天然气(气体计算方程)
使用状态方程计算天然气焦耳-汤姆逊系数
使用状态方程计算天然气焦耳-汤姆逊系数YUAN Weimin;WANG Hui;CHEN Xueyan;WANG Le;LEI Jiangkai;ZHANG Xiaohui;CHEN Li【摘要】当气体在管道中流动时,遇到阀门、孔板等节流元件,由于压力显著降低形成节流现象,需要通过焦耳-汤姆逊系数预测温度的变化.对具有代表性的立方型状态方程,即Redlich-Kwong(RK)、Soave-Redlich-Kwong(SRK)、Peng-Robinson(PR)状态方程,以及多参数状态方程即Benedict-Webb-Rubin-Starling(BWRS)状态方程和对比态原理状态方程即Lee-Kesler-Plocker(LKP)状态方程进行了焦耳-汤姆逊系数相关偏导数的推导,并给出了计算过程中涉及到的温度的一阶导数da/dT和Tda/dT公式及其单组分计算公式和多组分的混合规则.由具有代表性的状态方程推导出焦耳-汤姆逊系数公式,便于工程设计计算中使用.【期刊名称】《石油工程建设》【年(卷),期】2019(045)001【总页数】5页(P22-26)【作者】YUAN Weimin;WANG Hui;CHEN Xueyan;WANG Le;LEI Jiangkai;ZHANG Xiaohui;CHEN Li【作者单位】;;;;;;【正文语种】中文1 焦耳-汤姆逊系数及其基本关联式高压流体经节流膨胀后，由于压力变化而引起温度的变化，被称为节流效应或者焦耳-汤姆逊（Joule-Thomson）效应[1]。
节流膨胀可近似看作敞开系统稳流过程，并且是绝热又无轴功，如略去动能、位能变化，焓差为零，是恒焓过程。
节流膨胀时，微小的压力变化引起温度变化的关系称为微分节流效应系数或焦耳-汤姆逊（Joule-Thomson）效应系数[2]，以μJ来表示，它代表在等焓的情况下节流过程中温度随压力的变化率。
式中：μJ为焦耳-汤姆逊系数，K/kPa；p为系统压力，kPa；T为系统温度，K；H为气体的焓，J/mol。
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。
天然气理想状态方程
天然气理想状态方程引言：天然气是一种重要的能源资源，广泛应用于工业、农业和家庭生活等领域。
研究天然气的性质和行为对于能源开发利用具有重要意义。
其中，天然气理想状态方程是描述天然气在理想条件下的状态和性质的基本方程。
本文将详细介绍天然气理想状态方程及其相关内容。
一、天然气理想状态方程的定义天然气理想状态方程是描述天然气在理想条件下的状态和性质的数学表达式。
根据理想气体定律，理想气体在一定温度和压力下，体积与温度、压力成正比，可以用如下方程表示：PV = nRT其中，P表示气体的压力，V表示气体的体积，n表示气体的物质的量，R为气体常数，T表示气体的温度。
二、理想状态方程的适用条件理想状态方程适用于在理想条件下的气体，即气体分子之间无相互作用力，体积可以忽略不计。
在高温、低压下，气体分子之间的相互作用力可以忽略不计，此时气体表现出理想气体行为。
三、天然气的主要成分天然气主要由甲烷(CH4)组成，同时还含有少量的乙烷(C2H6)、丙烷(C3H8)、丁烷(C4H10)等烃类和氮气(N2)、二氧化碳(CO2)等非烃类成分。
其中，甲烷是最重要的成分，占据了天然气的绝大部分。
四、天然气理想状态方程的应用1. 计算天然气的物质的量根据理想状态方程，我们可以通过测量天然气的压力、体积和温度，计算出天然气的物质的量。
这对于评估天然气资源的储量和开发利用具有重要意义。
2. 预测天然气的性质理想状态方程可以帮助我们预测天然气在不同温度和压力下的性质。
例如，当温度升高或压力增大时，根据理想状态方程，我们可以预测天然气的体积会变大，密度会减小。
3. 设计天然气储存和输送系统天然气的储存和输送系统需要考虑到气体的压力、体积和温度等因素。
理想状态方程可以用于帮助设计天然气储存和输送系统，确保系统的安全和高效运行。
五、天然气理想状态方程的局限性尽管天然气理想状态方程在理论和实际应用中具有重要意义，但也存在一定的局限性。
理想状态方程假设气体分子之间无相互作用力，而实际气体分子之间存在一定的相互作用力。
天然气体积计算公式
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、民用和交通等领域。
在天然气的生产、输送和储存过程中，准确计算天然气的体积是十分重要的。
本文将介绍天然气体积计算的公式及其相关知识。
一、天然气体积的计算公式天然气的体积计算公式是根据理想气体状态方程得出的。
理想气体状态方程是描述气体状态的重要定律之一，由法国物理学家盖·吕萨克和爱德华·克拉普龙于18世纪末提出。
