非酸性天然气含水量的公式化计算方法及其适应性分析

天然气含水量计算是天然气加工工艺设计的基础,公式化计算方法具有使用简单、易于程序化等特点。为此,归纳总结了主要的非酸性天然气含水量的公式化计算方法,并进行了评价,其中依据算图数据拟合的计算公式有:Sloan公式、宁英男公式、Khaled公式、Bahadori公式;依据实验数据拟合的计算公式有:诸林公式、Behr公式、Kazim公式;依据水—烃体系平衡的计算公式有:饱和蒸气压模型、修正理想模型公式、简化热力学模型公式、Bukacek公式。考察各公式的计算值与实验值的差异,可知Khaled公式的平均误差最小(2.524 0%);Behr公式的平均误差最大(19.255%)。对比不同温度区间所适用公式的平均误差,推荐温度在-50~-40℃区间时使用诸林公式;温度在-40~0℃区间时使用Sloan公式;温度在0~37.78℃区间时使用简化热力学模型公式;温度在37.78~171.11℃区间时使用Khaled公式;温度在171.11~237.78℃区间时使用Bukacek公式。     

公式法预测天然气水合物形成条件及其评价

天然气水合物的形成会对天然气开采及运输过程造成危害,因此,预测天然气水合物形成条件至关重要。目前,预测方法主要有热力学模型法、公式法及图像法。其中,公式法因计算简单、方便工程应用而备受关注。介绍了8种不同公式,通过已知压力计算温度和已知温度计算压力两种情况,对非酸性天然气、高含CO_2的酸性天然气、高含H_2S的酸性天然气水合物形成条件的计算值与实验值进行对比。当通过压力计算水合物形成温度时,对于非酸性天然气,推荐使用Bahadori法;对于高含CO_2的酸性天然气,推荐使用Hammer法;对于高含H_2S的酸性天然气,推荐使用ZahediⅠ法。当通过温度计算水合物形成压力时,发现仅有Towerl法、Bahadori法及Hammer法对非酸性天然气计算误差较小,所有公式对高含CO_2的酸性天然气及高含H_2S的酸性天然气均不适宜。     

一种快速计算天然气含水量的方法

本文介绍了一种确定实际操作工况下天然气含水量的简便方法。这个方法可以可靠地在工艺设计中用于确定天然气管线和处理设施中常见的贫的无硫气体中的含水量。与以前的常用算法相比。这个方法用于复杂气体混合物时仍有相当好的精度。对于天然气工业中常见的含有少量CO2和H2S的酸性气体，使用这种方法也是可靠的。使用本文介绍的解析形式的相关关系式计算天然气含水量时，其相对于Mcketta和Wehe相关曲线的平均误差只有±4％。而Behr相关关系式的平均误差为6％。新的相关关系式简单，便于使用，不需要使用冗长的迭代方法计算系统压力下一定含水量的天然气温度。使用这一新的相关关系式试算压力为300～1200psia，温度不超过180F的天然气时，得到了令人满意的结果。此外还用文献中的试验数据将这个新的相关关系式与其它方法进行了对比。还用这个新关系式具体计算了管线平衡计算过程中的露点温度。     

天然气含水量计算公式评价

含水量是管输天然气气质参数中一项重要的理化指标,其计算值的准确度直接影响天然气开采、集输与处理等过程中工艺计算的正确性。对目前国内外主要天然气含水量计算公式进行了归纳分析,利用文献报道的实测数据,采用六种统计指标和一个相对性能系数对计算公式进行基于误差分析的综合评价,筛选出计算精度相对较高的Bahadori、Bukacek-Saul-Wagne,和宁英男等公式。建议在组成不太明确时使用Bahadori公式来计算酸气含量较低的天然气含水量。     

预防天然气水合物阻塞计算程序

本文根据统计热力学模型编制了预测天然气水合物形成温度、压力的程序,该程序还能估算在抑制剂作用下水合物形成条件;以及天然气含水量等功能。     

天然气动力黏度的简便计算方程

动力黏度是天然气的重要物理性质,API技术手册中给出了高、低压状态下天然气动力黏度的计算公式,但较为繁琐复杂。为了简化计算公式,通过文献调研,采用公式组合修正和通用公式两种不同算法,给出了计算高、低压状态下天然气动力黏度方程,并通过API实验组分、大庆天然气公司天然气组分以及西气东输某分输站天然气组分对其进行了计算验证。计算结果显示:大庆天然气公司的天然气组分采用温度、压力修正方程组计算动力黏度时,与参考真值最大相对误差为0.970%;采用通用公式计算时,与参考真值最大相对误差为-2.51%。由此得出采用公式组合修正方法计算准确度较高;通用公式计算简便,相对误差也在允许的范围内。     

简易水合物生成条件预测模型

在天然气开采及长输过程中,气体组成、温度、压力和含水量成为水合物形成的主要原因,所以,天然气水合物的形成条件的预测和防治成为天然气科学界十分关注的问题.基于能量守衡和范德华混合规则,用一种简化的热力学模型进行了天然气水合物形成条件的预测,分析了温度、压力、酸性气体等因素对水合物形成条件的影响.结果表明,模型能较好地预测水合物的形成条件,在实际工程应用中具有一定适用价值.     

