一种新的计算天然气偏差因子的方法

对目前国内外使用的天然气偏差因子计算方法进行了分类和评价分析，指出各类方法的优缺点。在此基础上，建立了一种新的偏差因子计算方法，给出了新方法的基本思想、计算方法和计算结果。利用三种方式对计算结果进行了分析对比。对比结果表明：计算结果与Standing-Katz图版的误差趋于0；与目前公认最好的状态方程方法——DAK方法的结果相比，其最大相对误差小于1％。从而验证了该偏差因子计算方法的正确性。新的偏差因子计算方法具有计算速度快、精度高、范围大、计算机操作方便等优点。     

计算天然气偏差因子的DAK方法的修正

天然气偏差因子计算的DAK法是较为精确的方法之一,目前在油气工业界广泛应用。研究认为,当压力和温度均较高时,DAK法计算结果误差仍较大,依然存在进一步提高计算精度的空间。基于最优化方法,对计算天然气偏差因子的DAK方法进行了修正,并在等压线和等温线构成的二维平面上对计算结果的相对误差作了分析。结果表明,修正后的DAK法与原DAK方法相比,进一步改善了天然气偏差因子的计算精度。     

计算天然气偏差因子的新方法

天然气偏差因子是定量描述真实气体（天然气）与理想气体偏差程度大小的系数,是天然气其他物性及天然气藏地质储量计算、管道天然气产量设计的一项重要参数。过去天然气偏差因子是根据Standing-Katz偏差因子图版得到。但这种方法使用不便,且精度也难得到保证。通过对一些相关经验方法的分析表明,天然气偏差因子的计算仍然存在进一步提高计算精度的空间。基于Strobridge修正的BWR(Benedict-Webb-Rubin)状态方程,建立了一种计算天然气偏差因子的新方法,并在等压线和等温线构成的二维平面上对计算结果的相对误差进行分析。误差分析表明,该方法可以将计算值的相对误差提高到1%以内,有效地改善天然气偏差因子的计算精度。     

天然气偏差因子的实验研究

天然气或凝析气的偏差因子在计算天然气储量过程中有着重要作用,在编制气田开发方案以及气藏动态分析、天然气加工、储存运输等方面也有广泛的运用.目前,确定气藏偏差因子的方法主要有实验测定、公式计算和图版法确定,而公式计算又可分为经验公式计算和状态方程计算两类.本文从实验出发,分别对一般天然气和非烃含量较高的天然气作了大量实验,总结了天然气偏差因子的一些变化规律,并与经验公式和软件计算的结果进行了比较.     

天然气偏差因子计算新方法

天然气偏差因子是油气藏工程相关领域中的重要参数,它在采油采气、气体计量、管线设计、地质储量和最终采收率的估计等油气勘探、开发、化工的诸多工程应用中都不可或缺,快速准确地确定该参数尤为关键。为此,基于Nishiumi-Saito状态方程结合多元非线性回归分析,提出了一种新的偏差因子关系式,相应形成新的计算偏差因子的方法,利用该方法可准确计算整个压力范围内的气体偏差因子。利用偏差因子标准数据对该方法及油气藏工程中常用的DPR、HY、DAK方法进行了对比。误差分析表明,该方法在常用压力范围和高压下的平均绝对误差分别为0.357%、0.066%,其计算精度比DPR、HY和DAK方法高。     

高酸气田天然气偏差因子计算方法

利用灰色关联分析方法对DAK、DPR、HY、Cranmer四种迭代方法和BB、Papay两种直接计算方法的计算结果与实验室数据进行关联度计算,得出关联度最大的方法即为最好的计算方法。通过计算可知,普光气田气藏偏差因子的计算应优选DPR（W—A）法和BB（W—A）法,而DPR（W—A）法是最优的计算方法。由于多组分高含硫天然气在不同压力段和温度段表现出不同的压缩性质,因此,分4个压力段进行分析,当各个压力段中关联度的平均值最大时,取得的结果更理想。用“分压力段进行分析（60℃）”的方法计算PX井不同温度段（75℃、90℃、105℃、120℃）的偏差因子,误差更小。     