该方程可以表示为：PV = nRT其中，P表示气体的压力，V表示气体的体积，n表示气体的物质的量，R为气体常数，T表示气体的绝对温度。
在天然气的体积计算中，一般采用洛伦兹公式对天然气进行修正，该公式可以表示为：Z = 1 + B × P + C × P^2 + D × P^3其中，Z为修正系数，B、C、D为修正系数的常数，P为天然气的压力。
通过以上两个公式，可以计算出天然气的实际体积。
二、天然气体积计算的影响因素天然气体积的计算不仅仅依赖于上述的公式，还受到以下几个因素的影响：1. 压力：天然气的压力是影响天然气体积的重要因素。
随着压力的增加，天然气的体积会减小；反之，压力的减小会导致天然气的体积增大。
2. 温度：温度也是影响天然气体积的重要因素。
根据理想气体状态方程可知，温度的升高会导致天然气的体积增大，而温度的降低会导致天然气的体积减小。
3. 含气量：天然气的含气量是指单位体积内所含的天然气质量。
含气量的增加会导致天然气的体积增大，反之则会导致天然气的体积减小。
4. 组分：天然气是由多种气体组分组成的混合物，不同组分的气体在不同压力、温度下的体积变化也不同，因此组分的变化也会影响天然气的体积。
5. 地质条件：天然气储层的地质条件也会对天然气体积的计算产生影响。
例如，储层的渗透率、孔隙度等参数会影响天然气的储存和流动，从而影响天然气的体积。
三、天然气体积计算的应用天然气体积计算在天然气工业中有着广泛的应用。
天然气计量计算公式
天然气计量计算公式
1.天然气流量计算公式（以标立方米为单位）：
Q=SC×P×Z×T/(P0×T0)
其中
Q为实际流量（标立方米/小时）；
SC为流量计系数，与流量计的规格和型号相关；
P为实际压力（巴）；
Z为天然气压缩因子，与天然气的组分和条件有关；T为实际温度（摄氏度）；
P0为标准压力，一般取标准压力为101.325kPa；
T0为标准温度，一般取标准温度为273.15K。
2.天然气计量热值计算公式：
Qn=Qg×Hg/Hn
其中
Qn为标准煤气流量（万标立方米）；
Qg为实际天然气流量（万标立方米）；
Hg为实际天然气热值（MJ/万标立方米）；
Hn为标准天然气热值（MJ/万标立方米）。
3.天然气计量气体总能量计算公式：
W=Q×H×3600
其中
W为气体总能量（千焦耳）；
Q为天然气流量（标立方米/小时）；
H为天然气热值（J/立方米）；
3600为将小时单位转换为秒的换算系数。
4.天然气计量质量计算公式：
M=Q×ρ
其中
M为天然气质量（千克）；
Q为天然气流量（立方米/小时）；
ρ为天然气密度（千克/立方米）。
以上是常用的天然气计量计算公式，实际计算中可能还需要考虑修正系数、温度压力补偿等因素，具体计算公式和参数可根据实际情况进行相应的调整。
天然气密度
天然气密度1.4MPa天然气密度由理想气体状态方程：PV=nRT，则有n/V=P/RT=4×106÷（8.314×298.15）=1613.67mol/m³由于天然气的主要成分是甲烷，其他的成分很少，因此，再乘甲烷分子量得到天然气密度：16×1613.67mol/m³＝25.819kg/m³。
其中，常温为25℃。
天然气是一种无毒无色无味的气体，其主要成份是甲烷，天然气的低热值为34.91MJ/Nm3。
天然气(甲烷)的密度在0℃,101.352Kpa时为0.7174Kg/Nm3,相对密度(设空气的密度为1)为0.5548，天然气约比空气轻一半，完全燃烧时,需要大量的空气助燃。
1立方米天然气完全燃烧大约需要9.52立方米空气。
如果燃烧不完全,会产生有毒气体一氧化碳，因而在燃气器具使用场所,必须保持空气流通。
在封闭空间内,天然气与空气混合后易燃、易爆、当空气中的天然气浓度达到5-15％时，遇到明火就会爆炸，因而一定要防止泄漏。
举例说明如下：假设燃气锅炉为16t/h,即16*0.7=11.2mw，天然气热值为35170kj/m^3. 按热值计算如下：11.2mw=11.2*10^6j/s=11.2*3600*10^3kj/h1h所需天然气为=11.2*36*10^5/35170=1146.432m^3按经验系数计算如下：1h所需天然气为=16*80=1280m^3 天然气液化石油气的密度等物理性质天然气液化石油气的密度等物理性质一、液化石油气的密度密度是指单位体积的物质所具有的质量。
气体密度随温度和压力的不同有很大的变化，因此在表示气体密度时，必须规定温度和压力的条件。
一般以压力为1大气压，温度为0℃时作为标准态的值。
气体密度可用下式求得：式中：ρ-物质的密度(千克／米) m-物质的质量(千克) y-物质的体积(米)液化石油气既可以以气态形式存在，也可以以液态形式存在，所以，液化石油气的密度有气态密度和液态密度二种。
天然气管存量的两种计算公式
