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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。     

四川盆地超深层高温高压气藏偏差因子及井底流压计算方法优化

深层和超深层气藏的开发已成为气藏开发最重要的领域之一。由于气藏埋藏较深,普遍存在高温高压的特点,气藏气体偏差因子的计算直接影响单井井底流压、产能和动态储量的计算准确度,从而影响开发技术对策的制定。然而目前计算偏差因子和井底流压的方法众多,不同的气藏,计算方法的适用性存在差别。针对双鱼石茅口组高温高压气藏,通过BB法、HY法、DPR法、DKA法、LXF法和ZGD法6种偏差因子计算方法的计算结果与实验实测值进行对比,结果表明:①在气藏条件下HY法和DAK法计算准确性最高,最大偏差约为2.5%,其中DAK法计算结果最为接近实验值,并且在8 MPa至123 MPa压力范围内,平均偏差约为0.6%。②基于实验测试和计算结果确认DAK法适用于该气藏的天然气偏差因子计算。③在此研究基础上,对温压耦合模型进行改进,建立了新的气藏井底流压计算模型。对比现场测试压力和模型计算值,改进的温压耦合模型计算结果偏差最低,仅为-1.593%,具有较高准确性,研究结果表明针对类似于双鱼石这类高温高压气藏,DAK法和改进的温压耦合模型具有较强适用性。     

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。     

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。     

富含CO2天然气井井筒压力的温度计算

针对富含CO2气井,区别于烃类气井,把偏差因子研究作为CO2气井的重要参数。通过实验研究表明,不同CO2含量、不同压力和温度,对偏差因子都有一定影响。应用烃类气井相关压力、温度分布模型加以偏差因子等参数的修正进行计算,由于计算压力、温度以及偏差因子的相关参数是耦合关系,采用了迭代算法,研究了不同含量CO2下压力、偏差因子等参数沿井筒变化规律。     

高压超高压气藏天然气等温压缩系数的研究

天然气等温压缩系数的确定方法,分为实验法、图版法及解析法,重点研究了适用于工程计算的解析法。首先调研了目前高压超高压气藏天然气偏差因子的主要确定方法,再结合相关的数学方法确定出等温压缩系数的解析式,最后将解析法与图版法所求得的等温压缩系数进行对比分析,结果表明对于高压超高压气藏天然气等温压缩系数的确定以DPR方法最优、DAK法及张国东法次之;李相方法仅适应于高压气藏,在超高压情况下误差太大;BB法对于高压超高压气藏天然气等温压缩系数的确定适应性差。     

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。     

考虑井筒硫析出的高含硫气井井筒温度、压力场计算新模型

在高含硫气井的日常管理及气井设计、动态分析中,井筒压力、温度分布是两个重要的参数,而气体中富含H₂S和CO₂以及流动过程中硫颗粒的析出是导致高含硫气井井筒温度、压力分布计算偏差的两个关键因素。为此,以实验数据为基础,对物性参数计算方法进行优选,提出了采用DPR模型结合WA校正法和Dempsey模型结合Standing校正法作为计算高含硫天然气压缩因子和黏度的模型,根据传热学和气-固两相流动理论,建立了考虑井筒硫颗粒析出的井筒温度、压力分布计算新模型。运用该模型对某高含硫气井井筒温度、压力、井筒析出硫颗粒体积进行了计算,温度、压力的计算值与实测值最大误差分别为2.67%和2.32%,表明新模型计算精度较高,适用于高含硫气井井筒温度、压力分布和析出硫颗粒体积的计算与分析。     

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对三种天然气压缩因子计算方法：经典热力学法、SGERG-88法、SY／T6143—1996法进行了介绍并对计算结果进行了对比，第一种方法的计算精度远不能满足贸易结算的要求，我国现行的第二种计算方法与ISO标准方法相比，在10℃以上的温度范围内基本相符，但在10℃以下的低温段则偏差较大。由此说明，我国目前所实施的计量标准与国际上认可的ISO标准方法之间有较大的偏差；同时，对不需要在线计算的场合，提出了一套基于数据拟合的计算体积修正系数的高精度近似方法，可提高体积计量仪表的性价比。     

异常高压气藏偏差因子计算方法

异常高压气藏偏差因子的各种计算方法结果相差较大，针对克拉2异常高压气藏，对比研究了７种常用的天然气偏差因子计算方法，并应用灰关联法对这几种方法进行了优选。结果表明，对于克拉2异常高压气藏而言，可选用张国东法、HTP法或BB法计算偏差因子；特别是在8≤p_pr＜15、1.05≤T_pr＜3.0时，李相方法是计算该气藏偏差因子的最佳选择。研究结果可为异常高压气藏开发提供一定的参考。     

