富含CO2天然气偏差因子计算模型及影响因素研究

运用常规状态方程、理论图版、经验公式计算富含CO2天然气的偏差因子会产生较大偏差。以实验数据为基础,采用常用的气体偏差因子计算模型及校正方法计算不同CO2含量的气体偏差因子,并与实验值进行对比,从而评价出富含CO2天然气偏差因子计算模型的适应性。结果表明:校正模型的计算精度普遍高于未校正模型;GXQ校正法的计算误差普遍小于WA和CKB校正法;最为准确的是结合了GXQ校正的DAK模型,其平均相对误差仅为1.93%。另外,基于DAK模型和GXQ校正法的计算结果,分析了富含CO2天然气偏差因子随温度、压力及CO2含量的变化规律。     

气体偏差因子简易计算方法

气体偏差因子计算方法多种多样,选取合理、简便的计算方法势在必行。基于气体渗流理论,联立二项式产能公式与气藏物质平衡方程,得到气体偏差因子的简易方法,利用气井生产数据对本文模型进行了验证,并与常规DAK法对比。实例论证表明,本文模型计算结果与DAK法计算结果相对误差较小,且计算较为简单,更适用于气田开发过程中的大规模计算过程中。本文研究可为气田开发实际过程中简易计算偏差因子提供新的思路。     

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文章采用SRK和DPR理论计算模型并结合不同的校正模型，对四川罗家寨高含硫气田的罗7、罗9井，计算了80℃、103℃条件下压力在9.014～45.02 MPa范围内气体的偏差因子，并与实验测试的结果进行了对比分析。试验测试结果表明，酸性气体偏差因子变化规律与常规天然气相似；试验与计算结果对比表明，计算酸性气体的偏差因子时必须对其临界参数进行校正，否者计算结果偏小；SRK状态方程在计算酸性气体偏差因子时误差较大，DPR计算方法能够满足工程计算的要求；随着温度的升高，硫化氢和二氧化碳对于体系的压缩因子的影响越来越小。     

另一种计算高含硫气藏地质储量的方法——GOCAD软件在四川盆地七里北气田长兴组气藏的应用

七里北气田是川东北高含硫天然气合作项目的重点气田之一,其上二叠统长兴组气藏的开发可以延长该气田的稳产期并提高项目的经济效益。因此,对长兴组气藏的静态地质模型建立和储量评估就成为气田开发的重要工作之一。为此,利用该气田的相关地质资料,使用GOCAD软件建立起了七里北气田长兴组气藏地质模型和属性模型;在此基础上,利用所建立的属性模型对影响该气藏概率天然气地质储量的地质参数进行了不确定性分析,进而建立了代理方程;最后,对该气藏概率天然气地质储量进行了计算,并与中国石油天然气股份有限公司的计算结果进行了对比分析,还对概率储量小于地质储量的原因进行了说明。该计算高含硫气藏地质储量的方法对于类似气田的储量计算具有一定的借鉴意义     

高压气体偏差因子计算方法应用评价

用气体样品根据高温高压条件，考察给定对比温度和压力下的气体偏差因子值，对各种计算模型计算结果和Standing-Katz通用偏差因子图值进行误差对比分析。计算对比表明了各模型的适用范围，指出高压气体偏差因子计算的各种方法的平均相对误差，为工程计算提供了方便。     

深层超高压气藏气体偏差系数确定方法研究

地层条件下气体的偏差系数是用来计算气藏储量的关键数据，通常使用图版法、经验公式法和实验法进行确定。但由于深层超高压凝析气藏地层温度高、压力高，常用的图版法等方法是否适用，缺乏实测资料的佐证。高温高压实验研究表明，超高压下的气体偏差系数和临界压力均远高于低压气藏，超出Standing―Katz图版范围，常规的方法不适用；高压条件下的气体偏差系数与压力呈直线关系，可由较低压力下的实验结果直线外推得出超高压下的偏差系数，不仅降低了对实验设备的要求，且简化了实验过程     

高含H2S 天然气偏差系数计算新模型

根据里群等实测的高含H₂S 天然气偏差系数Z 值,利用非整数幂多项式拟合方法,建立了新的高含H₂S 天然气偏差系数计算模型。利用新模型和Dranchuk-Abu-Kassem-Wichert-Aziz(DAK-W-A)模型对实测偏差系数进行了拟合计算。与实验值对比结果表明,新模型平均相对误差为0.276%,最大相对误差为2.734%,精度明显高于DAKW-A 模型,且具有计算快速、容易进行微分积分运算等特点。     

