天然气PVT计算

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天然气PVT参数

天然气PVT参数

TF 1.8T 459.67
M g 28.97 g
上式中:
g ——P、T 条件下天然气的粘度,mPa·s;
ng ——大气压力下的天然气粘度,mPa·s;
Tr ——天然气对比温度,无量纲;
Pr ——天然气对比压力,无量纲;
P ——天然气绝对压力,kPa;
T ——天然气热力学温度,k;
B
-2.2114 -0.8511 -0.2988 -0.0825 1.4942 0.3232 -0.2053 -0.0527 0.4752 0.3871 0.0625 0.0039
C
-0.3647 -0.0364 0.0007 0.0009 4.6315 0.5869 0.0621 0.0127 1.8223 1.6087 0.4714 0.0607
g 2 3 2 3 ln a0 a1 p r a2 p r a3 p r Tr(a4 a5 p r a6 p r a7 p r ) gn
Tr (a8 a9 p r a10p r a11p r ) Tr (a12 a13p r a14 p r a15p r )
其中:
2
2
3
3
2
3
gn b0 b1TF b2TF
b5 M g TF
2
2
b3 M gb4 M g TF
2
b6 M
g
b7 M
2
g
T F b8 M
2
g
TF
2
Tr T(97.55 171.09 g )
Pr P /(4830.11 330.53 g )
D
1.4385 1.0490 0.9969 0.9967 -4.7006 0.1229 0.8580 0.9549 -1.9036 -1.6635 -0.0011 0.7927

气体pvt公式

气体pvt公式

气体pvt公式气体PVT公式是描述气体行为的一种物理公式,它可以用来计算气体的压力、体积和温度之间的关系。

PVT代表了压力、体积和温度三个物理量,它们是描述气体状态的重要参数。

PVT公式是根据气体的状态方程推导而来的,常见的状态方程有理想气体状态方程、范德瓦尔斯状态方程等。

理想气体状态方程是最简单的状态方程,它假设气体是由大量完全弹性碰撞的质点组成,质点之间没有相互作用力,体积可以忽略不计。

根据理想气体状态方程,可以得到气体的PVT公式为P1V1/T1=P2V2/T2,其中P1、V1、T1分别表示气体的初始压力、体积和温度,P2、V2、T2表示气体的最终压力、体积和温度。

在实际应用中,气体的行为往往与理想气体状态方程存在一定的差异。

当气体的压力较高或温度较低时,分子之间的相互作用力就会显现出来,此时需要使用修正后的状态方程。

范德瓦尔斯状态方程是修正后的状态方程之一,它考虑了气体分子之间的吸引力和排斥力。

根据范德瓦尔斯状态方程,可以得到修正后的气体的PVT公式为(P+n^2a/V^2)(V-nb)=nRT,其中a和b分别是范德瓦尔斯常数,R是气体常数,n表示气体的摩尔数。

PVT公式的应用范围非常广泛。

例如在石油工程中,PVT公式可以用来描述油藏中的气体行为,从而帮助工程师判断油藏的性质和开发潜力。

在化学工程中,PVT公式可以用来计算气体的物理性质,如密度、粘度等,从而指导工程设计和操作。

在环境科学中,PVT 公式可以用来模拟大气中的气体运动和扩散过程,从而研究空气污染和气候变化等问题。

除了上述提到的理想气体状态方程和范德瓦尔斯状态方程,还有一些其他的状态方程和PVT公式可以用来描述气体行为。

例如,柯西状态方程适用于描述高温高压下的气体行为,它考虑了气体分子的非理想性和相互作用力的非线性性。

另外,对于特殊的气体,如湿气、混合气体等,还需要使用相应的状态方程和PVT公式进行描述和计算。

气体PVT公式是描述气体行为的重要工具,它可以用来计算气体的压力、体积和温度之间的关系。

天然气管存量的两种计算公式

天然气管存量的两种计算公式

天然气管存量的两种计算公式天然气管存量的两种计算公式Prepared on 22 November 2020天然气管存量计算公式1、第一种计算公式Q=*V*P 均/(T 均**Z) 其中V 是该管段内容积(即管段管容),Z 是压缩因子,Z=1/(1+*1000000*P 均*10^^C 2/T 均^,P 均=2/3[P 1++(P 2+)2/(P 1+P 2+2*]T 均=(T 1+T 2)/2+P 1、P 2、T 1、T 2分别为管段起、终点压力和温度;C 2是天然气相对密度(注:一定周期内会有小调整)。

