气藏工程(第13章共6章).ppt

（Gas reservoir Engineering)(第一至三章）,气 藏工 程,目 录,第一章 绪论 第二章 天然气的物理化学性质第三章 烃类流体相态第四章 气藏物质平衡、储量计算及采收率第五章 气井产能分析与设计第六章 气藏动态分析,绪 论,一、天然气工业现状及发展 二、天然气工程的研究对象三、天然气工程的研究内容四、天然气工程的研究目的五、课程特点和学习要求,一、天然气工业现状及发展,世界天然气资源现状 我国天然气资源现状我国气田、凝析气田的特点天然气开发配套实用技术世界天然气开发技术,世界石油和天然气在能源结构的地位,油气能源促进经济发展和现代化进程的重要动力：20世纪石油能源结构中替代煤成为世界第一能源（41%）2001年底，石油剩余可采储量1407亿吨，产量31.85亿吨。有关专家预测，按平均需求增长1.51.8%，可再延续3540年。待发现的常规和非常规石油资源（油砂、重油和超重油开发，可保持本世纪供应。,可再生能源开发及应用（太阳能、风能和潮汐能），尚有技术、经济和规模等问题。,分常规和非常规两大类1、世界天然气剩余可采资源量 1120万亿方,常规280万亿方，占25%我国为13.32万亿方，占4.76%非常规840万亿方，占75%,u世界天然气资源,2、探明可采储量的增长和分布1950年2001年探明剩余可采储量1）增长1950年8.51012m32001年为155.081012m3增长了18倍，年平均增长33.8%,u世界天然气资源,东欧+独联体39%（俄罗斯48.111012m3，占世界总量31.02%）中东34%（伊朗9.881012 m3 占6.37%）西半球10%西欧3%非洲7%,亚太7%（中国1.02131012m3，占世界总量的0.7%),2）分布,3、气田分布特点（以90年代初）世界油气田共40000多个，气田17000个探明可采储量11012m3的气田有15个 1000108m3以上储量气田236个，仅占1.4%总数,u世界天然气资源,气田类型-按储层分：砂岩气藏占76.5%，碳酸盐岩气藏占23.5%；-按圈闭分：构造圈闭占92.9%；岩性、地层圈闭占7.1%；-按深度分：5000m占0.8%。,u世界天然气资源,4、世界天然气开发概况1）天然气产量1950年为0.1851012m3；2001年为2.3481012 m3，共增长了12.7倍。,u世界天然气资源,美国5566.6108m3占世界总量23.7%加拿大1909.1108m3占世界总量8.1%独联体6891.5108m3占世界总量29.35%中国247.81108m3占世界总量1%,2）天然气储采比 世界储采比1950年为46，而2001年增到62。西欧、西半球储采矛盾大，储采比仅16 东欧、非洲、中东产量偏低，储采比79377 独联体储采比81 亚太储采比43.8 中国储采比45,u世界天然气资源,俄罗斯能源政策及天然气工业,世界各个国家都在不断制定和调整各自的能源政策，俄罗斯把油气发展作为国民经济发展主要支柱，近23年国民经济年增长在4-5%，主要依赖油气发展。,俄罗斯能源战略的特点是：促进国民经济发展，根本改善人民生活；2020年石油产量达到3.6亿吨，天然气7000亿方，煤4.3亿吨 调整国内油气价格大力开发东西伯利亚和远东地区的油气资源，建立三个大油气开采基地 改善投资环境吸引外资开拓海外油气市场（如中亚）,第一位：俄罗斯 48.111012m3 33%第二位：伊朗22.991012m3 15.8%第三位：卡塔尔 8.441012m3 5.8%前三位可采储量占世界总量的54.6%,世界天然气剩余探明可采储量分布图,俄罗斯天然气储量在世界上的地位,第一位：俄罗斯5703108m3 25%第二位：美国5566.6108m3 23.7%第三位：加拿大1909.1108m3 8.1%前三位产量占世界总产量的61.15%,世界天然气产量分布图,俄罗斯天然气产量在世界上的地位,俄罗斯天然气资源发展,1902年在阿普歇龙半岛发现第一个气田苏拉汉气田；1937-1940年发现社兹拉克等气田和西乌克兰的气田；1041年，二次大战期间，勘探向伏尔加乌拉尔地区转移，发现小气田1955年(前苏联)成立了天然气燃料工业部,全苏天然气科学研究院,加快了天然气工业发展;1968年开始在西西伯利亚盆地展开大规模的区域勘探,发现高产大气区和特大型气田,1956年 121亿m3 0.69万亿m3 1968年 1691亿m3 9.49万亿m3 1976年 3206亿m3 25.70万亿m32001年 6000亿m3 47.57万亿m3,天然气能源结构：1985年 34%1999年 52.4%,俄罗斯油气勘探和开发现状,已探明气田769个,已投入开发气田338个,动用天然气储量27.1万亿米3（46.1%）。