高压下页岩气吸附量计算新方法

体积法和重量法是页岩气吸附实验的两种重要方法,相比基于MSB磁悬浮测量的重量法,体积法的实验仪器结构和原理简单,造价也低,是目前中国进行页岩气吸附实验评价的主要手段。然而,体积法的最大问题在于气体压缩因子计算不准确,尤其在高压下,利用该方法对实验数据进行吸附量计算时会产生较大误差。针对体积法在高压下的不适应性,采用编程计算7种复杂气体状态方程压缩因子,并将计算结果与美国NIST数据库中Chemistry部分计算的甲烷压缩因子进行对比,结果表明:Setzmann方程不论在高压还是低压下气体压缩因子的计算精度均较高,解决了体积法在高压下的不适应性;应用改进前后的体积法分别对实际页岩气等温吸附实验数据进行解释,当平衡压力超过5 MPa时,两者计算吸附量差异随平衡压力增大而增大,平衡压力为30 MPa左右的极限吸附量相差0.426 5 mL/g,可见气体压缩因子计算精度的重要性;应用吸附理论模型对实验测得页岩气吸附等温线进行拟合,发现Toth吸附模型拟合精度最高。     

低温高压下液态乙烯的p-V-T关系

提供一个普遍化高压液体的状态方程,并将它应用于计算压力最高达130MPa、温度范围为120K~220K的液态乙烯的pVT数据。将计算结果与文献数据对比,表明本方程适合用来描述高压下的液态乙烯的pVT行为。另外,进一步检验结果表明,本方程可以在更高压力范围获得推广应用(<500MPa)(例如:高压下直链烷烃压缩液体的P-V-T关系)。     

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。     

分子聚集型状态方程及其在超临界流体相平衡中的应用

提出物质分子聚集理论,并应用作者推出的聚集参数 j 因子,对 Redlich—Kwong 方程中的斥力项加以修正,应用修正后的方程(JRK 方程),关联计算了萘和吖啶在超临界 CO_2、C_2H_6、CHF_3及C_2H_4中的159个溶解度数据,获得了满意的结果。     

柴油烃类组成对氢气在柴油中平衡溶解度的关联计算

在323.15~573.15 K、1~8 MPa范围内,采用饱和法测定氢气在柴油(包括直馏柴油、催化柴油、焦化柴油)中的平衡溶解度。通过对柴油烃类组成以及氢气在柴油中溶解规律的分析,建立柴油烃类组成与氢气平衡溶解度的关联式,并运用平衡溶解度的实验数据,求得关联式参数。经对不同柴油和不同温度条件下氢气在柴油中平衡溶解度的验证计算结果表明,氢气在柴油中平衡溶解度的计算值与实验值的相对偏差均在5.0%以内,所建立的关联式可靠,可在较宽的温度和压力范围内对氢气在不同种类柴油中的平衡溶解度进行计算。     

特高压天然气压缩因子的实验测定

目前常用的通用压缩因子图对比压力的适用范围为小于 1 5的区域 ,且由于条件的限制 ,对比压力大于1 5的区域内相行为的实验报道较少 ,给特高压力油气藏储量的准确计算和开发方案的制定带来了一定的困难。为弥补特高压力区域压力 体积 温度压缩因子实验数据的不足 ,作者设计制造了一套特高压物性实验装置 ,其最高工作压力为 1 0 0MPa,最高工作温度为473K。用该装置测定了 3个气样 ,获得温度为 3 2 3～41 3K、压力为 2 0～ 1 0 0MPa范围内的压缩因子值 ,共取得 3 80个数据点 (其中对比压力大于 1 5的数据为 2 1 9个 )。实验结果表明 :对于所测定的体系 ,目前使用的通用压缩因子图的对比压力的适用范围可以外延使用至对比压力小于 2 2的区域 ,其误差没有明显的增加。图 2表 2参 2 (郭绪强摘 )     

数据记录流量计算器

NOMAD太阳能数据记录流量计算器(附图略),是最近发表的完整计量气体流量的装置。它采用“SMART”变送器技术以达到密闭输送精度。完成的计算包括下述标准:AGA8(简式)、ISO5167、Redlich Kwong和NX-19。     

状态方程对页岩吸附甲烷等温线的影响

通过比较3种通用状态方程和1种经验方程计算的甲烷压缩因子,分别计算了4种状态方程的页岩吸附甲烷等温线,并与美国国家标准与技术研究院（NIST）的标准参考数据库计算的结果进行了对比。结果表明,不同状态方程计算的吸附等温线存在显著差异,状态方程对吸附量的影响在平衡压力低于4 MPa时较小,在中-高压力之后影响迅速增大,特别是压力高于13 MPa后,等温线形状发生了根本变化,这主要是由于不同状态方程计算的吸附增量在中-高压力之后差距越来越大所致,而在低压力条件下这种影响较小。     

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。     

甲醇-甲基叔丁基醚二元体系汽液相平衡的研究

试验测定了甲醇-甲基叔丁基醚二元体系在0.5MPa 和 1MPa 压力下的汽液相平衡数据。温度和压力的测量精度分别为±0.05K 和±1.5KPa,汽、液相组成分析的相对偏差为±0.01摩尔分率。汽相逸度采用维里方程计算,用 Hayden & O'Coanell 和 Tsonopoulos 方法估算第二维里系数。液相活度系数用 NRTL 和 Wilson 方程计算。并将实测结果与 UNIFAC 法预测值进行了比较。