天然气物性参数(新)
天然气高压物性参数计算
摘要天然气的压缩因子、体积系数、压缩系数、粘度等高压物性参数随气藏压力和温度的变化而变化,定量描述和预测这些参数的变化规律具有十分重要的实际意义。
通过电脑程序将天然气高压物性的相关经验公式转变为程序计算，能够很快的得到计算结果以及对计算结果的图形分析，通过最后的图形分析我们能很直观的看出高压物性参数之间的关系，有利于确定合理的开发速度和规模，节省投资，将资金投向回报率高的方案上。
本文中首先介绍了天然气高压物性参数的相关经验及半经验公式，再利用excelVBA实现公式的程序计算，只要输入原始数据，点击相应的高压物性计算按钮就能得到计算结果，数据分析窗体能够自动输出高压物性与相关参数的图形。
关键字：高压物性偏差系数粘度压力温度ABSTRACTGas compressibility factor, volume factor, compressibility, viscosity and other physical parameters with high pressure gas reservoir pressure and temperature changes, quantitatively describe and predict the variation of these parameters has a very important practical significance. Through a computer program related to the physical properties of high pressure natural gas into a program to calculate the empirical formula, can quickly get the results and the calculation results of the graphical analysis, graphical analysis through the last we can see the pressure very intuitive relationship between the physical parameters will help determine a reasonable pace and scale of development, reduce investment, high return on the capital investment program on.This paper first introduces the gas pressure in the physical parameters relevant experience and semi.empirical formulas to achieve reuse excelVBA program calculates the formula, as long as the input raw data, click on the appropriate button to be able to calculate the physical properties of high pressure to get results, analysis of data form can be automatically output pressure properties and related parameters graphics.Keywords: PVT variation ；coefficient of viscosity；pressure ；temperature ；coefficient of volume.重庆科技学院本科生毕业设计目录目录摘要 (I)ABSTRACT (II)1 绪论 (1)1.1国内外天然气高压物性参数计算发展历史 (1)1.2国内天然气分布 (2)1.3天然气高压物性参数计算的意义 (2)2 计算方法介绍 (4)2.1天然气临界参数计算 (4)2.1.1 天然气平均分子量 (4)2.1.2 天然气的相对密度 (4)2.1.3 拟临界压力P PC和拟临界温度T PC (4)2.1.4 拟对比压力P Pr和拟对比温度T Pr的计算 (5)2.2天然气的偏差因子Z计算 (6)2.2.1 Pong.Robinson方程法 (6)2.2.2 Cranmer方法 (7)2.2.3 DPR法 (7)2.2.4 DAK法 (8)2.2.5 平均值法 (9)2.3天然气压缩因子计算 (9)2.4天然气体积系数计算 (10)2.5天然气膨胀系数的计算 (10)2.6天然气的粘度计算 (10)2.6.1 Lee关系式 (11)2.6.2 Dempsey关系式 (11)3 EXCELVBA程序计算 (13)3.1VBA简介 (13)3.2界面设计 (13)3.3操作步骤 (14)3.3.1 原始数据 (15)3.3.2 拟临界压力、温度，拟对比压力、温度的计算 (16)3.3.3 天然气高压物性的计算 (17)3.3.4 图形分析 (22)3.3.5 数据查询 (25)4 结论 (26)参考文献 (27)致谢 (28)1重庆科技学院本科生毕业设计 1 绪论1 绪论1.1 国内外天然气高压物性参数计算发展历史天然气高压物性参数计算问题早在20世纪40年代就有人提出了。
天然气物性参数及管线压降与温降的计算
整个计算过程的公式包括三部分：一．天然气物性参数及管线压降与温降的计算 二．天然气水合物的形成预测模型 三．注醇量计算方法一．天然气物性参数及管线压降与温降的计算 天然气分子量标准状态下，1kmol 天然气的质量定义为天然气的平均分子量，简称分子量。
∑=ii M y M(1) 式中 M —气体的平均分子量，kg/kmol ；y i —气体第i 组分的摩尔分数；M i —气体第i 组分的分子量，kg/kmol 。
天然气密度混合气体密度指单位体积混合气体的质量。
按下面公式计算： 0℃标准状态∑=i i M y 14.4221ρ (2) 20℃标准状态∑=i i M y 055241.ρ (3) 任意温度与压力下∑∑=ii ii V y M y ρ(4)式中 ρ—混合气体的密度，kg/m 3；ρi —任意温度、压力下i 组分的密度，kg/m 3； y i —i 组分的摩尔分数；M i —i 组分的分子量，kg/kmol ； V i —i 组分摩尔容积，m 3 /kmol 。
天然气密度计算公式gpMW ZRTρ= (5)天然气相对密度天然气相对密度Δ的定义为：在相同温度，压力下，天然气的密度与空气密度之比。
aρρ∆=(6) 式中 Δ—气体相对密度；ρ—气体密度，kg/m 3； ρa —空气密度，kg/m 3，在P 0=101.325kPa ，T 0=273.15K 时，ρa =1.293kg/m 3；在P 0=101.325kPa ，T 0=273.15K 时，ρa =1.293kg/m 3。
因为空气的分子量为28.96，固有28.96M∆=(7) 假设，混合气和空气的性质都可用理想气体状态方程描述，则可用下列关系式表示天然气的相对密度28.96gg ga a pMW MW MW RT pMW MW RT∆===(8) 式中 MW a —空气视相对分子质量；MW g —天然气视相对分子质量。
天然气的虚拟临界参数任何气体在温度低于某一数值时都可以等温压缩成液体，但当高于该温度时，无论压力增加到多大，都不能使气体液化。
天然气物理性质
虽然对应状态原理是不 够完善的，但实践证明 可用于化学结构相似的 气体（如石蜡族烃）
图可以看出，不同类型 气体的甲烷、乙烷、丙 烷，当其折算压力Pr和 折算温度Tr相同时，具 有相同的压缩因子（即 各点都沿一条曲线分 布）。
根据对应状态原 理，对于单组分 气体只要知道其 折算压力Pr和折 算温度Tr，就很 容易按图版6-6 查出其压缩因子 Z来。
p' n2 • a V2
a——为取决于气体类型的常数
2、压力增加导致气体分子体积的校正
若每mol气体所有单个分子的总体积为b， 则n摩尔实际气体的体积应为nb(其中b——为与气体类型有关的常数）
这样经修改后的实际气体的状态方程（范德华方程）
(
p
n2 V2
•
a)(V
nb)
nRT
式中：a、b——取决于气体类型的常数。
4、压缩因子求取 1）天然气压缩因子求取的实验方法
将一定质量的天然气样品装入高压实验装置的PVT 筒中，在恒温条件下测定天然气的压力与体积的关系， 然后利用下式计算不同压力下的天然气的压缩因子。
pV ZnRT
实验方法可以测得绝大多数气体的压缩因子，缺点 是测试过程长，应用范围有限。
2）SK图版法（Standing和Katz图版）
具体的计算步骤如下：
（1）求出天然气的虚拟临界常数：
n
n
ppc yi pci Tpc yiTci
i1
i1
式中：Ppc、Tpc——天然气混合物的虚拟（平均）临界压力和虚拟（平均）临界 温度（ata、K）；Pci、Tci—组分 i 的真实临界压力和临界温度（ata、K）。
k
p c yi pci i 1
k
T c yiTci i 1
天然气物性参数计算