天然气累积产量11.8万亿米3，高峰年产量达6410 108m3，1999年产量5703亿米3。西西伯利亚北部产量5267 108m3,占全俄产量92.4%。俄罗斯天然气工业股份公司（Gazprom)年产达5493108m3(1999年),占全俄产量96.32%。Gazprom俄罗斯最大、最有实力公司，国民经济最大产业支柱，普京总统的“天然气外交”的基础,俄罗斯是世界上最大天然气生产国,西西伯利亚北部是21世纪主要产气区剩余探明储量36.5万亿米3,占俄罗斯总储量77.66%，其中，亚马尔和格丹气区探明储量约20万亿米3，尚未动用。东西伯利亚和远东、海上陆架地区是天然气储量增长远景区东西伯利亚和远东地区探明储量2.15万亿米3，总资源量44.2万亿米3 海上陆架探明储量3.63万亿米3，总资源量75.84万亿米3,俄罗斯是世界上最大天然气资源国,盆地东北部，小丘陵地形，气候寒冷，冻土层400500m。发现油气田10个，其中大型气田5个赛诺曼纯气藏，孔隙度2730%，渗透率100200md，埋藏浅11001200m尼欧克姆层为中低孔中低渗凝析气藏，埋藏深25003000m,亚马尔和格丹含气区：10.5万亿m3,纳迪姆-普尔-达佐夫气区：27.5万亿m3,瓦修干南部地区：0.2979万亿m3,大赫茨凹陷,俄罗斯西西伯利亚天然气资源,已建成独联体各国天然气集输系统，管网总长约20万公里(俄罗斯14.9万公里），现向独联体和东西欧各国出口2000亿米3天然气。正在建设欧洲输气管线：亚马尔-欧洲输气走廊（三条1440mm管线），全长5802公里至德国，年输气量约2000亿米3。预计2005年启动。土耳其东部“蓝流”输气管线，经乌克兰、罗马尼亚、保加利亚至土耳其，年供气量160亿方。西西伯利亚、东西伯利亚（伊尔库茨克、萨哈）出口东北亚（主要是中国）600亿米3。,俄罗斯在21世纪将成为欧亚两大洲最大的天然气出口国,俄罗斯天然气产量趋势预测,高峰2030年,二十一世纪俄罗斯天然气,中国引进俄罗斯油气资源项目,根据党中央国务院领导关于“充分利用国内外两种资源和两个市场”的战略决策，引进国外油气资源，特别是俄罗斯及周边国家油气资源，对建立我国能源战略保证体系，为保持经济持续发展，改善能源结构，具有现实和长远战略意义1994年开始，中国与俄罗斯政府间、公司间签属了一系列油气合作项目可行性研究协议，开展了俄罗斯东西伯利亚、西西伯利亚、萨哈林岛及中亚地区开发评价、预可行性、可行性评价，取得了重要认识和成果2004年8-10月，中俄油气合作出现了最好时机，中俄定期总理会晤、温家宝访俄、普京总统访华、CNPC与俄罗斯GAZPROM签署了“战略合作伙伴协议”。,中俄原油管道项目线路走向示意,中俄天然气供气项目线路走向示意,陆上管道总长度:4352km海底管道总长度:539.6Km 其中：俄罗斯境内:1943km 中国境内:2408km 管径:1422、1016、813mm输量：300 108m3/a,1、天然气资源我国陆地和海洋大陆沉积岩面积总和约为449.1104km2，共发育有280个中新生沉积盆地和3个古生界沉积岩分布区。我国天然气常规总资源量50.61012 m3，可采资源量13.321012 m3。,u我国天然气资源现状,2、天然气资源勘探开发现状1）探明储量（截止1999年底）探明天然气地质储量2.06351012m3探明可采天然气储量1.30491012m3，仅占最终可采资源量的9.8%探明剩余可采储量1.02131012m3天然气资源探明率很低，资源前景好。,u我国天然气资源现状,2）探明储量的增长“六五”新增天然气探明地质储量13.45108m3“七五”新增天然气探明地质储量30.82108m3“八五”新增天然气探明地质储量69.7108m3，超过前40年发现的总和;“九五”新增天然气探明地质储量9420108m3，平均年增长1880108m3。-2005将新增天然气探明地质储量15130108m3。