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。     

CO_2气藏偏差因子计算模型评价

应用常规酸性气体偏差因子计算模型,结合Key’s、SBV及RK混合准则和酸性气体临界参数校正方法,计算CO2气藏偏差因子,并与实验测定值对比,评价适合CO2气藏偏差因子计算的模型。研究表明:BB经验公式对CO2气藏偏差因子计算适应性最强,误差小于3%,满足工程计算要求;常规酸性气体临界参数校正方法,很难改善CO2气藏偏差因子计算精度。各种模型中,RK+WA精度最高,SBV+CKB误差最大。当压力35 MPa时,各种经验公式计算误差相应增大,但BB+SBV模型精度仍然很高,其中,BB+SBV未校正模型在42.34 MPa时,误差仅2.64%,适合高压CO2气藏偏差因子计算。     

AGA8-92DC方法计算天然气偏差因子的研究

偏差因子是天然气的重要物性参数,在天然气的勘探、开发、运输、加工及利用等方面均发挥着重要作用。对现有气体偏差因子的计算方法进行了总结和归纳,并且对国家标准AGA8-92DC偏差因子计算方法(简称AGA8方法)进行了专门的研究。目前,国内关于AGA8方法的研究工作开展很少,致使工程人员对该方法的计算精度和适用范围缺乏深刻的认识,最终限制了该方法的工程应用。为了对AGA8方法的适用性进行专门研究,利用自行编制的AGA8方法的C++程序,计算了单组分、双组分及多组分气体在不同温度和不同压力下的偏差因子。通过与Standing-Katz图版及实验数据对比,给出了AGA8方法的工程适用范围。本研究对AGA8方法的工程应用推广将发挥重要作用。     

一种新型天然气压缩因子数值计算方法

天然气压缩因子是天然气重要的物性参数之一,传统计算方法对于高压天然气的计算存在较大误差。综合利用传统压缩因子图版与高压天然气压缩因子实验数据进行拟合,得到了同时适用于中低压及高压范围的天然气压缩因子计算公式。计算显示在低压段平均误差为3.3%,在高压段平均误差为2.5%。将这一公式应用于气井压力的计算中,取得了较高的计算精度。     

Ӧ��״̬���̼�����Ȼ��ƫ�����ӵķ�������

天然气偏差因子是天然气工程计算中一项相当重要的参数,该参数普遍采用相关经验公式计算。这些方法大体可分为两大类：一类是依据最小二乘原理得到的方法,这些方法计算简便,但其结果的精度较低;另一类是依据状态方程得到的方法,目前已有四种方法,这类方法计算较为复杂,但其计算结果的精度较高,对于众多的计算方法,许多作在等压线或等温线上提出了对方法精度的评价,使方法的有效适用范围难以确定。章则在等压线和等温线构成的二维平面上考察各种应用状态方程计算Z因子方法的精度,旨在确定各种方法的有效适用范围,以期研究更好地应用。     

��Ȼ��ƫ��ϵ���IJⶨ

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。     

���������ܵ�����ģ�͵��о�

悬垂管道可以充分利用管道自身的强度跨越小河、深谷等障碍,而不需要辅以其它构筑物,这种跨越方式是最为简单的一种。针对悬垂管道工程应用实际及现有分析计算模型,提出了悬垂管道工程设计中可以采用的小垂度柔索模型,纵横弯曲模型、全弹性支承模型等三种计算模型,并给出了分析计算方法与结果。     

��Ȼ����ˮ���Ĺ���

文章对确定天然气含水量的算图进行了归纳,并介绍了一种新的算图,通过对比分析,推荐采用麦凯塔－瓦赫（Ｍｃｋｅｔｔａ－Ｗｅｈｅ）算图与韦切尔特（Ｗｉｃｈｅｒｔ）辅助计算图结合来估算酸性天然气的含水量。     

东营凹陷天然气成藏及分布主控因素分析

东营凹陷天然气主要分布于中浅层小于2 000 m的地层,其成藏及分布主要受气源条件、断层、温压条件和区域盖层等因素控制.气源条件是天然气成藏的基础;断裂活动控制了圈闭形成,还为油气流体运移提供通道;温度和压力条件控制了油气运移和分异作用,埋深小于2 000 m有利于天然气分异而形成气藏;区域盖层的时空展布特点决定了天然气的分布.     

