天然气组成分析及物性参数计算标准对煤制气的适用性研究

分析了现行天然气的组成分析标准和物性参数计算方法标准对煤制气的适用性。结果表明,由于煤制气组分简单,可以采用GB/T 13610-2014分析煤制气的组成;煤制气的体积高位发热量、密度、相对密度和沃泊指数可以采用GB/T 11062-2014计算;GB/T 17747.3-2011是使用物性参数计算天然气的压缩因子,与我国目前分析习惯不相符;在对煤制气组成准确分析的基础上,推荐采用GB/T 17747.2-2011,即使用煤制气组成计算煤制气的工况压缩因子。     

管输天然气贸易计量中压缩因子的计算

管输天然气的贸易结算经常采用体积计量和能量计量两种方式,压缩因子作为计算参数直接影响到计量准确度.国家标准GB/T 17747提供了天然气压缩因子的两种计算方法:摩尔组成法和物性值法.目前国内管输天然气压力普遍在6 MPa以上、12 MPa以下,在这种工况条件下,物性值法计算压缩因子与摩尔组成法计算结果偏差比较大,尤其是非烃含量高(高含N2或CO2)的气体,采用物性值法更需慎重.在管输天然气贸易计量中,应采用适用范围更广,计算精度更高的摩尔组成法;物性值法是在现场增设在线物性参数测量仪器而采用的简单方法,此方法适用于无法得到气体组成且对计量准确度要求不高的情况.     

国内天然气分析测试标准掺氢适应性探讨北大核心CSCD

目的确认国内现行的天然气分析测试标准对掺氢天然气分析计算的适应性,以促进掺氢天然气标准化工作。方法通过对国内天然气分析测试标准进行分析,筛选出与掺氢天然气相关的标准共10项,研究了天然气组成分析标准和物性计算标准在掺氢条件下的适应性。结果以GB/T 13610-2020《天然气的组成分析气相色谱法》为代表的天然气组成分析标准和以GB/T 17747.2-2011《天然气压缩因子的计算第2部分:用摩尔组成进行计算》为代表的物性计算标准规定的氢气摩尔分数最高为10%,在高含量氢气的条件下,相关标准需要修订;若管道掺氢后下游氢气不分离,天然气互换性及其标准化亟需研究。结论提出的标准制修订框架对今后掺氢标准化工作思路具有参考意义。     

GERG-2008方程计算天然气压缩因子及烃露点

GERG-2008方程是国际标准ISO 20765-2推荐的天然气热物性参数计算方法,全面评估GERG-2008方程对不同组成、不同相态天然气的压缩因子、密度及天然气烃露点的计算准确性,对于合理选用天然气物性参数计算方法、提升天然气物性计算准确性及质量控制水平都具有重要的意义。为此,在收集大量实验数据的基础上,评估了用GERG-2008和AGA8-92DC方程计算气态天然气密度(压缩因子)的准确性,以及用GERG-2008方程计算高含硫天然气压缩因子、LNG密度及天然气烃露点的准确性。研究结果表明:(1)对标准规定的组成较简单的管输天然气,GERG-2008与AGA8-92DC方程的密度计算准确度相当,在管输温度、压力范围内,准确度均在±0.10%以内;(2)对重组分含量相对较高的天然气,当临界凝析温度接近计算温度时,在管输天然气压力下,上述两个方程的密度计算准确性均变差,GERG-2008、AGA8-92DC方程的相对平均绝对值偏差分别约为0.30%和0.50%,前者表现略优;(3) GERG-2008用于C_5~+摩尔分数低于0.20%的LNG的密度计算时,与测试值相对平均绝对值偏差小于0.10%;(4) GERG-2008可用于不含或含微量C_6~+同分异构体天然气的烃露点计算,其准确度优于PR或SRK类状态方程。结论认为,GERG-2008方程具有准确、全面的天然气物性计算能力,可在天然气工业多个环节得以广泛应用,建议天然气行业相关组织加快制订相关国家标准。     

一种用于测定天然气发热量的声光关联法

目的 介绍一种利用声速和可见光光谱关联测定天然气发热量的方法,以便国内天然气质量检测和能量计量工作者与企业能更有效地开展该方法的研究和标准化,同时也为天然气发热量测定方法提供更多样性的选择。方法 在对比分析各种天然气发热量测定方法和相关标准优缺点的基础上,介绍了利用声速和可见光光谱关联测定天然气发热量的方法原理,并分析了一组气体标准物质采用气相色谱法和介绍的关联法测定获得的发热量数据。结果 利用声速和可见光光谱关联测定的天然气发热量测定值与按GB/T 11062-2020《天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法》的计算值一致性较好,对6种模拟天然气的二元气体标准物质,相对偏差在0.03%～0.42%之间;对5种模拟天然气的多元(最多14个组分)气体标准物质,相对偏差在-0.45%～0.38%之间。结论 初步验证了利用声速和可见光光谱关联法测定天然气发热量的可行性。该方法具有1 s内可获得多个数据、与流量测量同步、测量不受气体组分的限制和H₂影响的特点和优势。建议进一步开展准确度、测定范围、精密度以及现场应用的研究,并适时建立标准方法、发热量直接燃烧0级测...     