,u我国天然气资源现状,3）探明地质储量的分布天然气田171个主要集中在川渝、陕甘宁、塔里木、柴达木、南海西部等地区；探明地质储量大于100亿m3的大中型气田47个，总储量1.5711012m3，占全国天然气总探明储量的74%；储量大于500亿m3的大型气田6个；最大的气田是新疆塔里木发现的克拉-2气田，探明地质储量2506.1亿方,u我国天然气资源现状,4）天然气产量2002年产天然气316108m3四大产气区：川渝、陕甘宁、塔里木、青海、南海西部预计2015年可达1000亿方。,u我国天然气资源现状,5）天然气集输区域管网以中油集团公司为例，建成输气管线9972km，管网覆盖11个省、市、自治区，年输气能力约232108m3。川渝地区连接成都、重庆等地、市的环形管网，输气延伸长度6192km，年输气能力约120108m3；陕甘宁气区的放射形管网，包括陕京长输管线、靖边西安、靖边银川输气管线，输气长度1030km，年输气能力27108m3；,u我国天然气资源现状,各油田建成的一些区域性管网如：大庆朝阳沟哈尔滨、华北永清北京、鄯善乌鲁木齐、彩南石西克拉玛依、塔中轮南等，总延伸长度超过2750km，年输气能力在85108m3以上。西气东输管线西部塔里木、长庆到上海及长江三角洲地区，全长4167km，投资1千多亿，设计年输气能力120亿m3,u我国天然气资源现状,6）市场对天然气的需求据初步调查，仅长江三角洲地区、环渤海湾地区、中南地区、中西部地区和川渝等，到2010年天然气需求总量655108m3，全国则高达1000108m3。从天然气资源、输气管网、市场需求看，我国天然气具有很好的发展前景,u我国天然气资源现状,1、气田的特点中小型气田居多。天然气开发分散、复杂；气田埋藏深，30006000m之间，气层偏老，开发、开采的难度增大；储层多属于中、低渗透储层，产能低，必须进行气层改造；水驱气田在已投入开发的气田中占相当的比重。,u我国气田、凝析气田的特点,2、凝析气田的特点凝析油含量多为中偏低；地露压差小，多为饱和凝析气藏；最大反凝析量小于临界流动饱和度，滞留地层很难流动；反凝析液损失率超过50%；同一油区内，凝析气藏常带油环，或为凝析气顶油藏，增加了开发难度和复杂性。,u我国气田、凝析气田的特点,3、我国主要气田举例四川气田裂缝性碳酸岩气藏，含硫，水驱，水淹-川东:目前气产量高，仅大天池气藏储量约200亿-川东北：气产量高，单井产量100万m3/d，高含硫-川西南:气水同产严重，威远气田还有200多亿储量-川中:磨溪气田-含硫、低孔低渗 八角气田、大安寨气田-凝析气田-川西北：中坝气田-含硫,u我国气田、凝析气田的特点,长庆气田低孔低渗气藏，井中生成水合物-陕甘宁中部气田，至北京的输气管线-蒙古苏里格庙气田，气油比高，凝析油含量低新疆气田凝析气藏多，怎样减少凝析油在地层中的损失-科克亚井深达6481m，地层压力130MPa-塔里木克拉2异常高压气田，西气东输主力气田,u我国气田、凝析气田的特点,南海气田海上气田，开采难度大-崖城-131气田，年产34亿，通过海底管线向香港输气其它气田大庆汪家屯气田、滇黔贵赤水气田,u我国气田、凝析气田的特点,u天然气开发配套实用技术,1、开发地震技术有效确定开发井位及开发程序 例如：东部复杂构造及断块气藏、长庆气田、川东石炭系五百梯气田、中原文23气田,2、气藏描述与数值模拟技术为开发方案编制提供准确参数分布和编制依据例如：大港、吐哈、华北、塔西南、塔里木和中原文23、四川大天池、大池干井气田,3、现代试井分析技术用于气藏动态分析，确定储层物性参数，核实气藏动态储量和评价气井产能例如：长庆气田,4、凝析气藏注气或注水开发技术目的是提高凝析油采收率，开采技术较复杂例如：大港大张坨、塔西南柯克亚、塔里木牙哈凝析气田注气、大港板桥后期注水,u天然气开发配套实用技术,5、低渗透气田增产配套技术应用酸化压裂技术和加砂压裂技术对气层进行改造，改善气藏的渗流条件。例如：四川、长庆,u天然气开发配套实用技术,6、老气田调整挖潜技术1）“排水采气”技术排除井底和井附近储层的积水，增加采气量。四川气区，经过排水采气，累计增加气量54.8108m3。2）“排水找气”技术通过排出封隔天然气的水体，找到隐蔽性裂缝性气藏。四川川南矿区通过“排水找气”，新获地质储量28.8108m3，经济效益显著。,u天然气开发配套实用技术,7、气田内部集输配套技术1）天然气计量、分离、高、低压分输等实用技术；2）高压集气工艺，减少了单井节流、加热、分离、计量，实现了低成本集输；3）含硫、二氧化碳气田防腐技术。