异丁烷iC4 正丁烷nC4 异戊烷iC5 正戊烷nC5 己烷C6
0.060
物性参数计算结果（标准参比条件101.325kPa，20℃） 摩尔质量(kg/kmol) 高位摩尔发热量 (MJ/mol) 临界压力(MPa) 沃泊指数 (MJ/m³) 17.4778 真实相对密度 918.6086 低位摩尔发热量 (MJ/mol) 0.6046 829.0536 参比条件密度 （kg/m³） 高位体积发热量 (MJ/m³) 0.7266 38.2706 4.8729
4.6022 临界温度(℃) 49.2207
197.3959 爆炸下限（%）
计算依据：GB/T 11062-2014
格
组分名称 摩尔百分数
庚烷C7 辛烷C8 壬烷C9 癸烷C10 氦气He 氩气Ar
黄色区域输入组分 摩尔百分数即可得 出计算结果
20℃） 标况压缩因子 低位体积发热量 (MJ/m³) 爆炸上限（%） 0.9978 34.5396 15.1264
天然气物性参数计算表格
天然气组分化验结果（mol/mol%） 组分名称 摩尔百分数 组分名称 பைடு நூலகம்2.470 水H2O 1.750 硫化氢H2S 0.680 氢气H2 3.500 一氧化碳CO 0.980 氧气O2 100 摩尔百分数 组分名称 摩尔百分数 0.340 0.220
甲烷C1 氮气N2 二氧化碳CO2 乙烷C2 丙烷C3
天然气物性参数
天然气物性参数
一、天然气
1、密度
常温、常压下甲烷的密度为0.7174kg/m3，相对密度为0.5548。
天然气的密度一般为0.75～0.8 kg/m3，相对密度一般为0.58～0.62。
2、着火温度
甲烷着火温度为540℃。
3、燃烧温度
甲烷的理想燃烧温度为1970℃。
天然气的理论燃烧温度可达2030℃。
4、热值
天然气热值一般为8500kcal/Nm3。
5、爆炸极限
天然气的爆炸极限为5%～15%。
二、压缩天然气
压缩天然气(CNG)通常是指经净化后压缩到20～25MPa的天然气。
CNG在20MPa时的体积约为标准状态下同质量天然气的1/200。
三、液化天然气
天然气在常压下，当冷却至-162℃时，由气态变为液态，称为液化天然气(LNG)。
LNG的密度通常在430～470kg/m3之间，LNG的体积约为同量气
态天然气体积的1/620。
四、LNG与燃料油比较
五、气态天然气与LNG换算
1tLNG≈2.3m3LNG
1m3LNG≈620Nm3气态天然气
1tLNG≈1400Nm3气态天然气
六、LNG成本费用
运费：0.062～0.077元/(m3·100km) 运输成本：33.6～42元/(m3·100km) 液化成本：0.6～1.0元/m3
气化站成本：0.6～1.0元/m3。
天然气计量标准体系：参数测定
Байду номын сангаас
3 标准参比条件下物性参数测定标准
标准参比条件下的物性参数有发热量、密度、相对 密度及沃泊指数，与计量和质量指标有关。测量方法有 直接测定和计算的间接测定2种方法。直接测定方法由 于受现场条件的影响，准确度不高；随着计算机技术的 发展，把在实验室条件下获得的准确数据进行研究、处 理后，开发的计算方法的准确度比现场直接测定高。 3.1 国内外直接测定方法标准有： 1) ISO 15971:2008 Natural gas - Measurement of properties - Calorific value and Wobbe index(天然 气 - 参数测量 – 发热量和沃泊指数)。 2) ASTM D4891-1989(2006) Standard Test Method for Heating Value of Gases in Natural Gas Range by Stoichiometric Combustion (化学计量燃 烧法确定天然气发热量的试验方法 )。
硫化氢, mol%
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说明：D：AGA8-92DC方法；S：SGERG-88方法；1： 管输气(温度263K～338K，压力0 MPa～12 MPa)； 2： 管输气(温度263K～338K，压力12 MPa～30 MPa)，3： 更宽组成范围的气体(温度温度263K～338K，压 力0 MPa～30 MPa)；4： 预期不确定度≤±0.1%；5： 预期不确定度：±0.1％～±0.2%；6： 预期不确定度： ±0.2％～±0.5%；7： 预期不确定度：±0.5％～±3.0%。 2018/8/13 16
