气体偏差因子计算新方法

目前确定天然气偏差因子的方法有三种,即图版法、实验法以及经验计算法,其中DAK法是气藏工程中精度最高,运用最广泛的方法,但是DAK法涉及复杂的迭代计算,无法满足大量工程计算的需要。基于单相气体稳定渗流理论,结合干气气藏物质平衡方程,利用生产动态资料以及气藏参数,求得了一个计算天然气偏差因子的简易新方法,通过实际气藏数据计算与对比发现,新公式结构简单,避免了复杂的迭代计算过程,减小了计算量,且新公式计算结果与DAK方法计算结果相对误差较小,最大仅为0.75%,这就表明新公式计算结果精确,实用性较强。     

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。     

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。     

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。     

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。     

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。     

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。     

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。     

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。     

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。     

天然气偏差因子的实验研究

天然气或凝析气的偏差因子在计算天然气储量过程中有着重要作用,在编制气田开发方案以及气藏动态分析、天然气加工、储存运输等方面也有广泛的运用.目前,确定气藏偏差因子的方法主要有实验测定、公式计算和图版法确定,而公式计算又可分为经验公式计算和状态方程计算两类.本文从实验出发,分别对一般天然气和非烃含量较高的天然气作了大量实验,总结了天然气偏差因子的一些变化规律,并与经验公式和软件计算的结果进行了比较.     

高酸气田天然气偏差因子计算方法

利用灰色关联分析方法对DAK、DPR、HY、Cranmer四种迭代方法和BB、Papay两种直接计算方法的计算结果与实验室数据进行关联度计算,得出关联度最大的方法即为最好的计算方法。通过计算可知,普光气田气藏偏差因子的计算应优选DPR（W—A）法和BB（W—A）法,而DPR（W—A）法是最优的计算方法。由于多组分高含硫天然气在不同压力段和温度段表现出不同的压缩性质,因此,分4个压力段进行分析,当各个压力段中关联度的平均值最大时,取得的结果更理想。用“分压力段进行分析（60℃）”的方法计算PX井不同温度段（75℃、90℃、105℃、120℃）的偏差因子,误差更小。     

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。     

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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。     

一种新的计算天然气偏差因子的方法

对目前国内外使用的天然气偏差因子计算方法进行了分类和评价分析，指出各类方法的优缺点。在此基础上，建立了一种新的偏差因子计算方法，给出了新方法的基本思想、计算方法和计算结果。利用三种方式对计算结果进行了分析对比。对比结果表明：计算结果与Standing-Katz图版的误差趋于0；与目前公认最好的状态方程方法——DAK方法的结果相比，其最大相对误差小于1％。从而验证了该偏差因子计算方法的正确性。新的偏差因子计算方法具有计算速度快、精度高、范围大、计算机操作方便等优点。     

高压气体偏差因子计算方法应用评价

用气体样品根据高温高压条件，考察给定对比温度和压力下的气体偏差因子值，对各种计算模型计算结果和Standing-Katz通用偏差因子图值进行误差对比分析。计算对比表明了各模型的适用范围，指出高压气体偏差因子计算的各种方法的平均相对误差，为工程计算提供了方便。     

页岩气容量法等温吸附实验气体状态方程优选

页岩气藏资源评价和开发的关键基础资料——等温吸附曲线,通常是通过容量法等温吸附实验获取的,决定其准确与否的关键是选择合适的气体状态方程来计算吸附/解吸气量。为此,针对不同气体状态方程对页岩气相态描述差异较大的情况,设计了简易、方便的气体状态方程优选评价实验装置和实验方案,该方法避开了对气体体积的频繁计算所带来的实验误差,仅通过测试不同状态下的压力即可评价气体状态方程的适用性,其原理和设备操作简单,计算方便。对实验结果的分析结论表明:(1)不同气体状态方程对甲烷的相态描述均有不同程度偏差,且压力越高偏差越大,页岩等温吸附实验中必须优选合适的气体状态方程来计算吸附气量和解析气量;(2)低压下(小于10 MPa)宜选用SRK方程、高压下(大于10 MPa)宜采用RK方程来计算甲烷气田相态变化;(3)总体上,结合我国页岩气藏埋藏较深、压力多在20 MPa以上的实际情况,RK方程能更好地计算出甲烷气田的相态变化特征,从而满足页岩等温吸附实验的需要。     

影响酸性气体压缩因子计算精度的因素研究

由于酸性气体含有H2S和CO2,严重影响了天然气压缩因子计算准确性。为此将压缩因子计算模型、混合规则以及校正方法相互组合计算了酸性气体的压缩因子,结合试验数据分析了气体组分、压力、混合规则以及校正方法等因素对各计算模型计算精度的影响。研究表明,酸性组分含量较低时,Key混合规则优于SBV混合规则,而DPR模型与GXQ校正方法组合计算结果最佳,平均绝对误差仅为0.6%。酸性组分含量较高时,除DPR模型外,其他模型Key混合规则优于SBV混合规则,且DAK模型、Key混合规则以及WZ校正方法的组合最佳,计算平均绝对误差小于0.5%。HY模型计算平均绝对误差大于5%,不能满足工程计算要求。     

CO_2气田气精馏过程的模拟计算

针对CO_2气田气资源开发,用MPR状态方程建立了CO_2气田气热力学性质计算模型,并用三对角矩阵法对精馏过程进行模拟计算。结果表明通过简单的精馏过程可以生产出纯度为99.99％以上的高纯CO_2气体。     

高含硫气田硫磺储量计算方法的修正

在国内外高含硫气田开发实践过程中，普遍发现随气田开发时间的延长，产出气体中H₂S含量不断上升，而产出气体中H₂S含量高低与高含硫气田硫磺的储量密切相关。通过流体相平衡理论分析，认为高含硫气田H₂S含量上升的原因在于原始条件下地层水中溶解有大量H₂S气体，当地层压力下降时，H₂S在地层水中溶解度降低导致部分H₂S从地层水中逸出进入气相，使得气体中H₂S含量不断上升。在此基础上，结合气-液相平衡和物质平衡理论，建立了H₂S含量变化理论预测模型，对高含硫气田开发过程中H₂S含量变化情况进行理论预测，进而建立了考虑气田开发过程中H₂S含量变化的硫磺储量修正模型。研究结果表明，考虑H₂S含量变化的修正模型所计算硫磺采出量要明显高于常规方法的计算结果，实例也表明考虑H₂S含量变化的硫磺可采储量比未考虑变化规律时要高出16.3％。