,u天然气开发配套实用技术,8、采气工艺新技术1）气层保护及完井技术；2）高效射孔技术；3）压裂、酸化增产技术；4）排水采气工艺技术；5）气井试井及动态监测技术；6）采气作业安全控制技术；,u天然气开发配套实用技术,7）低压气井集输工艺技术；8）气井井下作业、修井技术；9）气井防腐、防水合物技术；10）双管采气技术。,u天然气开发配套实用技术,u世界天然气开发技术,1、提高采收率技术1）水驱气藏气藏整体治水技术，采收率提高1020%（1）单井排水采气调整气水边界推进速度，降低水侵区压力，使封闭气膨胀产出；防止水淹层水沿高渗带、裂缝等侵入气层，避免气藏水侵恶化，防止邻近气井过早水淹。,（2）气水联合开采用于尚未完全水淹或已完全水淹气藏通过气藏描述和气藏数值模拟，确定最佳排水井位、排水量和采气速度；减缓水体前沿推进速度，推迟尚未水淹气井出水时间；降低含水域的压力，使不流动气膨胀变为可流动气进入井底。,u世界天然气开发技术,（3）阻水开采工艺立足于气藏早期整体治水在边水驱气藏气水界面含水一侧或底水气藏含水层布置排水井；对于局部水驱气藏，在水侵通道上建立聚合物阻水屏障，减小边水推进、底水上升的速度，避免或减少气水接触，变水驱为“弹性气驱”。,u世界天然气开发技术,u世界天然气开发技术,（4）需要进一步研究的课题水驱气的残余气饱和度和降压释放水封气提高采收率的实验和理论研究；气藏整体治水和水淹气藏二次采气技术研究；气藏底水锥进的分析与控制技术研究；气水同产井试井理论方法与应用研究。,2）凝析气藏提高凝析油采收率注气、注水、气水交替提高采收率技术，同时考虑注段塞混相或近混相驱替技术,u世界天然气开发技术,u世界天然气开发技术,需要进一步研究的课题-多孔介质中凝析油气产状、渗流特征实验及理论研究。包括：吸附、毛管力和重力、毛管凝聚、润湿性和原生水存在等对凝析油气开采的影响；-提高凝析气井产能研究，包括：反凝析液临界流动饱和度的测定；凝析油气、凝析油、气、水相对渗透率测定方法；近井地带反凝析油污染评价及防治研究。,-注气开采机理、驱替效率和提高凝析油采收率研究，包括：其它保持压力开发方式（气水交替、注水、注氮气或空气）研究；-凝析气藏地面、地下一体化开发研究，包括：凝析气井试井及产能评价新技术研究；油气水多相垂直管流计算方法研究；凝析气藏一体化开发数值模拟研究。,u世界天然气开发技术,u世界天然气开发技术,3）低渗致密气藏加密井、水平井与大型压裂相匹配有待深入研究的课题-非达西渗流的阈压效应（启动压力）和气体滑脱效应；-低渗气藏储层物性测定方法；-气井试井方法和单井控制储量计算等。,4）异常高压气藏高压时裂缝是张开的，随地层压力的下降，裂缝逐渐闭合 开发的关键在于保持地层压力高于正常静水柱压力，使产层具有良好渗流条件。应用p/ZGp关系直接外推求该类气藏储量和进行动态预测，必须对岩石、水和天然气的压缩系数进行校正。,u世界天然气开发技术,2、现代试井技术为气藏开发提供产能、地层参数、储层特征、气藏边界和控制储量等重要参数。3、测井技术识别气藏超薄层、薄层；预测气井产能；研究含气饱和度。,u世界天然气开发技术,4、气藏数值模拟技术气藏开发上下游一体化的数值模拟技术，形成从气层气井地面采气设备集气管线气体加工厂压缩机等完整的计算机模拟系统。5、水平井、深井技术分枝状水平井、复杂结构井的钻井、完井技术；压裂酸化、射孔等技术。,u世界天然气开发技术,6、非常规天然气利用技术煤层气储集层模拟技术；吸附和脱附规律；渗流机理、开采动态和试井方法及解释；以保护煤层气为中心的完井技术；以提高产量为中心的增产技术；天然气水合物开采技术；水溶性气藏开采技术。,u世界天然气开发技术,气藏包括常规气藏、非常规气藏-常规气藏气驱气藏、水驱气藏、凝析气藏、异常高压气藏等-非常规气藏煤层气藏、水合物气藏、水溶性气藏等,二、天然气工程研究对象,三、天然气工程研究的主要内容,天然气开发的全过程,开发阶段,开采阶段,地质勘探,净化处理,用户,开发方案调整,天然气工程研究的主要内容,整个气井生产系统的流动规律，各种工艺方法1、天然气从气藏到井底的渗流（地层）2、天然气从井底到井口的流动（井筒）3、天然气从井口到用户的流动（地面输气管线）4、天然气的地面处理,四、天然气工程的研究目的,在遵守资源和环境保护的条件下，高效、科学、合理开发天然气，取得最佳的技术经济指标和最佳的天然气、凝析油采收率。