天然气在线分析系统性能评价标准现场应用

天然气长输管道的A级以上贸易计量站一般均安装在线气相色谱仪测量天然气组成,用于计算发热量、压缩因子等物性参数,以作为贸易结算的依据,色谱仪检测结果的准确性对天然气贸易有重要意义。介绍了天然气在线分析系统性能评价标准在计量站现场的应用情况,说明了气体标准物质配备原则,给出了气相色谱仪有效性、重复性、分离度和一致性的判断方法和具体实例。从标准现场应用的情况来看,部分在线气相色谱仪存在少量组分不符合标准要求一致性的情况,对物性参数计算和体积计算的影响约为0.05%,在当前国内天然气贸易以体积计算为主的情况下,虽然对贸易计量的影响较小,但在未来转向能量计量结算的情况下,需提高组成分析设备的检测准确度。建议至少每2年对气相色谱仪开展一次性能评价,以确保仪器运行正常。     

中华人民共和国国家标准天然气发热量、密度和相对密度的计算方法

本标准参照采用国际标准ISO 6976-1983(E)《天然气发热量、密度和相对密度的计算》. 1 主题内容与适用范围本标准规定了当已知天然气的摩尔组成时,用各纯组分的物性值计算天然气的发热量[包括高(位)发热量和低(位)发热量]、密度和相对密度的方法. 本标准也描述了由分析方法精密度确定计算发热量的精密度的方法.     

天然气管道掺氢对天然气分析计量的影响

天然气管道掺氢输送是现阶段实现氢气长距离输送、规模化使用的有效手段之一，也是天然气工业向“碳中和”目标迈进的重要途径。氢气与天然气中其他常量组分物性差异较大，天然气管道掺氢将影响天然气的物性参数分析计量标准和设备适用性。为此，以3种典型天然气为例，系统分析了天然气物性参数随掺氢浓度的变化趋势，并讨论了天然气管道掺氢对天然气分析计量和相关设备的影响。研究结果表明：(1)当掺氢浓度达40%时，不同天然气的高位发热量、相对密度、沃泊指数、黏度、体积能量密度（10 MPa、20℃）分别下降约27%、35%、10%、20%和40%，压缩因子、声速（10 MPa、20℃）分别上升18%和34%左右；(2)现行天然气产品标准规定的指标限制了天然气掺氢浓度的范围，现有天然气分析计量标准、设备适用的氢气浓度较低，不利于掺氢天然气的准确分析和计量。(3)建议综合各参数确定技术经济性合理的掺氢浓度，修订《天然气：GB 17820—2018》和《进入天然气长输管道的气体质量要求：GB/T 37124—2018》，并开展实验及优化研究拓展分析计量方法、标准和设备的适用范围，合理选用天然气物性参数计算标准。结论认...     

天然气中C6+组成不同定量方式对发热量计算结果的影响

天然气的发热量是计算天然气能量的一项主要基础参数,其结果是否准确可靠对能量计量有着重要影响。采用气相色谱法分析天然气的组成,然后通过组成数据计算天然气的发热量是最常用的检测方法,而天然气中重烃组分含量（C_6~+组成）的准确分析又是影响发热量计算结果的重要因素。概述了分析C_6~+组成常用的几种定量方式,通过分析实际天然气样品,讨论比较了C_6~+组成不同定量方式对高位发热量的影响。结果表明：随着天然气中C_6~+含量的增加,不同定量方式对计算发热量结果有明显影响,当天然气中C_6~+摩尔分数大于0.1%时,不同定量方式获得高位发热量的最大偏差可达0.24%。提出了针对重烃含量较高的天然气,选择C_6~+组成定量方式的建议,其结论对我国未来实施天然气能量计量具有参考意义。     

加气站储罐储气(液)量准确计量的探讨

针对目前CNG与LNG加气站的盘存计量标准与计量制度相对滞后,其储气罐(井)每日与月度盘存采用人为估算法,未考虑温度、压力、密度、组分等因素的影响,易产生大损大溢的问题,依据GB/T17747.2—2011《天然气压缩因子的计算》、GB/T11062—1998《天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法》、GB/T24962—2010《冷冻烃类流体静态测量计算方法》三个国家标准和加气站实际,提出了储气罐(井)准确的盘存计量方法、程序、计算公式和计算系数表,并结合具体的盘存计算案例进行了详细说明。该方法经过两年多的应用与改进,计量基本准确,对规范加气站的盘存计量及提高加气站盘存的准确性与减少大损大溢,具有实际指导意义,已在某石油公司系统推广实施。同时建议有关部门尽快制定加气罐(井)计量的相关标准和制度,以规范加气站盘存的准确计量。     