总管存Q n 为各分段管存的求和。

2、第二种计算公式(1)管段管存计算公式:100001pj pj V P T Z V P T Z =??式中:0V ——管段在标准状态下的管存量,单位为立方米(m 3) ; 1V ——管段的设计管容量,单位为立方米(m 3) ,计算公式为:4V 21L d ??=π 式中:π=;d ——管段的内直径,单位为米(m );L ——管段的长度,单位为米(m );pj P ——管段内气体平均压力(绝对压力),单位为兆帕(MPa );0T ——标准参比条件的温度,数值为;0Z ——标准参比条件下的压缩因子,数值为;P——标准参比条件的压力,数值为;T——管段内气体平均温度,单位为开尔文(K);pjZ——工况条件下的压缩因子,根据GB/T 《天然气压缩因子的计1算第2部分:用摩尔组成进行计算》计算求得。

(2)平均压力计算公式:式中:P——管段起点气体压力,单位为兆帕(MPa);1P——管段终点气体压力,单位为兆帕(MPa)。

2(3)平均温度计算公式:式中:T——管段起点气体温度,单位为开尔文(K);1T——管段终点气体温度,单位为开尔文(K)。

2注:气体体积的标准参比条件是p0=,T0=。

热力学气体的 pVT关系

热力学气体的 pVT关系

11
3. 道尔顿(分压)定律
混合气体(包括理想的和非理想的)的分压力定义: pB =de=f yBp
式中: pB B气体的分压;p 混合气体的总压。
因为 yB = 1, 所以 p = pB
理想气体混合物:
p n RT V
B
RT nB V

B
nBRT V
pB
nB

pB pA
nA

3.167 1000 mol
101.198

31.30 mol
13
(2)所求湿烃类混合气体的初始体积V
V

nRT

(nA
nB)RT

1031.30 8.314 300 m3

24.65 m3
p
p
104.365 103
14
4. 阿马加(分体积)定律
理想气体混合物的总体积V 为各组分分体积VB*之和:
图1.3.2 真实气体p-Vm等温线示意图
临界点处气、液两相摩尔体积及其他性质完全相同, 气态、液态无法区分,此时:

p Vm
Tc

0
2p Vm2
Tc

0
23
p
l’1 l’2
(3) T >Tc
T1<T2<Tc<T3<T4
无论加多大压力,气态不再变为
C
l2
g2
l1
l’1 l’2
T1<T2<Tc<T3<T4
C
l2
g2
l1
g1
T4
T3
TTT12gcg’’12

气藏储量计算方法

气藏储量计算方法
2.控制储量(相当其它矿种的C—D级) 在某一圈闭内预探井发现工业气流后,以建立探明储量为目的,在评价钻
探中已完成少数评价井后所计算的储量。该级储量中已查明圈闭形态,对所钻的 评价井已进行了单井评价研究,初步确定了气藏类型和储层沉积类型,大体控制 了气藏含气面积和储层厚度的变化趋势,对气藏复杂程度、产气大小已作出初步 评价,该类储量相对误差不超过±50%。控制储量可作为进一步评价钻探、编制 中、长期开发规划的依据。
在《天然气储量规范》中还规定了计算探明储量时,应分别计算地质储 量,可采储量和剩余可采储量。
地质储量是指在地层原始条件下,具有产气能力的储层中的天然气总量。 地质储量按开采价值划分为表内储量和表外储量。表内储量是指在现有经济条 件下,有开采价值并能获得社会经济效益的地质储量。表外储量是指在现有技 术经济条件下,开采不能获得社会经济效益的地质储量。当天然气价格提高或 工艺技术改进后,某些表外储量可以转变为表内储量。
(6-3)
或平均有效厚度×孔隙度 平均地层压力
n
(h )i Ai
h i1 n Ai i1
n
p Ri (h ) i Ai
pR
i 1 n
(h )i Ai
i 1
(6-4) (6-5)
按等值线图计算气藏平均储量参数的方法比算术平均法精确得多,按算术平均法 计算储量一般会造成20%~30%的储量误差,在非均质性强的气层中误差将会更大, 因此在计算探明储量时不宜用算术平均精法选,pp而t 应按等值线图进行储量计算。 7
在评价勘探或详探和以后的开发阶段中,井点越来越多,完全能够绘制出气藏 有效厚度、有效孔隙度 (有时绘制有效厚度与孔隙度乘积)、含气饱和度、压力和温 度等值线图,此时借助求积仪和各类等值线图,按下列公式分别计算:

一般常用管道输气能力计算公式

一般常用管道输气能力计算公式

一般常用管道输气能力计算公式
管道容积计算
V=AL=πD2L/4
其中:V:管道的体积,m3
L:管道的长度,m
D:管道的内径,m
圆周长公式:C=πD或者C=2πR
圆面积公式:S=πR2或者S=πD2/4
C:圆周长,m
D:圆直径,m
R:圆半径,m
标准状态下天然气体积计算
根据理想气体状态方程式公式计算标准状态下天然气体积。