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。     

冻土区裂隙性地层中水合物形成机理及相态研究

天然气水合物广泛充填于冻土地层裂隙中,钻探冻土地层裂隙中的天然气水合物需要先对其合成、分布和相态进行研究。基于祁连山地区裂隙性地层特征制作了人工岩心,进行了天然气水合物的形成及相平衡实验;利用A.H.Mohammadi提出的天然气水合物热力学模型,预测了NaCl和KCl溶液中天然气水合物的相平衡条件,并分析其在含盐低温钻井液条件下的相平衡偏移问题。实验得出,天然气水合物主要分布在岩心的裂隙面及端面;压力为4 MPa时,质量分数为5%和10%的NaCl溶液中天然气水合物的相平衡温度分别降低了约2.2 K和4.6 K,质量分数为10%的KCl溶液中天然气水合物的相平衡温度降低了3.4 K。研究结果表明:冻土地层裂隙中的天然气水合物由大量块状水合物和极少量孔隙充填型水合物组成,其相平衡条件与宏观水相中一致,在相同盐度下NaCl对天然气水合物相平衡的影响大于KCl。      

含(CH_4+CO_2+H_2S)酸性天然气水合物生成的影响因素

介绍了含H2S和CO2组分的天然气输送时可能带来的影响。基于Chen-Guo模型进行含(CH4+CO2+H2S)酸性天然气水合物相平衡研究,分析了酸性天然气各组分对水合物生成的影响。结果表明,酸性天然气中各组分对水合物生成的影响程度不同,H2S影响最为明显;同一组分在不同条件下影响方向可能不同。分析结果可为水合物法天然气脱硫脱碳提供理论指导,尤其对于高含H2S天然气。     

预测天然气水合物生成条件回归公式的评价

水合物的生成会给天然气生产和集输过程带来极大的困难,准确预测水合物形成条件至关重要。归纳总结了预测天然气水合物形成温度的回归公式,包括Makogon公式、Towler公式、Bahadori公式。通过比较公式计算值与实验值,计算出平均相对误差来评价各公式的计算精度。计算结果表明,对于非酸性天然气,3种公式的平均相对误差分别为0.55%、0.40%和0.43%。对于低含CO2天然气,3种公式的平均相对误差分别为0.41%、0.32%和0.52%。Towler公式的计算精度最高。此外,3种公式均无法准确预测含硫天然气的水合物形成温度。     

二甲醚-甲醇等温汽液平衡数据研究

用气相色谱法测定了二甲醚 甲醇二元系统在20、50、80、100℃温度下,0～1 45MPa压力范围内汽液相平衡数据。对测定数据进行热力学计算,气相采用PR方程,液相采用NRTL方程。模型计算值与实验值符合良好。采用单纯型法回归出二元系统在上述温度下的NRTL方程参数。汽液相平衡数据经Herington面积法检验满足热力学一致性。     

动力学水合物抑制剂GHI-1在高含硫气田的应用

随着近年来国内外大量高含硫气田的不断开发,如何解决高含硫天然气水合物的形成与堵塞问题引起了科研工作者的极大关注。甲醇、乙二醇等传统热力学抑制剂有毒、药剂用量大,会产生大量酸性污水难于处理,而国内外现有大多数动力学抑制剂对于高含硫酸性天然气水合物形成的抑制效果较差,均不能完全满足防止高含硫天然气水合物形成的需要。为此,介绍了自主研发的新型动力学水合物抑制剂GHI-1及其在某高含硫酸性天然气湿气输送管线中的现场应用情况。现场试验结果表明：动力学抑制剂GHI-1对于高含硫化氢酸性气体的甲烷天然气水合物具有较好的抑制效果,在现场应用条件下（H₂S含量为7.34%、CO₂含量为1.65%的天然气气质条件,药剂加量为15 kg/d,输气量为23×10⁴ m³/d,集输压力为7.0 MPa,输气温度为8～10.0 ℃）,可使清管周期由加注前的3～5 d延长至15 d以上,其药剂加量是同样效果乙二醇加量的1/3。     