高精度全压力全温度范围天然气偏差系数解析计算模型

天然气偏差系数是气藏储量计算和气藏动态分析中必不可少的基本参数。针对目前工程上利用的计算天然气偏差系数单个计算模型适用的压力范围很小、需要迭代才能计算、精度偏低情况,建立了一种高精度、全压力、全温度范围天然气偏差系数解析计算模型——LXF-RMP模型。该模型适合压力范围0~140 MPa,较其他计算模型计算方便,利于手工或计算机编程计算。相对误差大多在1%以下,由此分析得出,LXF-RMP模型在全压力、全温度范围的精度很高。     

基准气体热量计研究进展

综述了基准气体热量计的研究进展。在天然气能量计量溯源体系中,基准热量计主要用于测量纯气体热值,为根据组成计算天然气热值提供基础数据,实现热值结果的量值溯源;也用于测量混合气热值和用于其他热值方法的校准或验证。基准气体热量计发展经历了两个阶段,第一阶段以Rossini热量计为代表,CH4热值测量不确定度约为0.15%;第二阶段在Rossini热量计基础上改进,CH4热值测量不确定度约为0.05%。目前,基准气体热量计在测量CH4之外的纯气体热值和混合气热值等方面,仍然亟待深入研究。     

崖城气田含水汽凝析气偏差因子预测方法评价

天然气偏差因子是气藏工程计算中一项相当重要的参数,多采用经验公式求取。由于不同计算模型使用范围和精度不同,并且计算凝析气偏差因子的常规方法通常忽略含水的影响,导致偏差因子的计算误差较大。针对以上难点,分别采用不同的计算方法,结合WA、Casey等校正模型,计算含水汽凝析气的偏差因子。通过比较偏差因子的计算值与实验值,评价HY、DBR及DAK三种不同模型在计算含水汽凝析气偏差因子时的适用性。研究表明:在含水汽凝析气的偏差因子计算中,使用校正模型修正后的偏差因子误差明显减小,而随着对比压力p_r的取值不同,3种方法的精度有所不同。当0≤p_r≤3.87时,HY、DBR及DAK等三种方法的计算精度相似;当4.84≤p_r≤6.56时,采用HY或DAK方法的精度较高;而当3.87≤p_r≤4.84和6.56≤p_r≤7.59时,采用DPR方法的精度更高。     

天然气能量计量体系在中国的建设和发展

天然气贸易交接中的计量方式通常有三种,即体积计量、质量计量和能量计量。由于能量计量反映的是天然气的热能,作为最能反映其燃料特点的一种合理和科学的计量方式,在天然气国际贸易中被广泛采用。然而,中国目前尚普遍采用以体积流量作为贸易结算的依据。2008年12月31日,中国国家标准化管理委员会发布GB／T22723—2008《天然气能量的测定》国家标准,并于2009年8月1日起正式实施。依据GB／T22723—2008在实施范围和对象、能量计量方法、标准参比条件和能量计量体系方面的要求,深入分析中国天然气能量计量体系在天然气能量计量标准体系、能量计量相关设备的配置和性能评价、体积流量和发热量量值溯源链、标准参比条件和结算单位等方面的建设现状,并通过3个天然气长输管道A级计量站天然气能量计量技术的应用实例,（该3个A级计量站发热量测定均达到了GB／T18603—2001《天然气计量系统技术要求》对A级计量站0．5％的不确定度水平要求）,表明中国已具备实施天然气能量计量的基础条件。为了进一步推动中国天然气能量计量体系的发展,本文还讨论了全面实施能量计量还存在的一些不足,提出当前最重要的是应尽快形成甲烷不确定度0．05％、其它少量组分不确定度0．5％的国家一级天然气分析用多组分（九元）气体标准物质,建立不确定度为0．25％的发热量直接9n,4定装置,达到ISO15971：2008〈天然气性质测定发热量和沃泊指数》规定的一级水平,完善天然气体积流量和发热量量值溯源链,制定天然气溯源标准和能量测定系统性能评价标准,促进天然气能量计量技术在中国的全面实施。     

天然气发热量间接测量不确定度评估方法初探

天然气发热量作为天然气的主要使用性能指标,按现代分析计量学要求,发热量值的分析测试需要给出其不确定度。相比使用仪器直接测量天然气发热量值,使用天然气组成计算天然气发热量的间接测量法,也需要进行不确定度评估。使用不确定度传递原则,初步探讨了使用天然气组成及其不确定度进行发热量不确定度评估的方法。并以称量法制备的两元气体标准物质为例,使用气体标准物质的组成不确定度进行发热量不确定度评估,标准物质发热量不确定度为0.1%级别。     

确定凝析气偏差因子的新方法

天然气偏差因子是气藏工程计算中的重要参数,确定天然气偏差因子的方法主要分为:实验法、图版法及经验公式法。针对凝析气的特殊性,利用凝析气生产过程中分离器所得干气的相对密度、凝析油的相对密度及原始生产气油比GOR,确定凝析气的视相对分子质量,在凝析气视相对分子质量确定的基础之上,根据相关方法计算凝析气的拟临界压力与拟临界温度,最终利用经典的DAK法即可确定凝析气的偏差因子。实例计算表明,该方法计算所需参数易获取,计算过程相对简单,计算结果准确,实用性强。     

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。