PnVn/Tn=P1V1/T1=常数(理想气体状态方程式)
其中:Pn:气体在标准状态下的压力Mpa
Vn:气体在标准状态下的体积Nm3
Tn:气体在标准状态下的温度K
P1:气体在工作状态下的压力Mpa
V1:气体在工作状态下的体积Nm3
T1:气体在工作状态下的温度K
一般输气管线的通过能力公式
管线吹扫所用天然气量的计算可按一般输气管线的通过能力公式计算。

Q=5033.11D8/3[(P12-P22)/GTZL]1/2
管线放空能力的近似计算公式:
Q=382.78D8/3[(P12-P22)/L]1/2
其中:Q:天然气的体积Nm3
D:输气管道内径cm
P1:输气管道起点压力Mpa
P2:输气管道终点压力Mpa G:天然气的真实相对密度
T:天然气的绝对温度
Z:天然气的压缩因子
L:输气管道长度Km。

pvt的热学公式

pvt的热学公式

pvt的热学公式
热学是物理学的一个重要分支,研究的是物体的热现象和能量传递。

在热学中,PVT公式是一个经常被使用的公式,它描述了理想气体在恒定压力下的体积和温度之间的关系。

下面我将以人类的视角,用准确的中文描述PVT公式的原理和应用。

PVT公式的形式是PV = nRT,其中n代表物质的物质量(单位是摩尔),R是理想气体常数。

这个公式是根据理想气体状态方程推导出来的,它描述了理想气体在恒定压力下,体积和温度之间的关系。

根据PVT公式,当压力不变时,体积和温度是成正比的关系。

也就是说,如果我们保持气体的压力不变,当温度升高时,体积也会增加;当温度降低时,体积会减小。

PVT公式在实际应用中有着广泛的用途。

例如,在工程领域中,我们常常需要计算气体在不同温度下的体积变化,以便设计合适的容器和管道。

在化学实验中,PVT公式也可以用来估计气体在不同温度和压力下的体积变化,从而帮助我们理解化学反应的性质和条件。

除了理想气体,PVT公式在其他状态下的物质也可以适用,只需要根据具体物质的性质和状态方程进行相应的修正。

例如,对于液体和固体,我们可以根据它们的压缩性和热膨胀系数来计算体积和温度之间的关系。

总结一下,PVT公式是描述理想气体在恒定压力下体积和温度之间关系的重要公式。

它在工程和化学实验等领域有着广泛的应用。

通过理解和应用PVT公式,我们可以更好地掌握热学的知识,为实际问题的解决提供有力的工具。

希望这篇文章能够帮助您更好地理解PVT公式的原理和应用。

物理天然气体积计算公式

物理天然气体积计算公式

物理天然气体积计算公式天然气是一种重要的能源资源,广泛应用于工业生产、家庭供暖、发电等领域。

在天然气的生产、储存和运输过程中,准确计算天然气的体积是非常重要的。

本文将介绍物理天然气体积计算的公式及其应用。

物理天然气体积计算公式是通过理想气体状态方程来计算的。

理想气体状态方程描述了气体的状态与其压力、体积和温度之间的关系,其数学表达式为PV=nRT,其中P为气体的压力,V为气体的体积,n为气体的摩尔数,R为气体常数,T为气体的温度。