Estimation of natural gases water content using adaptive neuro-fuzzy inference system

To appropriate design and satisfactory performance of utilities in the gas processing and transmission plants, a crucial factor that should be taken in consideration is the natural gas water content. The present research aimed to develop a precise strategy for estimating sour gas/sweet gas water content ratio. This developed predictive tool is based on adaptive neuro-fuzzy inference system (ANFIS). In this regard, a comprehensive data bank that contains 1,126 data points was collected. This model predicts ratio of sour gas to sweet gas as function of pressure, temperature, and equilibrium H₂S mole fraction. The ranges of pressure and temperature were 200–70000 KPa and 10–150°C, respectively. In addition, the equilibrium H2S mole fraction ranges between 0.076 and 0.492. Results obtained from the ANFIS model confirmed acceptable and reasonable predictive capability of this model. This tool is simple to use and can be help petroleum engineers to predict water content of natural gas at broad ranges of conditions.     

动力学水合物抑制剂GHI-1的研制及性能评价

随着近年来国内外大量高含硫酸性气田的不断开发,天然气水合物的形成与堵塞防治问题引起了科研生产工作者的极大关注。甲醇、乙二醇等传统热力学抑制剂有毒、药剂用量大,会产生大量酸性污水难于处理,不能完全满足防止高含硫酸性天然气水合物形成的需要。本文介绍了新型动力学水合物抑制剂GHI—1的制备、性能评价方法及对含硫酸性天然气水合物形成抑制的性能评价结果。评价结果表明,动力学抑制剂GHI-1对于防止高含硫化氢酸性气体的甲烷天然气Ⅰ型结构水合物的形成具有较好的抑制效果。对于H2S含量为0．82%、CO2含量为2．43％的低合硫甲烷天然气,在8．0MPa、5℃（过冷度为8．2℃）的条件下,加注5％的动力学抑制剂GHI—1,可使水合物形成时间延长至3h以上,其药剂加量相当于乙二醇加量的1／4。对于H2S含量为7．92％、CO2含量为1．61％的高含硫甲烷天然气,在8．0MPa、10℃（过冷度为9．85℃）的条件下,加注10％的动力学抑制剂GHI-1,可使水合物形成时间延长至3h以上,其药剂加量相当于甲醇加量的1／2和乙二醇加量的1／3。     

含硫气藏天然气水合物生成预测及防治

在川东北含硫气藏的勘探开发过程中,天然气水合物冰堵一直是影响开发进程的一个问题。其预测与防治是急需解决的难题,而目前在国内关于这方面的研究却很少,仅有的方法也只是针对一般气井,而对于含硫气井的预测结果偏差就很大。通过现场实践研究,采用分子热力学模型法进行计算,分析得到了压力、组分等对天然气水合物温度的影响,尤其是硫化氢的存在对天然气水合物形成的影响,为含硫气藏天然气水合物的防治提供了依据,并在天然气水合物形成温度预测的基础上,结合河坝1井的实际情况进行了水套炉型号的优选。实践证明：利用该方法预测的天然气水合物生成温度和预防方法是准确、可靠的。     

Estimation of water content of natural gases using particle swarm optimization method

A precise estimation of natural gas water content is a significant constraint in appropriate planning of natural gas production, processing services and transmission. The main contribution of this research is to develop a machine learning approach for predicting water content of sweet and sour natural gases. In this regard, a joining of particle swarm optimization and an artificial neural network was utilized. The suggested model presents good predictions of the sour natural gas water content with following circumstances, including CO₂ contents of 0–40 mol%, H₂S contents of 0–50 mol%, pressures in range from atmospheric to 70,000 KPa for sour gas and 100,000 KPa for sweet gas, and temperatures from 10–200°C for sweet gases and 10–150°C for sour gases.     

高含硫天然气水含量的估算方法

随着天然气消费市场的日益增长,对高含硫化氢气田的勘探开发逐渐提上日程。对于从矿场开采出来的含有CO2、H2S的天然气,水分的存在会导致具有强腐蚀性的酸液形成,造成管线、设备、仪表的腐蚀,在一定条件下还会形成水合物堵塞管路、设备,影响平稳供气。为了设计油气加工装置和管道系统,需要知道天然气中的水含量。本文主要介绍了现有的高含硫天然气饱和水含量的计算方法,并对每种方法的估算依据、及估算步骤以及适用性进行了分析,推荐出了适合于高含硫天然气含水量的计算方法。