天然气物性参数(新)

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。

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。

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

合计
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
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。

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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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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。

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。

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 g g 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。

3
3 天然气组成分析 在流量计量中，天然气的组成分析可分为离线和在线分析两 种方式。 3.1 在线分析 天然气组成在线分析仪采用的设备是气相色谱仪。一般都使 用混合柱技术和热导检测器（TCD），能在短时间内（7~15分 钟）完成分析。在分析报告中不但有组成数据，还有按标准方 法用组成数据计算的标准参比条件下的物性参数。能定时取样 分析，并有数据交换接口，以便向流量计算机提供数据。 3.2 离线分析 天然组成离线分析与在线分析所使用的设备和方法基本相同。 区别在于流程较复杂，分析 组分多，各组分分离效果更好，分 析浓度更深，对于C+6以上组分分析，还需要配备氢烃焰离子检 测器（FID）。离线分析的设备是在实验室进行，一台色谱仪可 用于多个取样点的分析，设备的利用率高，但分析时间较长 （至少20分钟）。
项目 组成分析 取样 标准参比条件下物 性参数计算 压缩因子 物性测定 国外标准 ISO6974 ASTM D1945 ISO6975 ISO10715 国内标准 GB/T13610 GB/T 17281 GB/T13609 与国外标准比较 等效采用ASTM D1945 等效采用 等效采用
ISO要，可在流量计的上游或 下游不影响流量测量准确度的管道或汇管处设置取样点。 4.2 取样方式 取样方式有连续取样、累积取样和单点取样三种。连续取样 是与在线分析相结合的。累积取样要求有控制流入取样钢瓶的流 量控制装置，注入钢瓶的流量与钢瓶的容积、气源压力、计量点 流量大小和收集样品的周期有关，技术比较复杂。单点取样是最 简单的取样方式，在国内被广泛地应用。 4.3 取样周期 对于连续取样方式，取样周期取决于在线分析周期，在累积 取样方式中，大多是一周收集一次。在单点取样方式中，国外大 多是一天取一次，国内一般是一个月或一个季度取一次。 5 物性参数测定 物性参数测定有测量和计算两种方法，都被广泛使用。与天 然气流量计量有关的物性参数有压缩因子、密度、相对密度、发 热量、等熵指数、粘度和临界流函（系）数等。

–对理想气体ｃｇ＝１／Ｐ，单位：１／ＭＰａ，例 Ｐ＝20MPa，cｇ＝？ –思考题：理想气体ｃｇ和实际气体ｃｇ谁大？
六、天然气体积系数 １、定义： –相同数量的天然气在地下条件下的体积与其在标准 条件下的体积之比。 –两个特定状态，与过程无关 –Ｂg<<１ , ２、计算式 单位：m3／sm3
–标准条件:Psc=0.101325MPa, Tsc=293.15K
υ = m3/Kg
g
比容
–υ = Vm/Mg = 1/ρ
３、两个气体常数
(1)、通用气体常数 – 定义式：
P Vm R T
P MP a TK m3 Vm Kmol
MP am R Kmol K
3
–Ｒ的数值： • 公制标准状态
0.101325 22.4 MPa m R 0.008314 273.15 Kmol K
第一章
天然气的主要物性参数
在油层物理基础上拓宽、提高。 一、天然气
1、天然气
–烃类气体：CnH2n+n：C1、C2、……、C6、C7+， –非烃类气体：H2S、CO2、N2、 He、H2O等的混合气体。 • 空气：N2、O2、Ar
2、天然气组成
–质量组成ω i=mi/Σ mi –摩尔组成yi=ni/Σ ni –体积组成yi=Vi/Σ Vi –有小数和百分数两种表示。例如：C1＝0.5， C1＝50％
–ｂ与气体种类有关。
４、应用举例
g
MgP 1 zRT
air
(1)、标准态下空气密度： ρ
= 1.205 kg/m3 = 1.205ｒg kg/m3
(2)、标准态下天然气密度：ρ
sc
四、天然气的偏差系数 1、PVT实验测定，恒温恒质膨 胀试验 2、Standing & Katz 系数图 概念：