根据理想气体状态方程,可以推导出物理天然气体积计算的公式如下:V = (nRT)/P。

其中,V为天然气的体积,n为天然气的摩尔数,R为气体常数,T为天然气的温度,P为天然气的压力。

在使用物理天然气体积计算公式时,需要注意以下几点:1. 温度单位的转换,在计算天然气体积时,温度的单位通常使用开尔文(K),而常见的温度单位是摄氏度(℃)。

因此,在使用公式计算天然气体积时,需要将温度转换为开尔文单位。

转换公式为T(K) = T(℃) + 273.15。

2. 压力单位的转换,在不同的国家和地区,压力的单位也有所不同,常见的压力单位有帕斯卡(Pa)、标准大气压(atm)、毫米汞柱(mmHg)等。

在使用物理天然气体积计算公式时,需要将压力转换为统一的单位。

常见的压力单位换算关系为1 atm = 101325 Pa = 760 mmHg。

3. 摩尔数的计算,摩尔数是指一种物质中含有的摩尔数量,通常用符号n表示。

在计算天然气体积时,需要知道天然气的摩尔数。

摩尔数的计算可以通过天然气的质量和摩尔质量来进行。

摩尔质量是指1摩尔物质的质量,常用符号M表示,其单位为g/mol。

摩尔数的计算公式为n = m/M,其中m为天然气的质量,M为天然气的摩尔质量。

通过以上几点注意事项,可以准确地使用物理天然气体积计算公式来计算天然气的体积。

下面将通过一个实际的例子来说明如何使用物理天然气体积计算公式。

假设有一定质量的天然气,其质量为1000克,温度为25摄氏度,压力为1 atm。

天然气泄漏量算法计算公式

天然气泄漏量算法计算公式

天然气泄漏量算法计算公式天然气是一种清洁、高效的能源,被广泛应用于工业生产、家庭供暖和交通运输等领域。

然而,天然气泄漏可能会导致严重的安全事故,甚至引发爆炸和火灾。

因此,准确计算天然气泄漏量对于预防事故、保障安全至关重要。

本文将介绍天然气泄漏量算法计算公式,帮助读者了解如何进行天然气泄漏量的准确计算。

天然气泄漏量计算公式基本原理。

天然气泄漏量的计算公式基于泄漏速率、泄漏时间和泄漏口的特性。

泄漏速率是指单位时间内泄漏的天然气量,通常以立方米/小时或立方英尺/小时为单位。

泄漏时间是指泄漏持续的时间长度,通常以小时为单位。

泄漏口的特性包括泄漏口的形状、大小和压力等参数。

根据这些参数,可以通过计算公式来准确计算天然气泄漏量。

天然气泄漏量计算公式。

天然气泄漏量计算公式为:V = Q × T。

其中,V表示天然气泄漏量,单位为立方米或立方英尺;Q表示泄漏速率,单位为立方米/小时或立方英尺/小时;T表示泄漏时间,单位为小时。

根据这个公式,可以通过已知的泄漏速率和泄漏时间来计算天然气泄漏量。

例如,如果泄漏速率为100立方米/小时,泄漏时间为2小时,那么天然气泄漏量为200立方米。

天然气泄漏量计算实例。

为了更好地理解天然气泄漏量的计算过程,我们来看一个具体的实例。

假设某工厂的天然气管道发生泄漏,泄漏口的形状为圆形,直径为0.1米,泄漏压力为1兆帕。

根据泄漏口的特性,可以计算出泄漏速率为100立方米/小时。

如果泄漏持续时间为3小时,那么根据上述的天然气泄漏量计算公式,可以计算出天然气泄漏量为300立方米。

通过这个实例,我们可以看到天然气泄漏量的计算过程并不复杂,只需要根据已知的泄漏速率和泄漏时间进行简单的乘法运算即可得出结果。

天然气泄漏量计算公式的应用。

天然气泄漏量计算公式可以广泛应用于天然气生产、运输、储存和使用等环节。

在天然气生产过程中,可以通过计算泄漏量来评估生产设施的安全状况,及时发现并处理泄漏问题。

天然气的计算方法

天然气的计算方法

天然气计算方法体积计算•标准立方米 (Sm³):天然气在 15°C(59°F)和 1 个大气压 (101325 Pa) 下的体积。

•立方英尺 (ft³):天然气在指定温度和压力下的体积。

•百万标准立方英尺 (MMscf):100 万标准立方英尺。

能量计算•百万英热单位 (MMBtu):天然气中包含的能量,等于 100 万英热单位。

•标准立方英尺当量 (Mcfe):天然气的体积,其能量含量等于 1000 立方英尺甲烷的能量含量。

换算公式•Sm³转换为 MMBtu:MMBtu = Sm³ x 热值(MJ/m³)/ 1055.06•ft³转换为 Sm³:Sm³ = ft³ x 温度系数 / 压力系数•Mcfe 转换为 MMBtu:MMBtu = Mcfe x 1温度和压力系数•温度系数:将天然气从标准条件转换为特定温度时的因子。

•压力系数:将天然气从标准条件转换为特定压力时的因子。

温度和压力系数可以通过查阅燃气协会或其他权威机构提供的表格来获得。

热值天然气的热值因其成分而异,通常以百万焦耳每立方米 (MJ/m³) 为单位。

热值通常由气体供应商提供,或可以通过实验室分析确定。

示例计算•将 100 Sm³天然气转换为 MMBtu:热值为 38 MJ/m³,因此 MMBtu = 100 x38 / 1055.06 = 3.6 MMBtu•将 1,000 ft³天然气在 60°F 和 5 psia 下转换为 Sm³:温度系数为 0.964,压力系数为 1.075,因此 Sm³ = 1,000 x 0.964 / 1.075 = 901.2 Sm³。