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天然气物性参数(新)
2.1 天然气临界参数计算2.1.1 天然气平均分子量天然气是混合气体，分子量不是一成不变的，其平均分子量按Key 规则计算:g i i M y M =∑（2.1）式中 M g —天然气的平均分子量kg/mol ；M i 、y i —天然气中i 组分的分子量和摩尔分数。
2.1.2 天然气的相对密度首先假定空气和天然气都取同一标准状态，天然气的相对密度可用下式表示： 28.9729g g g gg air air M M M r M ρρ===≈（2.2） 式中 r g —天然气的相对密度；g ρair ρ—同一标准状态下，天然气、空气的密度kg/m 3；g M air M —天然气、空气的平均分子量kg/mol 。
2.1.3 拟临界压力P PC 和拟临界温度T PC① 组分分析方法pc i ci p y p =∑pc i ci T yT =∑（2.3）g i i M y M =∑式中 ci p —— 天然气组分i 的临界压力(绝),MPa ；ci T —— 天然气组分i 的临界温度,(273+t)°K 。
② 相关经验公式方法在缺乏天然气组分分析数据的情况下，可引用Standing 在1941年发表的相关经验公式对于干气2pc 2pc 4.6660.1030.2593.31817g g g gp T γγγγ=+-=+- （2.4）对于湿气2pc 2pc 4.8680.35639.7103.9183.339.7g g g gp T γγγγ=+-=+- （2.5）也可以用下面经验关系式进行计算 对于干气pc pc pc pc 4.88150.386192.2222176.66670.74.77800.248292.2222176.66670.7g g g g gg p T p T γγγγγγ=-=+≥=-=+<（2.6）对于湿气pc pc pc pc 5.10210.6895132.2222176.66670.74.77800.2482106.1111152.22220.7g g g g gg p T p T γγγγγγ=-=+≥=-=+< （2.7）注意：上式是对于纯天然气适用，而对于含非烃CO 2 、H 2S 等可以用Wichert 和Aziz 修正。
天然气物性参数(新)
T ci天然气组分i 的临界温度，(273+t) °2.1天然气临界参数计算2.1.1天然气平均分子量天然气是混合气体，分子量不是一成不变的，其平均分子量按 Key 规则计算:(2.1)式中M g —天然气的平均分子量kg/mol ；M 、y i —天然气中i 组分的分子量和摩尔分数2.1.2 天然气的相对密度首先假定空气和天然气都取同一标准状态，天然气的相对密度可用下式表示:M g M air —天然气、空气的平均分子量 kg/mol2.1.3 拟临界压力 田和拟临界温度T PC①组分分析方法(2.3)M g y j M i式中P ci ―― 天然气组分i 的临界压力(绝),MPa ；r gairM g M gM g M air 28.9729(2.2)式中 r g —天然气的相对密度;air—同一标准状态下，天然气、空气的密度kg/m 3；P pcy i P ci② 相关经验公式方法在缺乏天然气组分分析数据的情况下，可引用Standing 在1941 年发表的相关经验公式对于干气p pc T pc 4.66693.30.103 g181 g 70.25 g22 g（2.4）对于湿气p pc 4.8680.356 g39.7 g2Q（2.5）T pc 103.9 183.3 g 39.7 g2也可以用下面经验关系式进行计算对于干气p pc4.8815 0.3861 gT pc92.2222 176.6667 g g 0.7p pc4.7780 0.2482 gT pc 92.2222 176.6667 g g 0.72.6)对于湿气p pc5.1021 0.6895 gT pc132.2222 176.6667 g g 0.7（2.7）p pc4.7780 0.2482 gT pc 106.1111 152.2222 g g 0.7注意：上式是对于纯天然气适用，而对于含非烃CO2 、H2S 等可以用Wichert 和Aziz 修正。