,课程特点-石油工程专业和油气田开发工程学科的一门重要的专业课程-具有综合性、多学科性和实践性 以矿场地质、矿场和应用地球物理、流体渗流力学、油气层物理、油气集输工程和技术经济等多学科为基础-内容多，概念多，公式多，单位多,五、课程特点和学习要求,五、课程特点和学习要求,学习目标-通过本课程的学习，全面掌握天然气开发的基本理论、原理和方法；-建立起一套较为完整的基本概念、技术、原理和方法；-更好地认识和分析天然气开发的全过程。,五、课程特点和学习要求,要求掌握内容-基本概念-基本方法-基本设计-计算步骤,学习要求-注意听讲-认真笔记-课后多复习-多动脑思考,教材和参考书,教材-李士伦等，天然气工程参考书-C.U.伊克库：天然气开采工程-H.D.Beggs：Gas Production and Operation-R.V.Smith：Practical Natural Gas Engineering-D.L.Katz：Handbook of Natural Gas Engineering,教材和参考书,参考书-气藏工程，北京:石油工业出版社，2001-气藏工程分析方法(精)，黄炳光 著，石油工业出版社 2005年7月-石油科学进展23 气藏工程原理作 者：（荷兰）J.Hagoort，石油工业出版社，1992年12月第1版,天然气的物理化学性质,第二章,第二章 天然气的物理化学性质,u确定天然气在各状态下物性参数的方法：l直接取气样进行实验测定；l根据天然气各组分的物理性质、物理规律利用混合规则进行计算。,第二章 天然气的物理化学性质,第一节 天然气的组成和分类第二节 天然气的分子量、相对密度、密度和比容第三节 天然气偏差系数的确定第四节 天然气的等温压缩系数第五节 天然气的体积系数和膨胀系数第六节 天然气的粘度第七节 天然气含水量和溶解度,一、基本概念 u体系(system)指一定范围内一种或几种定量物质构成的整体，又称物系、系统。体系可分为单组分和多组分体系。,水,多组分体系multi-component,单组分体系single-component,H2O,第一节 天然气的组成和分类,水,H2O,C3、C7、C20,油,u组分(component)形成体系的各种物质称该体系的各组分，也即物系中所有同类的分子。,一、基本概念,拟组分(pseudo-component)：用于工程计算的一种假想组分，由物系中几种组分合并成。例如，油气相态研究中常用组分：l纯组分：C1、C2、C3；l拟组分：轻烃组分C2-6、重烃组分C7+,水,H2O,C3、C7、C20,油,一、基本概念,u组成(composition)体系中构成某物质各组分所占的比例。定量表示体系或某一相中的组分构成情况。,油,C3、C7、C20,10%、20%、70%,1、天然气：（烃类、非烃类）uNatural gas：指从地下采出的，常温常压下相态为气态的烃类和少量非烃类气体组成的混合物。lHydrocarbon：CnH2n+n C1(7098%)、C2(10%）C3C5(百分之几)、C6+（甚微）lNon-hydrocarbon：H2S、CO2、N2、CO、Ar、He,二、天然气的组成,二、天然气的组成,2、天然气组成 天然气中各组分气体所占总组成的比例 实验室用气相色谱仪分析,3、天然气组成的表示方法 三种方法：摩尔组成、体积组成、质量组成u摩尔组成：用yi表示，最常用的一种表示方法 各组分的摩尔数占总摩尔数的分数。,（摩尔分数，可用百分数，也可用小数表示）,二、天然气的组成,u体积组成：用符号vi表示 各组分的体积占总体积的分数。,当考虑天然气为遵循阿伏加德罗定律的混合气体时，其体积组成与摩尔组成相等,二、天然气的组成,u质量组成：用符号Gi表示 各组分的质量占总质量的分数,u质量组成与摩尔组成的换算,由,，可推得：,Mi为组分i的摩尔质量(molecular weight),二、天然气的组成,思考：已知摩尔组成如何换算为质量组成？