g
air
干燥空气密度， Kg/m3
二、天然气的分子量和相对密度
２、天然气相对密度
g g / air
取1摩尔天然气来研究，有：
g g g
( M / V ) /( M / V )
M M g g/ air
M 28 . 97 air
air air
因为： 又： 有：
M 28 . 97 g g/
3 0 n .05

y n n n i i /i i i n 0 . 9 0 . 05 0 . 05 1 1 i i 1
3
3
2、天然气组成
体系中各组分的摩尔组成:
汽
相
y 1 n1 0 . 9 y 2 n 2 0 . 05 y 3 n 3 0 . 05
又：
m m i i/ i
V 22 .4 n i i
y V / V 22 . 4 n / 22 . 4 n i i i i i
2、天然气组成
y n n i i/ i
y ( m / M ) / ( m / M ) i i i i i
m m i i/ i
A ( A / T A / T )
9 7 pr

2 2 ( A A / T A / T )pr 6 7 pr 8 pr
2 2 3 2 A ( 1 A )( / T ) exp( A ) (1) 10 11 pr pr pr 11 pr
0 . 27 p/( ZT )
190.6
305.4
4.604
4.880 4.294 3.796
C3
C4
0.02

LNG的物性参数、气化管输技术及安全性1、物性参数1.1 组成LNG是英文Liquefied Natural Gas的简称，即液化天然气。

它是天然气在经净化及超低温状态下（-162℃、一个大气压）冷却液化的产物。

根据GB/T19204-2003，LNG的主要成分为甲烷，还有少量的乙烷、丙烷以及氮等。

它无色无味，是一种非常清洁的能源。

天然气在液化过程中进一步得到净化，甲烷纯度更高，几乎不含二氧化碳和硫化物，且无色无味、无毒。

液化后的天然气其体积大大减少，约为0℃、1个大气压时天然气体积的1/600，也就是说1立方米LNG气化后可得600立方米天然气。

体积能量密度为汽油的72%。

1.2 密度LNG 的密度取决于其组分，通常在430kg/m3~470kg/m3之间，但是在某些情况下可高达520kg/m3。

密度还是液体温度的函数，其变化梯度约为1.35kg/m3·℃。

密度可以直接测量，不过通常是用经过气相色谱法分析得到的组分通过计算求得。

推荐使用ISO 6578中确定的计算方法。

1.3 温度LNG 的沸腾温度取决于其组分，在大气压力下通常在-166℃到-157℃之间非沸腾温度随蒸气压力的变化梯度约为 1.25×10-4℃/Pa。

LNG 的温度通常用ISO 8310 中确定的铜/铜镍热电偶或铂电阻温度计测量。

1.4 实例表1列示出3种LNG典型实例，显示出随组分不同其性质的变化。

表1 LNG实例1.5 LNG 的蒸发1.5.1 蒸发气的物理性质LNG 作为一种沸腾液体大量的储存于绝热储罐中。

任何传导至储罐中的热量都会导致一些液体蒸发为气体，这种气体称为蒸发气。

其组分与液体的组分有关。

一般情况下，蒸发气包括20%氮，80%的甲烷和微量的乙烷。

其含氮量是液体LNG中含氮量的20倍。

当LNG蒸发时，氮和甲烷首先从液体中气化，剩余的液体中较高相对分子质量的烃类组分增大。

1.5.2 闪蒸（flash）如同任何一种液体，当LNG已有的压力降至其沸点压力以下时，例如经过阀门后，部分液体蒸发，而液体温度也降到此时压力下的新沸点，此即为闪蒸。

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 gggg a i r a i rM MMr Mρρ===≈（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p c i c ip y p =∑ p c 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。

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 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：gM g M g M g（2.2）r gM a i r 2 8. 9 7 2 9a i r式中r g—天然气的相对密度；g air—同一标准状态下，天然气、空气的密度 kg/m 3；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 c yipc iT p c y T i ci（2.3）M g yiMi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 。