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2.1天然气临界参数计算2.1.1 天然气平均分子量天然气是混合气体，分子量不是一成不变的，其平均分子量按Key规则计算：M g 八y i M i （2.1）式中M g—天然气的平均分子量kg/mol ；M i、y i —天然气中i组分的分子量和摩尔分数2.1.2 天然气的相对密度首先假定空气和天然气都取同一标准状态，天然气的相对密度可用下式表示:”- g >»> g M g「gg订r M air2 8. 9 7 29式中r g—天然气的相对密度；订订ir —同一标准状态下，天然气、空气的密度kg/m3；M g M air —天然气、空气的平均分子量kg/mol。
2.1.3 拟临界压力P PC和拟临界温度T PC①组分分析方法P p i y i P ciT pc八yT id （2.3）M g 八％M i式中P ci―― 天然气组分i的临界压力（绝）,MPa；T ci ―― 天然气组分i的临界温度，（273+t）° K 0②相关经验公式方法在缺乏天然气组分分析数据的情况下，可引用Sta nding在1941年发表的相关经验公式对于干气也可以用下面经验关系式进行计算 对于干气P p c =4.8815-0.3861 g T pc =92.2222 176.6667 g g_ 0.7P pc =4.7780-0.2482 g T pc =92.2222 176.6667 gg::: 0.7对于湿气P pc =5.1021-0.6895 g T pc = 132.2222 176.6667 g g_ 0.7P pc =4.7780-0.2482 g T pc =106.1111 152.2222 gg：： 0.7注意：上式是对于纯天然气适用，而对于含非烃 CO 2、H 2S 等可以用和Aziz 修正。
修正常数的计算公式为：P pc =4.7546-0.2102 g 0.03 g -1.1583 10’ \23.0612 10’ H 2ST pc =84.9389 188.4944 g -0.9333 g -1.4944 \22.1.4 拟对比压力P pr 和拟对比温度T pr 的计算对比参数就是指某一参数与其应对应的临界参数之比：即对于湿气P pc =4.666 0.103 g -0.25 g 2T pc =93.3181 g -7 gP pc =4.8680.356 g -39.7 g 2T pc =103.9 183.3 g -39.7 g 2(2.4)(2.5)(2.6)(2.7)Wichert(2.8)P P pc (2.9)T2.2天然气的偏差因子Z 计算天然气偏差因子Z 的计算是指在某一压力和温度条件下，同一质量气体的真实体积 与理想体积之比值。
z = V 实际 n RT(2.10)计算天然气偏差因子方法较多，下面主要介绍几种常用的计算方法2.2.1 Pon g.Robi nso n 方程法V -b V(V b) b(V -b)式中n na(T)八、X j X j (aa j ：「j )0.5(1-K j )nb 八 x i b iR 2T 2Q =0.45724—TP erb = 0.0788— p er_2:i八 m 1 -T r ：50.37464 1.5422 j -0.26992 f(2.11)(2.12)(2.13)(2.14)(2.15)(2.16)(2.17)式中K j —天然气的交互作用参数； P er —组分i 的气体临界压力； T er —组分i 的气体临界温度； T r —组分i 的对比温度；Q—组分i 的偏心因子。
由方程可得到关于Z 的方程Z 3_(1_B)Z 2A_3B 2_2BZ_ AB_B 2_B 3= 0(2.18)V 实际喀=0.27 P pr / Z T pr（2.21）式中 订一一拟对比密度。
已知P 、T 求Z ,计算步骤如下： 第一步计算P"，人c ； 第二步计算P“，T pr ；第三步对Z 赋初值，取Zo=1,利用式（3.12）计算订 第四步 将P“值代入式（3.11），计算Z 该方法适用于PV35MP 的情况2.2.3 DPR 法1974 年,Dranchuk ，Purvis 和 Robinson 等人在拟合 Standing.Katz 图版的基础上， 提出了计算偏差因子Z 的牛顿迭代公式。
Z =1( A 1 ■ A 2/T pr ■ A 3 /T pr 3)0+( A 4+A 5/T pr )02 • (A^J/T pr 临汀仃詁心 A02)eXp(-九汀)::_ 0 27 P pr• rZT pr2.2.2 Cranmer 方法A* R 2T 2RT(2.19)Z=10.31506-叱-警 i T prT pr?pr(2.20)J 0.5353-吨 I T pr 丿2「0.6815 (2.22)(2.23)f 彳=：r-0.27p p /r T p (A A /T 2 A pr /T ) T p 2rr+( A+A s /T pr )""人汙几 * ( 2.24)(符¥仃詁)(1人儿2曲卩(-乓汀)=0f J =1 ( A \仃“ A/TQ (2。