,气 相,C1,C2,C3,u已知：体系中各组分的质量如下,二、天然气的组成,u求：体系的质量组成、摩尔组成和体积组成,气 相,C1,C2,C3,二、天然气的组成,l体系的质量组成,体系的总质量m,体系的质量组成:,气 相,C1,C2,C3,体系中各组分的分子量:,二、天然气的组成,体系中各组分的摩尔数:,l体系的摩尔组成,气 相,C1,C2,C3,二、天然气的组成,体系的总摩尔数n:,体系中各组分的摩尔组成:,气 相,C1,C2,C3,二、天然气的组成,体系中各组分的体积:,l体系的体积组成,体系的总体积V:,三、天然气的分类,天然气的分类,按烃类组分关系,按矿藏特点,按H2S、CO2含量,干气：地下地面均呈气态，C5+几乎没有,湿气：地下气态，地面有液烃，C5+很少,纯气藏气：地下气态，C190%，C2-C4少，C5+甚微，g0.5-0.6,酸性天然气：S1g/标m3,贫气：C3+100cm/m3,富气：C3+100cm/m3,凝析气藏气：地层原始状态呈气态，开发过程中，当地层压力低于露点压力时有液烃析出，C160-90%，C5+较高，g0.7-0.9,油田伴生气：地下与原油共存，伴随原油产出，C160%，C5+甚微，g1,净气：S1g/标m3,一、天然气分子量(molecular weight）u定义：标态下1kmol（0、1atm、22.4m3）天然气具有的质量。单位：kg/kmol 又称平均分子量、视分子量u确定方法：,第二节 天然气的分子量、相对密度、密度和比容,u定义(density)在一定温度压力下，单位体积天然气的质量。,二、天然气的密度,（Kg/m3）,u计算方法,在理想条件下，,实际气体，,u定义(specific gravity or relative density)在20，0.101MPa下天然气的密度与干燥空气的密度之比。,三、天然气的相对密度,u计算方法,思考题：如何得到？,气 相,C1,C2,C3,u已知：天然气的摩尔组成如下,u求：天然气的分子量和相对密度,三、天然气的相对密度,气 相,C1,C2,C3,l天然气的分子量:,三、天然气的相对密度,l天然气的相对密度:,四、天然气的比容,u定义(specific volume)单位质量天然气所占据的体积,（m3/Kg）,u计算方法,在理想条件下，,实际气体，,第三节 天然气偏差系数的确定,u气体状态方程 描述一定量的气体压力、体积、温度之间关系 的数学方程式。,一、偏差系数的状态方程,1、偏差系数定义 指在相同温度、压力下，真实气体所占体积与相同量理想气体所占体积的比值。,l实际气体分子有体积，真实气体比理想气体难压缩l实际气体分子间有引力，真实气体比理想气体易压缩l Z的大小反映了两种相反作用的综合结果-Z1，真实气体比理想气体难压缩，体积更大-Z1，实际气体比理想气体易压缩，体积较理想气体小-Z=1，实际气体接近理想气体仅当p很低，T较高时，可认为Z=1，是理想气体,由偏差系数的定义式：,研究nKmol摩尔实际气体，由（1）式：,（1）,（2）,又由理想气体状态方程为：,（3）,2、偏差系数的状态方程,把(2)代入理想气体状态方程(3)：,p,压力，MPa,(4),T,温度，K,Vm,气体体积，m3,R,通用气体常数，0.008314MPa.m3.Kmol-1.K-1,2、偏差系数的状态方程,思考题：R如何得到？,2、偏差系数的状态方程,u偏差系数状态方程的几种表现形式,lnKmol：,l1Kmol：,l1Kg：,V=m3 体积,Vm=m3/Kmol千摩体积,=m3/Kg比容,思考题：R如何得到？,二、天然气偏差系数的确定,确定偏差系数的方法：1）实验测定法,特点：可靠，但周期长，成本高，不适用于一般工程上的计算。2）查图版法Standing-Katz图版 特点：查图较简单，在大多数工程上满足工程要求，在油田上用得较广。,3）计算法（1）状态方程法SRK、PR、SW、PT、LHSS等的偏差系数三次方程，应用牛顿迭代方法求解11参数法(D-A-K)、H-Y、8参数法（D-P-R）（2）经验公式法Sarem法、Papay法、leung法、Carlie-Gillett法、Burnett法、Papp法等,二、天然气偏差系数的确定,原理对应状态原理：两种性质相近的气体，在对应状态时，内涵性质一样,1、Standing&Katz系数图,对比压力,对比温度,对天然气混合物，应用拟对比压力和拟对比温度,1、Standing&Katz系数图,拟临界压力ppc：,拟对比压力ppr：,拟对比温度Tpr：,拟临界温度Tpc：,对于非烃如H2S、CO2含量较高时，应对Tpc和ppc校正，校正后的拟临界温度和压力：,A-天然气中H2S和CO2之和。,B-天然气中H2S摩尔分数。