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ppc4.666 0.1030.252ggTpc93.3 181 g 72g对于湿气ppc4.868 0.35639.7 2gg T pc 103.9 183.339.7 2gg也可以用下面经验关系式进行计算 对于干气p pc 4.8815 0.3861 gT pc 92.2222 176.6667 ggppc4.7780 0.2482 gTpc92.2222 176.6667 gg对于湿气（2.4）（2.5）0.7（2.6）0.7p pc 5.1021 0.6895 gT pc 132.2222 176.6667 g gppc4.7780 0.2482 gTpc106.1111 152.2222 gg0.7（2.7）0.7注意：上式是对于纯天然气适用，而对于含非烃CO 2 、2等可以用WichertH S和 Aziz 修正。

2 A GA 10 号报告应用领域
AGA10号报告是以 AGA8 号报告的详细组分状 态方程为基础 ,结合热力学关系式推导出声速 、热力学 参数和临界流系数的计算方法 。与热力学关系式和状 态方程有关的参数都可以作为 AGA10号报告的延伸 而推导出它们的计算公式 。在其适用范围内 , AGA10 号报告是目前最准确的方法 。除天然气流量计量外 , 该报告还可以用于压缩机效率和热交换器计算等天然 气化工领域 。在天然气流量计量领域的应用归纳如 下。
212 计算天然气临界流系数 临界流文丘利喷嘴是一种稳定 、准确的流量标准
装置 ,在天然气应用时 ,临界流系数使用表格插值计 算 ,天然气组成 、温度和压力适用范围小 ,不确定度在 0. 25% ～0. 45%之间 。要求检定和使用时 ,天然气组 成 、温度和压力范围基本相同 ,才能保证 0. 25%左右 的流量不确定度 。当使用 AGA10 号报告计算临界流 系数时 ,其计算不确定度约为 0. 1% ,在保证标准装置 准确度的前提下 ,可扩大天然气组成的使用范围 。
参考文献
1 Johnson R C. Tables of Critical Flow Functions and Thermodynam ic Properties for Methane and Computation Procedures for Both Methane and Natural Gas, NASA Report SP_3074, 1972
该报告用于天然气声速 、焓 、熵 、等压热容 、等容热
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54囱魁科技2020年•第3期天然血高压物性参数预测研究◊中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院 郑文龙近年来，越来越多的人致力于天然气高压物性参数预测 方面的研究工作，并获得了很多天然气物性参数预测方面有意义的公式。

这对一些无法进行试验测定的天然气井来说， 提供了一种新的途径。

在元坝地区天然气高压物性变化规律的基础上，我们开展了天然气偏差系数的预测研究，以验证 元坝地区参数预测方程的准确性。

(1)(2)1经验公式评价通过天然气组分来计算偏差系数，常用公式主要包括Hall-Yarborough 法 、Dranchlk-Abu-Kassem 法和 Soave-Redlich-Kwong 法％（1） Hall-Yarborough 方法（H-Y ）。

11-丫方程建立在5-咪态方程的基础上，H-Y 方程的数学表示形式为：Z _ 0.06125”/『如"yZ =-（14.7& - 9.76f 2 +4.5&彳）y+ （90.7^ - 242.N + 42.4? ）j （11St282,）表达式中涉及到视对应压力丙、视对应温度f 以及对应密 度丁。

如果得到y 值便可以通过上式求得气体的偏差系数，而y 值可以通过联立求解式（5.1）和式（5.2）得到。

天然气组分中硫 化氢、二氧化碳等酸性气体对天然气的临界点存在一定的影响，并导致计算结果偏差较大。

因此，在计算偏差系数时，需含酸性气体的天然气临界琢（2） D-A 方法。

偏差系数的计算中，另一个比较优势的方程就是D-A （ Dranchuk and Abou-Kassem ） StandingKatz 状态方 程，D-A 方程建立在试验数据的基础上，通过计算获得气体的 临#»多元计算，舷将桶整理为两个变量缈入和心，影响鎌的因素只包括气体摩尔比乙以及纯组分临界点在两个变量参数中，我们将天然气组分划分为三部分。

第 一部分包括桂类气体；第二部分是非桂类气体，包括二氧化碳、硫化氢、氮气、氮气等；第三部分是正庚烷傳分物。