油,气,水pvt参数的计算方法

油,气,水pvt参数的计算方法

油,气,水pvt参数的计算方法
PVT参数是指石油、天然气和水的物理性质参数,包括体积、密度、粘度、流动性等。

计算这些参数对于石油和天然气勘探、开发和生产具有重要意义。

下面是油、气、水PVT参数的计算方法:
1.油的PVT参数计算方法:需要测定油的密度、粘度、流动性和压缩因子等参数,通过实验数据拟合得到油的PVT关系式。

常用的计算方法有Standing-Katz、Petrosky-Farshad、Glaso等方法。

2.气的PVT参数计算方法:需要测定气的密度、粘度、流动性、压缩因子等参数,通过实验数据拟合得到气的PVT关系式。

常用的计算方法有Standing-Katz、Peng-Robinson、Soave-Redlich-Kwong等方法。

3.水的PVT参数计算方法:需要测定水的密度、粘度、流动性等参数,通过实验数据拟合得到水的PVT关系式。

常用的计算方法有Dakota、Lemmon-Jacobsen等方法。

总之,油、气、水PVT参数的计算方法是通过实验数据拟合得到关系式,从而计算出石油、天然气和水的物理性质参数,为油气勘探、开发和生产提供了重要的依据。

- 1 -。

天然气基础知识

天然气基础知识
2013-6-18
( 0 )Z c5 (5.74673 105 )(e1.155 r 2.016) 22
二、天然气的基本参数
12天然气的导热系数
图表法:
2013-6-18
23
二、天然气的基本参数
13天然气的饱和含水量和水露点
饱和含水量:一定条件下天然气与液态水达到相平衡时 气相中的含水汽量。可由绝对湿度和相对湿度来描述。 绝对湿度:单位体积天然气中含有的水汽量。mg/m3 相对湿度:天然气绝对湿度和饱和温度之比。
上的重烃类,
二、天然气的基本参数
1.天然气的分子量
定义:标准状态下,1kmol天然气的质量为天然气的平 均分子量,简称分子量。
2.天然气的密度
2.1平均密度:
2.2相对密度:
*
2013-6-18
a
7
二、天然气的基本参数
3天然气的临界参数
(1)临界温度:气体能被液化的最高温度。
(2)临界压力:临界温度状态下,气体液化所需的压力
2.状态标准
国际计量大会标准:温度273.15K,压力101.325kPa ISO和ANSI标准:温度288.15K,压力101.325kPa
我国SYL04标准:温度293.15K,压力101.325kPa
2013-6-18
3
一、天然气的组成及分类
1.天然气按矿藏特点分类
(1)纯气藏天然气
不论开采的任何阶段,矿藏流体在地层中均呈气态,但随成分的 不同,采出到地面后,在分离器或管系中可能有部分液态烃析出。 (2)凝析气藏天然气 矿藏流体在地层原始状态下呈气态,但开采到一定阶段,随着地 层压力下降,流体状态跨过露点线进入相态反凝析区,部分烃类在地

压缩因子计算方法

压缩因子计算方法
压缩因子计算方法
汇报人:齐少鹏
压缩因子简介
• 由于理想气体作了两个近似:忽略气体分子本身的体积和分 子间的相互作用力,所以实际气体都会偏离理想气体。
• 压缩因子Z被引用来修正理想气体状态方程:PV=nRT 。
• 压缩因子的定义式为:Z=PV/nRT ,压缩因子的量纲为一。
• 很显然,Z的大小反映出真实气体对理想气体的偏差程度, 即Z等Vm(真实)除以Vm(理想)。由于Z反映出真实气 体压缩的难易程度,所以将它称为压缩因子。
Tp3r
(1.18 2.82 ) Tpr
r
• 特殊定义的对比密度:
r

0.06125
p pr ZTpr
exp1.2(1

1 Tpr
)2


• 方法的适用范围:Tpr>1
AGA公式

美国加利福尼亚天然气协会(CNGA)公式 前苏联气体研究所公式
低压下压缩因子的确定
P<35MPa
• Z=1+(0.31506-1.0467/Tpr-0.5783/T3pr)ρ +pr
(0.5353-0.6123/Tpr)ρ
2pr+0.6815ρ
/T 2pr
3pr

ρ
=0.27
p /ZT pr
pr
• • 迭代
RK公式
RK(Redlich—Kwong)方 程 是 1949 年 提 出 的 二 参数状态方程,它在范德瓦尔斯基础上引入了温度 对引力的修正,多用于计算干气的压缩因子,不适于 计算非极性分子的压缩因子
实验方法求取天然气压缩因子
实验测定天然气压缩因子方法是将一定质量的天然气 样品装入高压物性实验装置的PVT筒中,在恒温条件下测定 天然气的压力与实际体积V的关系。

