高压超高压天然气偏差系数实用计算模型——LXF高压高精度天然气偏差系数解析模型的修正

天然气偏差系数是气田开发中非常重要的一个高压物性参数，是气藏储量计算和气藏动态分析中必不可少的基础参数。LXF模型是通过对Standing-Katz图版进行拟合得到的高压和超高压天然气的偏差系数的解析计算模型，但直接利用其模型计算的结果存在着较大的误差，在现场难以得到有效的推广应用。文章利用LXF模型的求解思路，在对Standing-Katz图版和Poettmann-Carpenter的Z函数表进行多项式拟合回归的基础上，重新确立了LXF高压和超高压天然气偏差系数计算模型中的各项系数，修正了原LXF解析计算模型。修正后的LXF模型在保持原LXF模型计算方法快捷、简便的特点的同时，有效地提高了LXF模型的计算精度，有利于气藏工程师的现场应用，也有利于LXF模型能够得到更加有效的推广应用。     

异常高压气藏天然气偏差系数的确定

地层条件下的天然气偏差系数是用来计算气藏储量的关键数据。据文献调研,针对异常高压气藏天然气偏差系数求取问题,目前可通过实验测定法、图版法、解析模型法来确定。对现有的各种方法的适用范围进行研究,通过多种方法的对比,结合新场气田须四下亚段异常高压气藏偏差系数求取的实例分析,得出可以采用实验测定法(PVT法)、高压条件下的图版法、LXF解析模型法求取异常高压气藏的天然气偏差系数。     

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。     

非烃天然气的偏差系数

较详细地讨论了非烃天然气与常规烃类天然气偏差系数的区别。非烃气中含有大量ＣＯ２、Ｎ２,依据热工图件与饱和蒸汽相的密度变化,编绘新的ＣＯ２偏差系数图版。讨论了非烃混合气体偏差系数的求解方法、利用所推笃的图版与简单的计算确定混合气体的偏差系数。     

天然气偏差系数模型综合评价与选用

介绍了石油工业中主要采用的几种天然气偏差系数计算模型,对各种模型在实际计算中的压力、温度适用条件与计算精度进行系统比较与评价,提出了不同压力、温度条件下的相应模型,推荐了在大范围压力、温度变化条件下分段选取气体偏差系数的计算模式。     

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。     

随机Duffie模型中偏差系数的参数估计

对Ｄｕｆｆｉｅ随机模型，在其已知扰动值的条件下，讨论了偏差系数参数的估计。简要介绍了该模型在股票市场中的应用。     

基于BWRS状态方程的天然气偏差因子计算方法

天然气偏差因子是油气藏工程计算中的必要参数,在油气勘探开发的诸多工程应用中起着重要作用。基于Starling修正的Benedict-Webb-Rubin状态方程（BWRS方程）和DAK方法,对BWRS方程中的指数项进行修正,利用非线性回归分析,提出了一种新的偏差因子计算方法,利用偏差因子标准数据对DAK、胡建国修正的DAK方法及该新方法进行了对比。误差分析结果表明:对于一般的温度压力范围（1.05≤T_pr≤3.0 & 0.2≤p_pr≤15）和相对高压（1.4≤T_pr≤2.8 & 15≤p_pr≤30）的情形（共7 148组天然气偏差因子数据）,新方法的平均绝对误差分别为0.382%和0.205%,比DAK方法和胡建国修正的DAK方法的计算精度都要高。相对而言,DAK方法在“1.1≤T_pr≤3.0 & 0.2≤p_pr≤15”范围内的计算精度较高,胡建国修正的DAK方法只能用于相对高压（1.4≤T_pr≤2.8 & 15≤p_pr≤30）的情形,而新方法适用范围更大（1.05＜T_pr≤3.0 & 0.2≤p_pr≤15以及1.4≤T_pr≤2.8 & 15≤p_pr≤30）且计算效果更好。     