东海某气田天然气偏差系数实验及计算模型评价研究

为准确计算东海某高含CO₂气田天然气的偏差系数,进而提高气藏工程、采气工程和地面工程设计研究的可靠性,首先采用加拿大DBR-PVT仪进行192组高含CO₂天然气的偏差系数实验分析,然后采用ASPEN HYSYS软件中的BWRS、PR和SRK等12种状态方程进行对应的192组模拟计算,探讨偏差系数的主要影响因素,评价软件状态方程计算偏差系数的准确性。结果表明:实验范围内,压力和CO₂含量对偏差系数的影响较大,温度对偏差系数的影响较小,偏差系数随压力的增加先减小后增大;PR和Sour PR状态方程计算高含CO₂天然气的偏差系数精度最高,平均相对误差1.09%,最大相对误差5.74%。因此,当天然气CO₂含量较高时,建议采用PR和Sour PR状态方程计算偏差系数。     

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天然气偏差系数是气田和凝析气田开发中一项非常重要的基础数据，主要用于油气藏储量计算等油气藏工程、采气工程和地面工程中，近年来天然气偏差系数的测试越来越受到重视，但目前我国还没有建立天然气偏差系数的测定标准。针对干气、湿气和凝析气的特点，利用高压物性PVT分析仪，分别给出了干气、湿气和 凝析气偏差系数的实验测定方法，对于凝析气还考虑了露点压力以上和露点压力以下偏差系数实验测定方法的差别，同时给出了实验步骤。采用该方法对我国几个气田和凝析气田的天然气偏差系数进行了实验测试，并与四种常用计算方法的预测结果进行了比较，结果表明该测试方法用于干气较准确，误差在1％以内，用于凝析气误差较大，在7．02％以内，平均相对误差1．61％－1．98%，最大相对误差6．67％－7．02％，最小相对误差－0．04％－0．2％。这说明该方法是行之有效的。     

优质高效推进川东北高含硫气田重点工程实施

为深入总结高含硫气田重点工程优质高效推进经验,以川东北高含硫气田项目为例,通过列举法兰管理、氦氮试压检漏等特色技术,展示了高含硫天然气生产作业现场多项目实施全过程安全、质量管控经验,确保边生产边作业、多项目交叉作业现场进度、安全受控和质量达标.实践结果表明:高含硫气田重点工程项目需要抓好统筹协调管理,做好进度管控;高含...     

岩石压缩系数的计算及其对气藏数值模拟结果的影响研究

岩石压缩系数是气藏工程中的一个重要参数,其取值影响着气藏数值模拟的计算结果。目前计算岩石压缩系数的方法有很多,在矿场上,最常用的计算方法是Hall 图版经验公式法,但其计算结果与实际值有较大差距。文中对比分析了Hall 图版经验公式法和弹性模量法,并研究了不同的计算方法对气藏数值模拟结果的影响。由Hall 图版经验公式法计算得到的岩石压缩系数偏大,即对地层岩石的弹性能量估计偏大,从而导致气藏数值模拟计算的压降速度偏慢;而采用弹性模量法计算岩石压缩系数,其结果相对较为合理。     

天然气中有机硫固定床转化催化剂的研究

针对川东北高含硫气田开发中的高浓度有机硫问题,利用多元金属络合固定床转化催化剂制备技术,研究开发了天然气中气相固定床羰基硫（COS）水解催化剂,实验考察了催化剂在不同温度、空速、气体组成下的水解转化率影响,根据研究结果推荐了天然气中COS水解催化剂的使用条件。以川东北高含硫气田胺液吸收塔出口湿净化气为基础,当COS质量浓度为200～300mg/m~3时,考察了催化剂连续运行200h的COS水解性能稳定性。结果表明,COS水解率大于97%,反应器出口COS质量浓度小于10mg/m~3。天然气中气相固定床催化水解技术和配套水解催化剂可用于解决川东北高含硫气田以COS为主的有机硫脱除处理,使商品天然气达到GB 17820-2018《天然气》中总硫质量浓度小于20mg/m~3的要求。     

富含CO_2天然气偏差因子研究

常规天然气CO2含量低,应用理论图版、经验公式计算偏差因子在一定范围内能够满足精度要求。但是,目前相继发现富含CO2天然气藏,由于CO2与烃类气体性质的差异,气体中CO2含量的增加将会影响计算精度。为此从计算偏差因子经验公式入手,对比了甲烷、乙烷、CO2纯气体的偏差因子。通过室内实验测定了不同CO2含量天然气偏差因子,分析了富含CO2天然气偏差因子随温度、压力的变化规律以及CO2含量对偏差因子的影响。     

高含硫气藏流体相态实验和硫沉积数值模拟

高含硫酸性气藏在四川盆地有着广泛的分布，酸性气藏的开发对“川气东送”工程有着重要意义。由于H₂S的剧毒性和强腐蚀性，该类气藏的钻完井工程、开采工艺、修井作业、地面输送以及室内实验研究均存在较大难度和危险性。同时由于酸性气藏在开采过程中，存在复杂的相态变化和硫沉积现象，导致渗流规律极其复杂。为此，采用物理实验测试了酸性气藏混合气体偏差因子，并引入空气动力学理论，建立了考虑微粒和气流速度差异的高含硫酸性气藏气固耦合综合数学模型，模拟研究了气流速度、气体初始H₂S含量和地层渗透率对硫沉积和气井生产动态的影响。研究结果表明：①酸性气体偏差因子首先随着压力的升高而降低，当压力超过20 MPa后随着压力的增加而增加，压力超过55 MPa时呈明显的线性关系；②气流速度越大，硫沉积速率越快；③H₂S浓度越高，硫沉积越严重；④气藏渗透率越低，硫沉积现象越明显。     