天然气物性参数

天然气物性参数

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。

储气量计算

储气量计算

三种计算方法得到的数据顺序为:PVT方法,差压方法,简单方法,尤其在压力较高时的误差更大,压力在3Mpa以下时结果就比较接近。

谁能告诉我三种方法的使用范围。

1、简单计算方法
目前庆哈、庆齐管道的用户需求量和设计输量差别很大,首末站的压降比较小,基本可以忽略不计。

计算管道的容积可以采用以下的公式:
容积管容
储气量(标准立方米)=压力(bar)*管容(立方米)*压缩因子其中:
而天然气压缩因子一般按照0.95计算
管道运行压力以首末站平均压力计
(1 Mpa=10 bar)
下表是管道在不同的运行压力下管道储气量:
二、PVT计算方法
稳态下管道容积理论公式;PV=ZRT
Ppj:管道介质平均压力,P0=101325Pa
V0:管道容积
T0=273.15K,T=278.15K(目前管道的运行温度)
Z:天然气压缩因子(因环境温度、管道压力变化而变化,Z0=1,Z=0.95)
下表是管道在不同的运行压力下管道储气量:
三、管道压差计算方法
外输管网压力在升高或降低时,会导致管容量发生变化。

通过管道压力计算公式:
其中:—管线上任意一点的压力;
—管线起点压力;
—管线终点压力。

管容计算公式
积分,可得到
其中:—管线起点压力;
—管线终点压力。

天然气流量计算公式

天然气流量计算公式

天然气流量计算公式1.理想气体状态方程在气体密度较小、压力较低的情况下,可以使用理想气体状态方程来计算天然气流量。

理想气体状态方程表示为:PV=nRT其中,P表示气体的压力,V表示气体的体积,n表示气体的摩尔数,R表示气体常数,T表示气体的温度。

将气体的体积和摩尔数进行单位换算,可以得到天然气的流量公式:Q=(P*V)/(R*T)其中,Q表示天然气的流量,单位为标准立方米/小时。

2.速度与截面积法天然气的流速与截面积成正比,可以通过测量管道横截面积和天然气的流速来计算天然气的流量。

公式表示为:Q=A*V其中,Q表示天然气的流量,A表示管道的横截面积,V表示天然气的流速。

单位根据实际情况而定,可以是立方米/小时或立方米/秒。

3.差压流量计差压流量计是一种常用的流量测量装置,通过测量管道两端的压差来计算天然气的流量。

根据伯努利定律和连续性方程,差压流量计的公式表示为:Q=K*√(ΔP*ρ)其中,Q表示天然气的流量,K表示仪表常数,ΔP表示管道两端的压差,ρ表示天然气的密度。

4.涡街流量计涡街流量计适用于测量高精度要求的天然气流量。

涡街流量计通过检测流体通过管道时形成的涡街频率来计算天然气的流量。

公式表示为:Q=K*f其中,Q表示天然气的流量,K表示仪表常数,f表示涡街频率。

需要注意的是,以上公式中的参数需要根据实际情况进行确定。

例如,气体常数R的值要根据气体的性质来确定,仪表常数K的值要通过校准实验来确定。

此外,天然气的温度和压力也需要准确测量才能计算出准确的流量。

综上所述,天然气流量计算有多种方法和公式,每种方法都有适用的范围和精度要求。

根据实际情况和需求,选择合适的方法和公式来计算天然气的流量。

天然气PVT参数计算

天然气PVT参数计算

A1 2 .9 7 0 5 4 7 1 4
A 2 0 .2 8 6 2 6 4 0 5 4
A3 0 .0 0 8 0 5 4 2 0 5 2 2
A 7 0 .0 1 0 4 4 3 2 4 1 3
A1 1 0 .0 0 4 4 1 0 1 5 5 1 2
A1 5 0 .0 0 0 6 0 9 5 7 9 2 6 3
式中: Bg为天然气体积系数 VR为天然气地下体积量,m3 Vsc为天然气地面标准条件下体积量,m3 将天然气状态方程、地面条件代入上式,可得天然气体积 系数计算公式:
B g 3 .4 4 7 1 0
4
ZT p
5.实例计算 根据实验室数据,天然气的临界温度为193K,临界压力为4.6MPa,气层温 度为110 C ,气层压力为30MPa,气体相对密度为0.6,求天然气的pVT数 据。
A 2 1 .0 4 6 7
A7 T
r
3
r
2
(1 A8 ) e x p ( A8 ) 0 .2 7 r
2 2
r r
g (r ) f (r )
'
求得 r 后计算Z值:
A3 0 .5 7 8 3
A 4 0 .5 3 5 3
A5 0 .6 1 2 3
式中:
g
N
2
A 4 2 .8 0 8 6 0 9 4 9
A5 3 .4 9 8 0 3 3 0 5
A 6 0 .3 6 0 3 7 3 0 2
mPa s 为天然气粘度, l
mPa s C 为氮气粘度校正值, O 2 mPa s N 为硫化氢粘度校正值,