,1、Standing&Katz系数图,已知天然气的g，可以由下面公式确定Tpc和ppc,对干气,对凝析气,1、Standing&Katz系数图,确定偏差系数的步骤：A、根据已知天然气的组成或相对密度求拟临界温度、拟临界压力 B、如含有非烃H2S、CO2，对拟临界温度和拟临界压力进行校正 C、根据给定的温度、压力，计算拟对比温度和拟对比压力 D、查图版，求得偏差系数,1、Standing&Katz系数图,例1：已知天然气的组成数据如下表，求ppc、Tpc和p=4.827MPa,T=320K时的ppr、Tpr,组分,摩尔分数,临界温度,K,临界压力,MPa,C1,C2,C3,C4,0.94,0.03,0.02,0.01,190.6,305.4,369.8,425.2,4.604,4.880,4.294,3.796,1、Standing&Katz系数图,解：,（1）,（2）,1、Standing&Katz系数图,解：,1、Standing&Katz系数图,组分,摩尔分数,分子量,C1,C2,C3,C4,0.94,0.03,0.02,0.01,16.043,30.070,44.097,58.124,例2：已知天然气的组成数据如下表，求ppc、Tpc和p=4.827MPa,T=320K时的ppr、Tpr,1、Standing&Katz系数图,解：,（1）求天然气的分子量Mg,1、Standing&Katz系数图,（2）求ppc和Tpc,1、Standing&Katz系数图,（3）求ppr和Tpr,1、Standing&Katz系数图,2、D-A-K方法（11参数法）,A1=0.3265 A2=-1.0700 A3=-0.5339 A4=0.01569A5=-0.05165 A6=0.5475 A7=-0.7361 A8=0.1844A9=0.1056 A10=0.6134 A11=0.7210,(1),(2),应用状态方程拟合Standing-Katz图版得到,拟对比密度：,代入（1）式,2、D-A-K方法（11参数法）,如何求Z?,由,变形,2、D-A-K方法（11参数法）,（3）,已知ppr、Tpr时，方程（3）只有一个未知数pr，因而可以求解方程（3）得到pr代入（1）或（2）即可求出Z。方程（3）如何求解呢？,2、D-A-K方法（11参数法）,牛顿迭代法,令（3）的左端项为,2、D-A-K方法（11参数法）,牛顿迭代格式：,2、D-A-K方法（11参数法）,方法的适用范围：,已知p，T，求解Z的步骤：（1）根据yi或相对密度计算ppc和Tpc（2）计算拟对比参数ppr和Tpr（3）对pr赋初值，取Z=1（4）计算F(pr)（5）计算F(pr)（6）迭代计算,2、D-A-K方法（11参数法）,（7）判断,（8）将满足精度要求的pr代入（1）式或（2）式求Z,若满足，结束迭代，若不满足，,继续迭代,2、D-A-K方法（11参数法）,例3：已知某天然气的ppr=1.0398，Tpr=1.65，应用11参数法天然气的偏差系数Z。,解：（1）对pr赋初值，取Z=1,（2）求F(pr),第一项,第二项,2、D-A-K方法（11参数法）,第三项,第四项,2、D-A-K方法（11参数法）,第五项,F(pr)=第一项+第二项+第三项+第四项+第五项=0-0.0128+0.00083+0.000000962+0.000671=-0.0113,2、D-A-K方法（11参数法）,（3）求,第一项,第二项,2、D-A-K方法（11参数法）,第三项,第四项,2、D-A-K方法（11参数法）,F(pr)=1+第一项+第二项+第三项+第四项=1-0.150586+0.01466+0.000034033+0.002208=0.866,2、D-A-K方法（11参数法）,（4）迭代计算：,2、D-A-K方法（11参数法）,（5）判断,进行第二次迭代计算,（6）将满足精度要求的pr代入（1）式或（2）式求Z：,2、D-A-K方法（11参数法）,3、H-Y方法,Yarborough和Hall应用Starling-Carnahan状态方程得到的,特殊定义的对比密度：,3、H-Y方法,3、H-Y方法,方法的适用范围：Tpr1,一、定义在等温条件下，当体系压力改变单位压力时，单位体积天然气的体积改变量。,第四节 天然气的等温压缩系数,单位：MPa-1,二、天然气等温压缩系数的确定,由偏差系数的状态方程：,二、天然气等温压缩系数的确定,可由相应温度下的Zp图在相应的压力Zp曲线上求出该点的Z值和相应的斜率Z/p，代入上式即可求出压力p下的Cg值。