公式(3)获取得到：
对于温度为T1、压力为P1下的气体逸度系数可以通过以下公式(4)获取得到：
对于CO2气体在温度为T0，以及温度为T1下的溶解平衡常数KCO2(T0)和KCO2(T1)，两者均通过以下公式(5)获取得到：
其中，I为液体样品中的离子强度；T为T0或者T1。
T为T0时，计算得到的KCO2(T)为KCO2(T0)；
T为T1时，计算得到的KCO2(T)为KCO2(T1)。
对于上述涉及的液体样品中的离子强度I，其可以通过如下公式(6)获取得到：
其中，mi为液体样品中的i离子的离子浓度；
zi为液体样品中i离子的价态；
i离子包括：Mg2+、Ca2+、K+、Na+、Cl-、CO3 2-、HCO3 -和SO4 2-离子。
本发明实施例提供的方法，充分考虑了油田集输管道内的常见离子，如Mg2+、Ca2+、K+、Na+、Cl-、CO3 2-、HCO3 -和SO4 2-离子的影响，通过液体样品中上述离子的离子强度来计算CO2气体的溶解平衡常数，如此可以显著提高在油田集输管道内原位状态下H2S分压和CO2分压的计算精度。
其中，液体样品中的i离子的离子浓度mi可以通过分光光度计测量得到。
对于H2S气体在温度为T0以及温度为T1下的溶解平衡常数K H2S(T0)和K H2S(T1)，两者均通过以下公式(7)获取得到：
其中，T为T0或者T1。
T为T0时，计算得到的KH2S(T)为KH2S(T0)；
T为T1时，计算得到的KH2S(T)为KH2S(T1)。
以下将通过具体实施例进一步地描述本发明：
步骤1、对某一油田集输管道进行研究，利用该油田集输管道上的温度计和压力表，分别获取该管道内管道温度T1为50℃，管道压力P1为10MPa。
步骤2、利用一个带刻度的透明取样瓶从该油田集输管道取样口位置取得样品。将样品带回实验室静置24小时后，通过取样瓶壁上的刻度分别读取气体样品的体积Vg为200ml，液体样品的体积VL为300ml。
步骤3、采用气相色谱法分别测得气体样品中H2S气体含量xH2S和CO2气体含量xCO2分别为2.5mol％、5mol％，同时，用温度计和压力计分别读取室内环境温度T0为25℃，环境压力P0为1.1MPa。
步骤4、利用分光光度计测得液体样品中各种离子的离子浓度mi分别如下：Mg2+800mol/L，Ca2+550mol/L，K+400mol/L，Na+300mol/L，Cl-500mol/L，CO3 2-250mol/L，HCO3 -300mol/L以及SO4 2-350mol/L。
根据以上各离子浓度，通过如下公式(6)，计算得到离子强度i为2700mol/L。
步骤5、将以上各参数的单位均换算成标准单位，例如，温度由℃换算成K，然后根据上述标准单位的参数，通过以下公式(1)和公式(2)，分别获取得到油田集输管道内H2S的分压和CO2的分压：
其中，温度为T0、压力为P0下的气体逸度系数可以通过以下公式(3)获取得到：
温度为T1、压力为P1下的气体逸度系数可以通过以下公式(4)获取得到：
CO2气体在温度为T0，以及温度为T1下的溶解平衡常数KCO2(T0)和KCO2(T1)，两者均通过以下公式(5)获取得到：
H2S气体在温度为T0以及温度为T1下的溶解平衡常数KH2S(T0)和KH2S(T1)，两者均通过以下公式(7)获取得到：
计算结果为：该油田集输管道内原位状态下(带温带压状态下)，H2S的分压PH2S(T1)为0.11MPa，CO2的分压PCO2(T1)为0.055MPa。
以上所述仅是为了便于本领域的技术人员理解本发明的技术方案，并不用以限制本发明。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。