天然气PVT计算

天然气PVT计算

A3 2 ) ρ + Tr ρ r + Tr2 r
A5 A6 ρ r A7 ρ r A A A Z = 1 + ( A1 + 2 + 3 ) ρ r + ( A4 + 5 ) ρ r2 + + 3 (1 + A8 ρ r2 ) exp(− A8 ρ r2 ) 3 Tr Tr Tr Tr Tr
5 2
式中:
A7 = 0.6816
A8 = 0.6845
dZ 1 A = [5 A5 A6 ρ r5 + 2( A4Tr + A5 ) ρ r2 + ( ATr + A2 + 3 ) ρ r + 1 d ρ r Tr ρ r Tr2 2 A7 ρ r2 Tr2 (1 + A8 ρ r2 − A82 ρ r4 ) exp(− A8 ρ r2 )]
A7 = −0.0104432413
µH S = H 2S ⋅ (8.49 ×10−3 lg(γ g ) + 3.73 ×10−3 )
2
式中:
A4 = 2.80860949
A5 = −3.49803305
A6 = 0.36037302
m ⋅s Pa µg 为天然气粘度, µl
µN 为氮气粘度校正值, 2 m ⋅s µCO Pa
A7 ρ r3 Tr2
f (ρr ) ρ r (i + 1) = ρ r (i ) − g (ρr )
ρr :
f ( ρ r ) = A5 A6 ρ r6 + ( A4Tr + A5 ) ρ r3 + ( ATr + A2 + 1 (1 + A8 ρ r2 ) exp(− A8 ρ r2 ) − 0.27 ρ r

燃气热排气量计算公式

燃气热排气量计算公式

燃气热排气量计算公式燃气热排气量是指燃气在燃烧过程中所产生的热量和排放的废气量。

燃气热排气量的计算对于工业生产和环境保护都具有重要意义。

在工业生产中,燃气热排气量的准确计算可以帮助企业合理安排生产计划,提高生产效率;在环境保护方面,燃气热排气量的准确计算可以帮助监测和控制大气污染物的排放,保护环境和人类健康。

燃气热排气量的计算公式是一个基本的工程技术问题,它涉及到燃气的燃烧热值、热效率、燃气流量等多个因素。

下面我们将介绍一种常用的燃气热排气量计算公式,希望对相关领域的工程技术人员和研究人员有所帮助。

燃气热排气量的计算公式如下:Q = Q1 + Q2 + Q3。

其中,Q为燃气热排气量,单位为kJ/h;Q1为燃气的燃烧热值,单位为kJ/m³;Q2为燃气的燃烧热效率;Q3为燃气的流量,单位为m³/h。

在实际工程中,我们需要根据具体情况来确定燃气的燃烧热值、燃烧热效率和燃气流量。

燃气的燃烧热值是指单位体积燃气在完全燃烧时所释放的热量,通常由燃气的供应商提供。

燃气的燃烧热效率是指燃气在燃烧过程中所产生的热量与燃气的燃烧热值之比,通常由燃气燃烧设备的技术参数确定。

燃气流量是指单位时间内燃气的流动量,通常由流量计测量得出。

在实际应用中,我们可以根据上述公式,结合具体的工程参数,来计算燃气热排气量。

下面我们通过一个实际案例来说明燃气热排气量的计算方法。

假设某工厂使用天然气作为燃料,其燃烧热值为8500kJ/m³,燃烧热效率为85%,燃气流量为1000m³/h。

根据上述公式,我们可以计算得出该工厂的燃气热排气量为:Q = 8500 0.85 1000 = 7225000kJ/h。

通过上述计算,我们可以得出该工厂每小时的燃气热排气量为7225000kJ。

这个结果对于工厂的生产计划和环境保护都具有重要意义。

工厂可以根据这个数据来合理安排生产计划,提高生产效率;环保部门可以根据这个数据来监测和控制工厂的大气污染物排放,保护环境和人类健康。

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µH S 为硫化氢粘度校正值, m ⋅s N2 Pa
2