准确度更高的高含硫天然气压缩因子计算方法

目的考查国内外不同状态方程计算结果的准确性。 方法通过python3.6编写了GERG-2008状态方程的软件模块,与AGA8-92DC、PR、SRK、CPA、BWRS等状态方程的计算结果进行对比分析,评估了不同状态方程对不同组成高含硫天然气压缩因子计算的准确性。 结果①对标准中规定的组成较简单的管输天然气,GERG-2008方程与AGA8-92DC方程的计算准确度基本相当,在天然气管输温度、压力范围内,两个方程的计算准确度均在0.10%以内;②基于331组高含硫天然气压缩因子实验数据的计算结果,GERG-2008方程准确度最高,偏差范围为0.31%~1.14%,平均偏差为0.67%,相比于AGA8-92DC提升了14.9%;③H₂S摩尔分数在0%~27%范围内,对于研究的几种状态方程的压缩因子计算方法,其准确度排序依次为:GERG-2008、AGA8-92DC、CPA、BWRS、SRK、PR。由于实验数据有限,现有研究大多是针对某种工况下的计算分析,其在更广的范围内计算准确性需要进一步验证;④ISO 20765-2:2015 Natural gas—Calculation of thermodynamic properties—Part 2:Single-phase properties(gas,liquid,and dense fluid)for extended ranges of application是以GERG-2008方程为基础制订的适用于不同组成、不同相态天然气物性计算的国际标准。 结论GERG-2008方程对管输天然气压缩因子、高含硫气藏天然气压缩因子的计算都十分准确,建议天然气行业相关组织加快该国际标准及其后续标准的转化进程。      

一种预测超高压气藏压缩因子的新方法

天然气压缩因子的实验测定费用昂贵且耗时长,而应用经验关联式和状态方程求解又复杂且适用范围受限,计算精度和实用性难以确定。为此,根据Standing Katz天然气压缩因子图版,结合收集到的近1 000个实验数据点,采用最小二乘法拟合建立了高压天然气压缩因子的解析模型。与DPR、DAK、Brills、Ehsan等具有代表性的经验关联式和SRK状态方程的计算结果进行对比,所建模型计算得到的气藏压缩因子在高压及超高压条件下具有较高的精度,可满足工程计算的要求。     

超高压气藏气体偏差因子的求取方法

利用气体分子运动论和流体状态方程理论证实,超高压下气体偏差因子与拟对比压力呈线性关系。将DAK拟合方程与其他高压拟合方程计算结果进行了对比,实际气体高压物性实验数据和高压图版验证结果表明,在超高压下,当气体拟对比压力大于15时,运用DAK方法外推求取高压范围的气体偏差因子和按Standing-Katz图版线性外推求取气体偏差因子的方法可行,且Standing-Katz图版外推方法适用于干气、湿气以及凝析气藏。     

含硫天然气相态及渗流

近年来，四川东北部地区发现了大量硫化氢含量很高的天然气藏。天然气中元素硫的含量受地层压力、温度以及天然气组分的控制，在开采过程中，由于近井区域压力低、气体流速高，将使天然气的状态发生变化，析出的固相硫沉积在储集层的孔隙喉道中堵塞天然气渗流通道，井筒中会沉积更多的元素硫，影响气井产能。采用热力学理论解释了硫随温度和压力变化的沉积规律，建立了在达西流和非达西流条件下渗流过程中的硫沉积方程。图1参20     

川东北高含硫气井测试作业安全控制技术浅谈

川东北地区气井普遍具有储层压力高、测试产量大及硫化氢含量高等特点,气井安全测试面临巨大的挑战。通过对川东北地区测试井控难点进行分析,重点从气井井筒安全保护、地面安全控制及作业过程的安全管理等方面进行了介绍。通过川东北地区近几年现场实践证明,探索出川东北高含硫气井测试作业安全控制技术成功实现了超深高含硫气井的安全测试施工,为川气东送工程的安全实施提供了保证。     

基于BP神经网络预测硫在高含硫气体中溶解度

元素硫在高含硫气体中溶解度的研究是硫沉积机理研究、硫沉积预测和处理技术研究的前提和基础,也是元素硫沉积室内研究工作的核心课题。为了关联和预测硫在高含硫气体中的溶解度,提出误差逆向传播人工神经网络(BP ANN)模型,并设计了该模型的计算过程,讨论了该模型的参数设置。计算结果表明,该模型可作为模拟和内推硫在高含硫气体中溶解度的一种较好手段,但外推效果较差。与现有其他硫溶解度计算模型相比,该模型计算结果优于Chrastil缔合模型和经验公式,与状态方程法和六参数缔合模型的计算结果相当。