)■(A 4+A 5/T pr )(362) (AA/T pr )(645)(A /T pr 3) 302人(364) - A 2(2 06) eE'(2.26)A =0.31506237 A 2 -「1.0467099 人二-0.5783229 A 4 二 0.53530771 人0.61232032 A^ - -0.10488813 A 7 =0.68157001 A = 0.68446549在已知P pr 和T pr 的情况下，由(2.2)式求解Z 时，采用迭代法。
即首先给定的Z 的一个初值Zo(例如Zo=1.0),由(2.23)式求出6，作为(2.24)式迭代的初值。
比较匚 与用(2.26)式计算所得的。
心之值，如J- ；k+1 <0.00001,贝冋将求得了 4值代入 (2.2)式求得Z 值。
否则，用最后求出的继续循环，直到'r - ?r k+1 <0.00001为止。
2.2.4 DAK 法该方法发表于1975年，方程如下：Z =1 (仃“十 A 3 /T p ；+A 4 /T pr 4+A s 仃卩；)巴 +(A 6 +A 7 / T pr +A 8 / T pr 2)厂 - A 9( A 7 /T pr +A 8 / T pr 2) Q 5 •( 2.28)AV 2/T pr 3)(1 A^r ?r 2)exp( -And 2)A 仁 0 . 3 2 6 5 A2 = - 1. 0 70 0(2.25)(2.27)A3 = - 0.5 339A4 = 0.0 1 5 6 9A5 - -0.05 165A6= 0.547 5 (2.29)A7 - - 0.7 36 1A8 = 0 . 1 8 4 4A9 - 0.1056A1 0= 0.6134A1 仁0.7210解题方法和DPR法步骤思路一样，但所用公式不同：F(Q) = 4 -0.27p pr/T pr -(A 民/T pr A3/丁/+凡/T p^+A s/T p^)汙+(A6+A7/T pr+A8/T pr2)03-A)(A7/T pr+A8/T pr2)06•(2.30)3 3 2 2A°( © 仃“)(1 A H © )exp( —A H 0 )F'( -\)-1(A1 A2 /T pr A3/T pr3+A4/T pr4+A5/T pr5)2碎+(A6+A7/T pr+A8/T pr2) 3汀 - A7 /T“+A8/T「) 6 J (2.31)(A°/T pr3) 3汀• A1(3^r4-2為几6) e」1：’此法适用于 1.0<Tpr<3.0，0.2<Ppr<3.02.2.5 平均值法将以上计算方法结果累加除以计算方法的个数2.3天然气压缩因子计算天然气的压缩系数就是指在恒温条件下，随压力变化的单位体积变化量，即(2.32)C gCg―― 气体压缩系数,1/MPa；温度为T时气体体积随压力的变化率，m3/Mpa；V ——气体体积,m3；（负号说明气体压缩系数与压力变化的方向相反。
）由真实气体的PVT方程，得下式：V 二 nRTZ/p 经过一系列的推导及换算，得到天然气压缩系数表达式，如下所示:式中:2.4天然气体积系数计算天然气的体积系数就是地层条件下某一摩尔气体占有的实际体积与地面标准条件下同样摩尔量气体占有的体积之比，由下式表示:V sc --------- 地面标准状态下气体的体积，m3;B g ――天然气的体积系数，m3/m3（标）。
在实际计算时，通常取Z sc =1.0,而当P sc =0.101MPa, T sc =293K 时，由上式得:(2.37)2.5天然气膨胀系数的计算E g ――天然气膨胀系数(2.33)P Pr0.27 ZV pr P pr ]f l (T pr )+2f 2(T“)Pr ]1 (4/Z)」(T pr ) 2f 2(T pr )。
(2.34)f l (T pr )= ATprT3 prf 2(T pr^A^-T 5-T A 6prT3pr pr(2.35)式中B _V R _ Ac ZT fVsc P ZSC TSCV R ——地层条件下气体的体积，m3;(2.36)E g— =2.901 B g—P0ZT(2.38)式中（范文素材和资料部分来自网络，供参考。
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