分别为其含量,%
A12 = 0.0839387178 A13 = −0.186408846
γ g 为天然气相对密度(空气=1.0) T 为地层温度, °C
公式中的 µl 可以通过如下的迭代关系式求取
4.天然气的体积系数 天然气体积系数是天然气地下体积量与天然气地面标准条件下体积量 的比值,表示为:
A7 = −0.0104432413
µH S = H 2S ⋅ (8.49 ×10−3 lg(γ g ) + 3.73 ×10−3 )
2
式中:
A4 = 2.80860949
A5 = −3.49803305
A6 = 0.36037302
m ⋅s Pa µg 为天然气粘度, µl
µN 为氮气粘度校正值, 2 m ⋅s µCO Pa
气体偏差系数
Z = 1.003151
气体粘度 µ g = 0.0201673 mPa ⋅ s 气体体积系数 Bg = 0.00424999 气体等温压缩系数 Cg = 0.02588
MPa −1
A3 2 ) ρ + Tr ρ r + Tr2 r
A5 A6 ρ r A7 ρ r A A A Z = 1 + ( A1 + 2 + 3 ) ρ r + ( A4 + 5 ) ρ r2 + + 3 (1 + A8 ρ r2 ) exp(− A8 ρ r2 ) 3 Tr Tr Tr Tr Tr
5 2
式中:
式中:
µ N = N 2 ⋅ (8.48 ×10−3 lg(γ g ) + 9.59 ×10−3 )
2
µCO = CO2 ⋅ (9.08 × 10−3 lg(γ g ) + 6.24 ×10−3 )
2
A0 = −2.4621182
A1 = 2.97054714
A2 = −0.286264054
A3 = 0.00805420522
A7 ρ r3 Tr2
f (ρr ) ρ r (i + 1) = ρ r (i ) − g (ρr )
ρr :
f ( ρ r ) = A5 A6 ρ r6 + ( A4Tr + A5 ) ρ r3 + ( ATr + A2 + 1 (1 + A8 ρ r2 ) exp(− A8 ρ r2 ) − 0.27 ρ r
ρr =
0.27 pr ZTr
p pc
这种算法收敛很快,只需迭代5次或更少次数,即可达到令人满意的精度。
2.天然气等温压缩系数
天然气等温压缩系数,是指在恒温条件下随压力变化的单位体积变化量,可写为: 1 ∂V Cg = ( )T V ∂p 将上式代入天然气状态方程可以得到:
Cg = 1 1 ∂Z − p Z ∂p
3.天然气的粘度
在地层条件下,天然气粘度是压力、温度和气体组分的函数,根据 在地层条件下,天然气粘度是压力、温度和气体组分的函数,根据Carr的关系式有 : 的关系式有
µl = µl + µ N + µCO + µH S
2 2 2
ln(
µ g Tr ) = A0 + A1 pr + A2 p 3 + A3 p3 + Tr ( A4 + A5 pr + A6 p 2 + A7 p 3 ) + µl
根据对比压力的定义,则天然气的等温压缩系数可以简化为:
Cg = Cr pc
式中:Leabharlann 为了简化方程,这里引入对比压缩系数,其定义如下 Cr
A = 0.3151 1
A2 =−1.0467
A3 =−0.5783
A4 = 0.5353
1− Cr =
式中:
ρ r ∂Z Z ∂ρ r
pr
A5 =−0.6123
A6 = −0.1049
天然气PVT参数计算
• • • • • 1.天然气偏差系数 2.天然气等温压缩系数 3.天然气的粘度 4.天然气的体积系数 5.实例计算
1.天然气偏差系数
天然气是一种真实气体,其状态方程式为
在已知 pr 和 Tr 的情况下,需要经过一个迭代过程求解
pV = ZnRT
式中的Z叫做气体偏差系数,表示在某一温度和压力条件下,同一质量气体的 真实体积与理想体积之比值。利用Dranchuk,Purvis和Robinson(1974)的 相关经验公式计算:
Bg = VR Vsc
式中: Bg为天然气体积系数 VR为天然气地下体积量,m3 Vsc为天然气地面标准条件下体积量,m3 将天然气状态方程、地面条件代入上式,可得天然气体积 系数计算公式:
Bg = 3.447 ×10−4 ZT p
5.实例计算 根据实验室数据,天然气的临界温度为193K,临界压力为4.6MPa,气层温 度为110 °C,气层压力为30MPa,气体相对密度为0.6,求天然气的pVT数 据。 求得天然气pVT参数为:
g ( ρr ) = f ' ( ρr )
求得
A1 = 0.3151
A2 = −1.0467
A3 = −0.5783
A4 = 0.5353
ρ r 后计算Z值:
Z= 0.27 pr ρ rTr
A5 = −0.6123
A6 = −0.1049
pr =
A7 = 0.6816
A8 = 0.6845
Tr = T Tc
2
为在气层温度和大气压下的气体粘度, m ⋅s Pa
m ⋅s Pa 为二氧化碳粘度校正值,
CO2 HS 2
A8 = −0.793385684
A9 = 1.39643306
A10 = −0.149144925 A11 = 0.00441015512
A14 = 0.0203367881
A15 = −0.000609579263
r r r r
µl = (1.709×10 −2.062×10 γg )(1.8T +32) +8.188×10 −6.15×10−3 lg(γg )
−5 −6 −3
Tr2 ( A8 + A9 pr + A10 p r2 + A11 p3 ) + Tr3 ( A12 + A13 pr + A14 p r2 + A15 p r3 ) r
A7 = 0.6816
A8 = 0.6845
dZ 1 A = [5 A5 A6 ρ r5 + 2( A4Tr + A5 ) ρ r2 + ( ATr + A2 + 3 ) ρ r + 1 d ρ r Tr ρ r Tr2 2 A7 ρ r2 Tr2 (1 + A8 ρ r2 − A82 ρ r4 ) exp(− A8 ρ r2 )]
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