我国石油安全与天然气开发利用问题研究

石油安全是能源安全的核心和集中表现。从全球来看 ,2 0世纪末以来特别是“9.1 1事件”以后 ,发达国家不断调整自己的石油安全战略 ,包括实行石油供应的“多源化”、补足和增加石油战略储备量、扩大国内石油储量利用份额、建立新的境外石油资源基地、推行节油和限油政策等。发达国家的石油安全战略及措施对我国有 5方面启示 :1我国从中东进口石油应注意国际政治、军事、外交和运输等因素的制约 ;2我国应着眼于北方近邻俄罗斯的油气资源并与其建立石油伙伴关系 ;3我国应提升石油资源转换率、储量置换率和石油的供给率 ;4我国应建立国家的石油战略储备体系 ;5我国应进一步节约用油、以气代油。同时 ,还应充分注意发达国家的石油安全战略对我国造成的威胁。较石油而言 ,我国天然气资源开发潜力较大、生命期较长。近年来。中国天然气工业发展迅速、天然气需求总量增长很快、有利于我国开发利用天然气的国际经济环境良好。在代替石油或者部分代替石油、减缓经济发展和人民生活对石油日益增长的需求的压力方面天然气可以为我国石油安全作出巨大贡献     

计算凝析气藏地质储量和重组总井流体组分的方法

在计算凝析气藏的原始地质储量和确定总井流体的偏差系数时，拟临界压力和拟临界温度是必须的。为了得到总井流体的拟临界参数，应当在井口分别取得气体和液体样品，并在实验室内测定气体和液体中每个成分的摩尔分量。本文提供了计算凝析气藏原始地质储量和重组总井流体组分的方法。     

欧洲6国及美国国家天然气储备状况

近年来,随着天然气市场的快速发展,我国的天然气消费量迅速增加,然而,由于缺乏完善的天然气储备机制,供应短缺导致的\"气荒\"现象频繁出现。因此,加强我国天然气储备建设显得十分重要,而欧美国家在天然气储备方面的经验值得我国学习和借鉴。在概述对我国天然气供需现状和天然气的几种储存方式的基础上,重点分析了英、法、德、意、西、乌等6个欧洲国家及美国的天然气供需状况和储备现状,并结合我国的天然气储备现状,总结探讨了这些国家的天然气储备经验对加强我国天然气储备建设的启示。     

天然气藏可采储量标定新思路及增加可采储量的技术途径

通过对中原油田复杂断块气藏可采储量的研究,提出了气藏可采储量标定的新思路,即以井控地质储量为基础标定可采储量,在对复杂断块气藏开发地质特征总结研究的基础上,进一步探讨了提高可采储量的思路及技术途径。     

天然气藏的封存条件研究――以冀中坳陷北部地区为例

由于天然气\"易扩散\"的个性,在拉张伸展的裂谷盆地成藏过程中,其封存条件(盖层)十分重要,特别是纯气藏。冀中北部地区发育类型丰富的天然气藏,除了具备良好的生气条件以外,还与封存条件密切相关。基于该区天然气藏实钻资料的统计,系统分析了盖层的封存特性,讨论了封存能力。首次将本区盖层划分为3个封存系统,归纳出3个封存特性(毛细管力作用、超压封存作用和烃浓度封存作用),确定出毛细管力封存标准。同时认为, - 类盖层为好―较好盖层, - 类盖层为较差―中等盖层,能够形成天然气藏。石炭―二叠系的本溪、山西组煤系地层的排替压力大于5MPa,具备 - 类毛细管力封存条件,属于较好盖层。下第三系孔店组―沙三段泥岩的排替压力大于0.5MPa,最大值达2.83MPa,欠压实带发育,也是主要烃源层段,具备良好的超压和烃浓度封存作用,评价为较好―中等盖层。影响盖层封存能力的因素主要有2个方面:一是岩石与成岩作用,由于泥岩砂质含量增加,封闭能力减小,单层泥岩厚度大可以降低天然气的扩散速度,故中等成岩程度的泥岩就具备好的封存能力,也就是说,本区具备早成岩B期―晚成岩A期阶段的盖层封存性能;二是地层与构造,由于地层压力高不利于盖层的封存,一般...