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。     

基于CPA状态方程的高压含硫天然气压缩因子计算方法研究

对于压力高于70 MPa的含H_2S天然气,其分子之间间距缩小,极性H_2S分子之间缔合作用增强,传统SRK、PR状态方程计算高压含硫天然气的压缩因子准确性有待进一步改进。基于压力3.72～97.58 MPa、H_2S体积分数0%～70.03%的154组压缩因子修正CPA(Cubic-Plus-Association)状态方程中H_2S与CH_4、CO_2分子间二元交互作用系数,综合评价SRK、PR、CPA状态方程对压缩因子的计算精度。结果表明,对于中低压含硫天然气(p35 MPa),采用PR方程精度最高,平均相对偏差为1.12%;对于高压及超高压含硫天然气(p35 MPa),CPA方程精度最高,平均相对偏差为-1.46%。进一步采用法国ST抗硫高压PVT仪测试了4种含硫天然气在70～131 MPa条件下的138组压缩因子实测值,验证了采用CPA状态方程对于高压含硫天然气压缩因子的计算精度。     

基于对勾函数的新型天然气压缩因子计算关联式

为了解决目前工程上使用的天然气压缩因子计算方法的计算精度不足、计算效率较低、适用范围较小的问题,分析了天然气压缩因子图版特征,利用非线性曲面拟合方法对中低压图版和高压图版的6 988组数据进行拟合,得到了一种对勾函数形式的、适用于0.2≤p_pr≤30.0压力范围的新型天然气压缩因子经验公式,拟合值与图版值的平均绝对误差、平均相对误差和均方根误差分别为0.012 51、0.013 59和0.017 57,拟合效果良好。利用237组中低压天然气压缩因子实测数据和219组高压天然气压缩因子实测数据对该方法进行验证,并与其他5种常用的显式或隐式的计算方法进行对比。验证结果表明,利用该方法得出的计算结果与实测值之间的平均绝对误差、平均相对误差和均方根误差分别为0.018 95、0.015 08和0.024 19,计算精度较高且优于其他5种方法,能够在矿场实践中快速准确地预测出不同条件下的天然气压缩因子。      

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。     

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。     

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。     

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。     

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.     

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。     

岩石压缩系数的计算及其对气藏数值模拟结果的影响研究

岩石压缩系数是气藏工程中的一个重要参数,其取值影响着气藏数值模拟的计算结果。目前计算岩石压缩系数的方法有很多,在矿场上,最常用的计算方法是Hall 图版经验公式法,但其计算结果与实际值有较大差距。文中对比分析了Hall 图版经验公式法和弹性模量法,并研究了不同的计算方法对气藏数值模拟结果的影响。由Hall 图版经验公式法计算得到的岩石压缩系数偏大,即对地层岩石的弹性能量估计偏大,从而导致气藏数值模拟计算的压降速度偏慢;而采用弹性模量法计算岩石压缩系数,其结果相对较为合理。     

非烃对气藏流体偏差系数的影响

针对我国发现的CO2和N2含量相对较高的无机成因气藏的特征,选取有代表性的非烃类流体进行PVT分析,得到了ｐ-Z关系,并以VB语言和所选取的计算模型为基础,编制了相应的计算程序。对典型的临界参数的校正模型与用密度计算的临界参数模型的不同组合的平均偏差、文献中广泛推荐的DAK8、DAK11、Hall Yarborough方法与笔者推荐的方法在计算此类流体的偏差系数时的平均偏差进行了比较。与实验数据进行对比后认为：对于该类气藏在计算临界参数时,除了考虑CO2的影响外,还不能忽视N2的影响。所推荐的方法在计算高含CO2气藏流体的偏差系数时有一定的优势     

超高压气藏气体偏差因子的求取方法

利用气体分子运动论和流体状态方程理论证实,超高压下气体偏差因子与拟对比压力呈线性关系。将DAK拟合方程与其他高压拟合方程计算结果进行了对比,实际气体高压物性实验数据和高压图版验证结果表明,在超高压下,当气体拟对比压力大于15时,运用DAK方法外推求取高压范围的气体偏差因子和按Standing-Katz图版线性外推求取气体偏差因子的方法可行,且Standing-Katz图版外推方法适用于干气、湿气以及凝析气藏。     

高含硫天然气分子量和压缩系数对流量的影响

目前国内外高含硫天然气田开发多采用高压输送工艺,高含硫天然气分子量和压缩系数对流量的影响较大。为此,以普光气田高含硫天然气气体主要成分为基准条件,考虑各气体成分的交互作用,基于Peng Robinson方程解算出H2S摩尔分数从0～40%的天然气压缩系数。通过计算分析对比可知：高含硫气体流量变化的影响因素与气体成分及摩尔含量有直接关系。体积流量变化在相同压力条件下,随不同含量H2S不是单纯的负增长下降趋势,压缩系数和分子量共同影响体积流量的变化。质量流量随H2S重组分的增加而增加,但主要受压缩系数的影响,增长速度及方向会在2个不同压力范围内发生变化。     

基于天然气全产业链评价储气库的经济效益

目前对于地下储气库（以下简称储气库）项目的经济效益尚缺乏具体可行的评价方法，无法为企业未来投资决策提供依据和参考。为了适应天然气业务发展及储气库建设项目投资决策的需要，根据储气库的技术经济特征，将其纳入整个天然气“产、运、销、储、贸”产业链系统加以考虑，基于理论与实践相结合、投入产出口径一致的原则，采用“有无对比”分环节评价方法和天然气产业链整体价值分析方法，分别建立各产业链条件下的经济评价模型，并以长庆油田—陕京二线管道—大港储气库这一个天然气产业链系统为实例进行测算。测算结果表明：①气田建设备用产能调峰费（“产”）、提升管网利用率调峰费（“运”）、高于均衡气价的销售调峰气价（“销”）分别为0.27元/m3、0.16元/m3和0.73元/m3，为建设和运行储气库而需付出的储转费（“储”）为0.80元/m3；②从整个陕京二线天然气产业链的角度来分析，由于销售端大港储气库调峰设施的存在，整个产业链的经济效益为0.36元/m3。结论认为，储气库调峰设施可以给天然气全产业链带来经济效益，即便是销售的调峰气价格低于储气库储转费，建设储气库对于天然气全产业链仍然具有社会效益和经济效益。     

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本文考察了压缩因子、粘度和烃露点等天然气物性参数的几种计算方法及Cn~+含量对计算结果的影响,推荐以组成数据和纯物质物性数据为基础的、用于计算基准状态和工作状态下与天然气流量计量、质量和输气控制等方面有关的物性参数的计算方法。计算了四川省内输气干线35个样品的物性参数,并用国内外气质标准评价其气质。