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。     

天然气压缩因子的计算

天然气压缩因子的计算,过去大多使用Standing-Katz图,此法比较费时,本文介绍了速度快,精度高的DPR法通过PC－1500电子计算机在计算天然气及含水量酸性气体的气体混合物压缩因子时的应用,文章认为,DPR法在对比温度Tr≥1．2时优于Standing-katz图,对于含酸性气体的气体混合物,将Wichert的修正原则在38－39℃和10－112atm的范围内与DPR法结合使用,效果较好。     

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。     

SPYRO软件对乙烷裂解炉的模拟与优化

为提高乙烯及双烯（乙烯和丙烯）收率,采用SPYRO软件对某炼厂140万t/a乙烯装置乙烷裂解炉进行了模拟优化计算。结果表明：在相同的裂解炉出口温度（COT）下,计算得到的产物组成和实际的产物组成相近,乙烷转化率、乙烯收率模拟值与实际值最大偏差分别为0.52%,-0.89%,绝压比（物料进入文丘里管后的压力与进入文丘里管前的绝对压力比）最大偏差为0.05;在第8,38,60 d,最大管壁温度测量值与模拟值的偏差分别为4,3,2℃,说明该模型能准确模拟实际的操作工况;随着稀释比增加,乙烯和双烯收率均增加,绝压比减小,在相同乙烷转化率下,COT降低;在稀释比为0.43,采用COT逐步升高的最优操作条件下,乙烷转化率为61%时,乙烯收率由优化前的48.20%提高至48.90%。     

川东北高含硫气田天然气偏差系数变化规律

为解决高含硫气田气体偏差系数计算公式所需基础数据较多、计算过程复杂、可靠性差等问题,对川东北地区高含硫气田具有代表性的5 口气井共9 个层段的实际气样进行了高压物性测试,得到了不同温度和压力下的偏差系数,并对实验结果进行了分析;选用常用的偏差系数经验公式进行了对比计算,评价了经验公式对川东北高含硫气田的适应程度。结果表明:川东北高含硫气田原始条件下的气体偏差系数与气井深度正相关;当压力大于30 MPa 时,高含硫气田偏差系数与压力成线性关系;与实验结果对比,DAK 计算模型平均相对误差最小,HY 计算模型平均相对误差最大。     

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。     

酸性气藏气体偏差系数计算模型

应用传统经典状态方程计算酸性气藏天然气混合物物性参数会带来较大偏差,以文献［１２］提供的实验室测试数据为基础,采用未校正的DPR模型、HY模型、DAK模型、Sarem模型和HTP模型,以及GXQ校正法和WA校正法,计算了酸性气藏气体偏差系数,并与实验测试值进行对比,评价出酸性气藏气体偏差系数计算模型的适应性。研究结果表明：①酸性气体的偏差系数校正计算模型由于考虑了酸性组分对混合物临界压力和温度的影响,其计算精度普遍高于未校正计算模型;②GXQ校正法是在高压气体混合物规则基础建立的,其计算误差高于WA校正法;③DPR模型和DAK模型结合WA校正方法计算低压酸性混合气体偏差系数较为准确,其次是HY模型,而采用Beggs & Brill模型、Sarem模型和HTP模型误差较大,不适于计算酸性气体的偏差系数。     

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。     

水平井分段注蒸汽模拟实验

采用配备温度和压力传感器的填砂模拟实验装置,开展均质模型和非均质模型水平井笼统注汽、两段分注和两段同注模拟实验,考察不同注汽方式下的温度分布和压力变化。结果表明,笼统注汽时,均质模型井段间最大温度差异可达20～40℃,而非均质模型井段间最大温度差异达35～51℃以上。对于均质储层和非均质储层,提高注汽速度及采用分段注汽(两段分注或两段同注)均可降低井段间温度差异(可降低20％～70％),改善蒸汽注入剖面。水平井模拟注汽时的温度分布和压力变化表明,封隔筛管与注汽管之间环空可阻隔端部和跟部之间筛管内蒸汽流动,有效降低封隔段储层的吸汽量。     

稠油区块注汽干线存在的问题及整改方案

某稠油区块注汽干线整改方案设计如下：根据燃煤注汽锅炉的注汽温度和压力,注汽干线材质选用20 G高压锅炉用无缝钢管（GB5310—1995）,干线的设计压力为11.26 MPa,设计温度400℃,管道、三通、弯头的壁厚计算按《火力发电厂汽水管道设计技术规定（DL/T5054—1995）》有关规定进行计算。从设计结果可以看出,该新建注汽干线可以满足使用要求,蒸汽到38#注汽站的温度为340℃左右,处于过热状态,压力为9.23 MPa。