考虑偏差因子的高含硫气藏物质平衡方程

随着对高含硫气藏的深入了解,前人认识到硫沉淀对于高含硫气藏物质平衡方程的影响,相继推导出关于定容、水驱及封闭气藏的物质平衡方程。但是其假设均为在开采过程中温度的恒定,忽略了偏差因子对气藏的影响。实际上偏差因子作为温度压力和气藏组成的函数,反应了实际气体有别于理想气体气藏压缩性的特征,影响着储量计算的计算精度。本文不但考虑了偏差因子对气藏储量的影响,采用两种优选的计算方法及校正算法,而且考虑了不同温度下偏差因子的变化情况,进而编制开发了一种由VB语言开发的程序,其可以通过油田生产一段时间后的累积产量来反推算油田原始地质储量。本文突出意义在于对偏差因子的校正和不同温度下偏差因子的变化情况,大大降低了计算误差值,使预测的储量及产能更接近真实值。     

天然气黏度精确计算新模型

天然气黏度是基础而重要的参数,在天然气开采、输送和加工等领域有着重要的理论和应用价值。为了高效、低成本地获得精确的天然气黏度数据,基于气体分子运动论所得黏度、温度和密度关系,建立了计算天然气黏度的新模型和相应的函数关系式,用大量的实验数据对模型参数进行优化后,给出了天然气黏度随温度和密度的变化曲面图。研究结果表明:(1)天然气黏度随密度以及低密度区域温度的升高而升高;(2)天然气黏度在高密度区域随温度的升高而降低。新模型精确地预测了9个天然气样本的黏度数据,其计算值与1 539个处于250~450 K、0.1~140.0 MPa区间的实验数据相比,平均相对偏差不超过1.9%;其中,与测量误差小于0.5%的793个实验数据相比,最大相对偏差不超过0.98%。结论认为,与以前的8种计算模型相比,新模型具有方法简单、结果精确、计算快速、可直接计算含有二氧化碳天然气样本的优点。     

基于自然伽马和电阻率曲线的高温高压气层孔隙度计算方法

海上高温高压气田开发井受测井作业难度大和环境评估要求高的限制,测井项目通常只有自然伽马和电阻率曲线,储层定量评价中以孔隙度为核心的相关参数难以获取,严重制约了开发配产及后期储量核算等工作。以研究区含泥质砂岩储层导电模型--印度尼西亚方程为理论基础,分析了储层孔隙度与电阻率、含水饱和度和泥质含量的关系,揭示了常规基于数理统计思想的孔隙度计算方法存在的不足。在此基础上结合油气成藏毛管压力理论,通过严格的过程推导分岩性建立了储层孔隙度与电阻率、泥质含量和气柱高度的函数关系式。数值模拟研究表明:研究区电阻率的高低最能反映气层孔隙度的大小,泥质含量次之,烃柱高度影响较小;且在其他2个因素不变的前提下,电阻率、泥质含量均与孔隙度呈正相关,而烃柱高度与其呈反相关。最后利用数值求解手段确定了更加符合气藏特征的孔隙度数值解,形成一种基于自然伽马和电阻率曲线的孔隙度计算方法。与常规3种数理统计方法对比,孔隙度计算效果明显改善;与最优化算法相比,相对误差在±8%以内,证实了方法的可靠性。     

液化天然气及天然气物性计算软件设计

液化天然气(LNG)及天然气(NG)物性计算是LNG接收站生产、运行的基础。虽然国外已有很多商业软件可以计算其物性,但大多价格昂贵且应用复杂。因此,以BWRS方程为理论基础,在Forcecontrol V7.0平台上设计出一款应用简单,且能够满足LNG接收站需求的物性计算软件。通过将大连LNG接收站实际运行数据及Aspen Plus计算数据与此软件计算数据进行对比,得到一些典型物性的相对误差;同时,通过实例计算以验证其可靠性。结果表明,该软件能较为准确地计算LNG及NG物性,并且能很好地满足LNG接收站物性计算的需求。     

