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题名天然气压缩因子的计算与体积计量
被引量：12
- 1
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作者
秦朝葵
高顶云
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机构
同济大学热能工程系
上海飞奥燃气设备有限公司
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出处
《天然气工业》
EI
CAS
CSCD
北大核心
2003年第6期130-133,共4页
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文摘
对三种天然气压缩因子计算方法 :经典热力学法、SGERG - 88法、SY/T 6 14 3- 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。
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关键词
天然气压缩因子
计算
体积计量
国家标准
国际标准
ISO
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Keywords
Approximation theory
Data reduction
Standards
Thermodynamics
Volume measurement
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分类号
O552.3
[理学—热学与物质分子运动论]
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题名天然气压缩因子宽温宽压连续计算新模型
被引量：1
- 2
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作者
马清杰
李军
吴春洪
汤朝红
孙广森
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机构
中国石油大学(北京)石油工程学院
中国石化西北油田分公司
中国石化缝洞型油藏提高采收率重点实验室
中国石化江汉石油工程有限公司巴州塔里木测试分公司
巴州康菲能源科技有限公司
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出处
《大庆石油地质与开发》
CAS
北大核心
2023年第6期82-90,共9页
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基金
中国石油化工股份有限公司重大科技攻关项目“顺北一区5号断裂带提质提速钻完井测试技术研究”(P20002)。
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文摘
针对天然气压缩因子计算模型的适应范围小、计算误差大、模型拟合系数多和不连续等问题。利用非线性曲面拟合工具,选用微分形式简单的函数形式,对Standing-Katz图版的低压区和高压区的8340组数据进行非线性曲面拟合。结果表明:新模型在0.2≤ppr≤30.0(ppr为对比压力)、1.05≤Tpr≤3.00(Tpr为对比温度)时,拟合的卡方容差值为2.574×10^(-4),平均相对误差(RARE)、平均绝对误差(RAARE)、均方根误差(RRMSE)、标准误差(RSD)和相关系数(R2)分别为0.170%、1.260%、0.015%、0.340%和0.996;该模型为显式计算模型,不需要迭代计算,计算速度快、计算精度高,且具有函数形式简单、拟合系数单一、适用温度压力范围大和连续可微的优点;经过对干气、凝析气和酸性天然气等3类天然气实例验证,平均绝对误差分别为0.527%、0.809%和0.1109%。该模型为在宽温宽压范围内快速准确地预测天然气压缩因子提供了一种新手段,为温度压力连续模拟和天然气热力学参数计算奠定了基础。
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关键词
天然气压缩因子
Standing-Katz图版
计算模型
连续可微
混合规则
校正规则
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Keywords
natrual gas compressibility factor
Standing-Katz chart
calculation model
continuously differentiable
mixing rule
calibration rule
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分类号
TE37
[石油与天然气工程—油气田开发工程]
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题名高酸性天然气流量测量的修正方法
被引量：2
- 3
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作者
王贵波
陈伟
陈江峰
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机构
中国石化中原油田普光分公司采气厂
中国石化中原油田天然气产销厂
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出处
《天然气工业》
EI
CAS
CSCD
北大核心
2014年第10期98-102,共5页
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文摘
由于高酸性天然气中含有较高浓度的H2S和CO2气体,对天然气的临界温度和临界压力有较大的影响,导致天然气的压缩因子增大.因此,当采用常规天然气流量测量仪表用于高酸性天然气的流量测量时,需要针对其测量结果进行必要的修正.通过查阅大量的文献资料,对各种天然气压缩因子计算方法进行分析、比较,提出采用Wichest-Aziz校正方法与Bumett关系式相结合的方法计算高酸性天然气的压缩因子,在其适用条件范围内（温度为-12.2～93.3℃,压力为0～13.789 6 MPa,酸性组分H2S＋CO2的摩尔分数不大于80％）,计算得到的天然气压缩因子准确度较高,适于工程应用,也便于实现电算化,利用该方法计算的酸性天然气压缩因子与直接采用Bumett关系式计算的天然气压缩因子（替代常规天然气流量测量仪表内部计算的天然气压缩因子）相比,即可有效地求得天然气流量测量仪表的修正系数,从而提高了酸性天然气流量测量的准确度.
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关键词
高酸性气田
天然气流量测量
天然气压缩因子
校正方法
流量修正系数
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Keywords
high-acid gas field
flow measurement of natural gas
compressibility factor
correction methods
flow rate correction factor
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分类号
TE863.1
[石油与天然气工程—油气储运工程]
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题名天然气储层含气性定量评价新参数
被引量：7
- 4
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作者
王修朝
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机构
中国石油集团长城钻探工程有限公司地质研究院
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出处
《天然气工业》
EI
CAS
CSCD
北大核心
2019年第3期32-37,共6页
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基金
国家科技重大专项"页岩气工业化建产区评价与高产井主控因素研究"(编号:2017ZX05035-004-001)
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文摘
天然气储层产能评价是储层测井综合解释的重要环节。但是,目前采用的天然气储层含气饱和度不能有效表征天然气储层的含气性。为此,在分析含气饱和度在天然气储层产能评价中所存在局限性的基础上,基于天然气物质的量和理想气体状态方程,提出了相对气体摩尔量定量评价储层含气性的新参数,给出了该参数的确定方法,并对鄂尔多斯盆地苏里格气田致密砂岩气藏某井进行了测井评价及相对气体摩尔量参数计算,分析了该参数的应用效果。研究结果表明:①相对气体摩尔量参数受孔隙度、含气饱和度和孔隙压力及天然气压缩因子的共同控制,精确计算孔隙压力和天然气压缩因子是确定相对气体摩尔量参数的核心;②储层的含气饱和度与储层的产气能力并非一一对应,高含气饱和度储层不一定都能获得高产,而相对中等含气饱和度的储层也有可能获得高产;③相对气体摩尔量参数能够精确反映储层的绝对含气量,在储层含气级别识别方面有着较好的应用效果,其数值大小能够直接指示储层含气性的好坏。结论认为,该研究成果为天然气测井综合解释提供了一条新的思路。
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关键词
天然气储集层
含气性
定量评价
相对气体摩尔量
孔隙压力
天然气压缩因子
天然气密度
含气饱和度
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Keywords
Natural gas reservoir
Gas-bearing property
Quantitative Evaluation
Relative molar volume of gas
Pore pressure
Gas compressibility factor
Natural gas density
Gas saturation
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分类号
P618.13
[天文地球—矿床学]
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