,二、天然气等温压缩系数的确定,若气体为理想气体，则Z=1,在实际应用中，一般不直接根据p计算Cg值，而将Cg表示为拟对比压力和拟对比温度的函数,二、天然气等温压缩系数的确定,计算Cg常用公式,Cpr等温拟对比压缩系数：,根据偏差系数Z和Tpr等温线上的切线斜率(Z/p)Tpr，可求出Cg值。,二、天然气等温压缩系数的确定,1、查Standing&Katz偏差系数图版,已知yi或相对密度，p，T，求解Cg（1）根据yi或相对密度计算ppc和Tpc（2）计算拟对比参数ppr和Tpr（3）在Standing&Katz偏差系数图版找到Tpr对应的Zppr线，求出Z（4）求Zppr线的斜率,（5）计算Cpr，,（6）计算Cg，,2、D-A-K（11参数法）,（1）,（2）,2、D-A-K（11参数法）,2、D-A-K（11参数法）,2、D-A-K（11参数法）,已知yi或相对密度，p，T，求Cg（1）根据yi或相对密度计算ppc和Tpc（2）计算拟对比参数ppr和Tpr（3）对pr赋初值，取Z=1，,（9）计算Cg=Cpr/ppc,2、D-A-K（11参数法）,（4）计算F(pr)、F(pr)（5）迭代计算求pr（6）将满足精度要求的pr代入（1）式或（2）式求Z（7）计算Z/pr（8）将pr、Z、Z/pr代入，求Cpr,一、定义相同数量的天然气在地层条件下的体积与其在地面标准条件下的体积之比，用符号Bg表示,第五节 天然气的体积系数,两个特定状态，与过程无关单位：m3sm3g,在地面标准状态下，气体体积可按理想气体状态方程来求取，此时Zsc=1：,第五节 天然气的体积系数,二、确定方法由定义：,在地层温度、压力条件下，天然气所占的体积可按偏差系数状态方程求出：,第五节 天然气的体积系数,在标准状态下，psc=0.101325,Tsc=293.15K,第五节 天然气的体积系数,例1：已知地层压力p=16.548MPa,地层温度T=411.9K,g=0.64,VHC=108m3,求天然气的储量。,解：,（1）求天然气的临界参数,第五节 天然气的体积系数,（2）求天然气的ppr,Tpr,第五节 天然气的体积系数,（3）求天然气的Z,用11参数法,Z=0.938,（4）求天然气的体积系数,第五节 天然气的体积系数,（5）求天然气的储量,第五节 天然气的体积系数,第六节 天然气的粘度,一、定义天然气内摩擦阻力的量度。单位：mPa.s二、确定方法Carr Kobayshi&Burrows图版Dempsey方法Lee等人的方法,根据气体相对密度或摩尔质量，确定气体粘度（1）根据T、g或Mg，查出大气压下的粘度1（2）求出ppc,Tpc,ppr,Tpr（3）根据ppr,Tpr查高压下的粘度与1之比/1（4）计算=/11,1、Carr Kobayshi&Burrows图版,当天然气中含H2S、CO2、N2，首先对大气压下的粘度进行校正：,1、Carr Kobayshi&Burrows图版,2、Dempsey方法,拟合Carr Kobayshi&Burrows图版得到,2、Dempsey方法,A0=-2.46211820 A1=2.97054714 A2=0.286264504 A3=8.5042052210-3 A4=2.80860949 A5=-3.49803305 A6=0.360373020 A7=-0.01044324 A8=-0.793385684A9=1.39643306 A10=-0.149144925 A11=4.41015512 10-3A12=0.0839387178 A13=-0.186408848 A14=0.0203367881 A15=-6.09579263 10-3,2、Dempsey方法,当天然气中含H2S、CO2、N2，首先对大气压下的粘度进行校正：,2、Dempsey方法,3、Lee等人的计算关系式,-天然气的粘度，mPa.S,T-绝对温度，K,g-天然气密度，g/cm3,例1：已知g=0.8,T=338.55K,p=13.79MPa,Z=0.791,求g,解：,3、Lee等人的计算关系式,3、Lee等人的计算关系式,3、Lee等人的计算关系式,第七节 天然气含水量和溶解度,一、天然气的水露点和烃露点1、天然气的水露点是指在一定压力下与天然气的饱和水蒸汽量对应的温度；或在一定压力下，天然气中的水蒸汽开始冷凝结露的温度。2、天然气的烃露点是指在一定压力下，气相中析出第一滴“微小”的烃类液体的平衡温度。,二、天然气中的含