注N2井井筒温度压力耦合下的井底流压计算

在注N₂提高采收率的过程中,井底流压的大小是影响驱油效果的重要因素,在计算气井的井筒压力分布时,通常采用Cullender-Smith模型。但是氮气的物性参数随温度和压力的变化而变化,为了精确的计算注氮气井井底流压的大小,以注水井转注氮气井作为研究对象,根据垂直管流的能量平衡方程,结合适用于氮气的物性参数密度、黏度、偏差因子及摩阻等计算方法,提出了注氮气井井筒温度和压力分布耦合的井底流压计算模型,应用四阶龙格－库塔迭代方法,用MATLAB软件计算了井底流压的大小,最后评价了注氮气井的启动压力、注气速度和井底流压的关系。根据对红浅井区氮气试注试验的测井数据分析,表明新压力预测模型计算结果与现场实测结果相吻合,注气初期注入压力受注入量变化影响较小,注入压力高低主要与储层物性有关。     

天然气产能负荷因子计算方法

我国天然气工业快速发展起步较晚,因储备设施不健全,季节性调峰和应急均以上游气田的提产为主。从气田科学开发角度考虑,上游气田应建设调峰和应急备用能力,实际产量安排和产能的比值（即生产负荷因子）,是衡量生产系统安全平稳运行的一个关键参数,对于天然气工业的有序发展、最大限度地节约资金有着非常重要的意义。调研结果表明,目前国内尚无该方面的系统研究。为此,通过研究产能负荷因子的影响因素及其特点,建立了产能负荷因子的计算公式,分析了其存在的前提条件,并利用该公式进行了举例测算。在近期的天然气发展规划和战略研究中,已应用该计算方法对各气区的产能负荷因子进行了计算,计算结果符合历史供气特点和规律,能够指导气田的科学开发、保障安全平稳供气。     

A prediction model for the natural gas hydrate formation pressure into transmission line

Gas hydrate is a major challenge in deepwater hydrocarbon transmission lines. It can lead to safety hazards in production and flow assurance in the transportation system of hydrocarbons. The authors propose a mathematical prediction model for hydrate formation pressure conditions based on exponential function and intelligent optimization. The intelligent optimization approach namely genetic algorithm (GA), particle swarm optimization (PSO) and grey wolf optimizer (GWO) were used to search the best value of coefficients that give a minimum error in prediction of pressure conditions during hydrate formation in the deepwater pipeline. The proposed approach was tested on the four experimental data of with and without inhibitor and nitrogen in the mixture of gases. The proposed approach of hydrate formation pressure conditions prediction model will be helpful in finding hydrate formation pressure in deepwater methane gas pipeline.     

多气源多用户天然气处理厂的外输调控计算模型

中国海洋石油总公司东方终端属于典型的多气源多用户型天然气处理厂, 在生产过程中为了满足下游各用户对气量与气质（CO₂含量、热值等）的要求,需将部分上岸天然气经脱碳装置处理后,再按不同比例与未脱碳的上岸天然气掺混,满足用户要求后再外输。因此,合理地控制进入脱碳装置的气量与掺混比例是保证终端外输气质合格的关键。为此,以下游用户气量、气质要求为限制条件,结合终端现有生产工艺,按照控制单元内流量守恒和组分守恒基本原理,建立了外输调控系统数学计算模型,借此校核了东方终端已建脱碳装置的处理能力能否满足气体处理的需要,确定了需要脱碳处理的气量和脱碳装置的扩容规模,以及上游来气量是否满足用户需求,计算出东方F/H平台的补气量,为终端后续生产提出了指导性调控方案。利用该模型计算结果调控终端生产工艺,不仅保证了向下游用户外输天然气的质量,而且还可实现供气量的最大化。该模型具有方法简便、建模迅速和较强实用性等特点,有效地提高了东方终端的外输调控能力。     

侧壁高压引射式天然气烧嘴的设计计算

建立了烧嘴引射器参数的计算模型 ,得出了引射器引射系数、引射器喉径及引射器各截面压力之间的耦合关系 ,确定了引射器的主要结构参数。给出了烧嘴头部火孔截面参数及火焰传播速度的计算方法 ,为侧壁烧嘴的设计提供了一种简单可靠的设计计算方法。将John zink侧壁烧嘴的测绘结果与文中计算方法所得结果进行了比较 ,获得了比较满意的结果。