天然气管存量计算公式1、第一种计算公式 Q=293.15*V*P 均/(T 均*0.101325*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+5.072*1000000*P 均*10^1.785^C 2/T 均^3.825)， P 均=2/3[P 1+0.101325+（P 2+0.101325）2/(P 1+P 2+2*0.101325)] T 均=(T 1+T 2)/2+273.15P 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：10001pj 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 21Ld ⨯⨯=π式中：π=3.1415926；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293.15K ； 0Z ——标准参比条件下的压缩因子，数值为0.9980； 0P ——标准参比条件的压力，数值为0.101325MPa ； pj T ——管段内气体平均温度，单位为开尔文（K ）；1Z ——工况条件下的压缩因子，根据GB/T 17747.2《天然气压缩因子的计算 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：12121223pj P P P P P P P ⎡⎤⨯=⨯+-⎢⎥+⎣⎦式中：1P ——管段起点气体压力，单位为兆帕(MPa)；2P ——管段终点气体压力，单位为兆帕(MPa)。
（3） 平均温度计算公式：123132T T T pj ⨯+⨯=式中：1T ——管段起点气体温度，单位为开尔文（K ）；2T ——管段终点气体温度，单位为开尔文（K ）。
天然气(气体计算方程)
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。
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T c y i Tci
i 1
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2）经验公式方法
干气
g 0. 7
p c 4.8815 0.3861 g Tc 92.2222 176.6667 g
g 0 .7
p c 4.778 0.2482 g Tc 92.2222 176.6667 g
如果则所选的值如果满足中计算各组分的值代入先估算creatednovapdfprinterwwwnovapdfcom露点压力和泡点压力的确定露点方程与泡点方程是特定压力点上的相态方程露点定义为一定温度下烃类体系中无限小量的液相与大量气相平衡共存的压力则有虽然体系中只有无限小量的液体但液体中各组分的摩尔分数之和为1由式可写出露点方程novapdfprinterwwwnovapdfcom泡点定义为一定温度下烃类体系中无限小量的气相与大量液相平衡共存的压力则有虽然体系中只有无限小量的气相但气泡中各组分的摩尔分数之和为1由式可写出泡点方程creatednovapdfprinterwwwnovapdfcom平衡常数平衡常数k是指在一定压力和温度条件下气液二相处于平衡状态时体系中某组份在气相和液相中的分配比例
¡ 2 理
天然气的状态方程式和对应状态原
一、理想气体状态方程式
理想气体的假设:
① 气体分子本身所占的体积比起整个气体体积来说是可以忽略不计， ②所有气体分子间的碰撞以及分子与器壁的碰撞是纯弹性的， ③气体分子之间以及分子和容纳它的器壁之间不存在引力或排斥力。
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。
天然气压力与体积的关系
绝对压力为，体积6立方米的天然气的质量，如在正常大气压下，这些天然气是多少方P1*V1/T1=P2*V2/T2P是压强（绝压=表压+大气压），V是体积，T是温度（开氏温度，0开=-273摄氏度，0摄氏度等于273开，常温20摄氏度=293开）当式中P取101325帕斯卡（标准大气压），V取升，T取0开时，天然气的密度是0.7174克/升，根据已知的压强、体积、温度，能用第一个公式算出P为标准大气压，V2为0摄氏度时的体积，然后用密度0.7174克/升乘以这个体积就能算出质量*6/293K=*（V2）/273K算出V2=立方米，根据密度是0.7174克/升算出质量为千克正常大气压下的体积：*6/293K=*（V2）/293K为24立方米球罐内有，2000方天然气，向外输出天然气后罐内压力变成请问向外输出的气体体积是多少。
理想气体，温度不变, 压强单位应该是表压，以下公式压强单位用的是绝压。
绝压= 表压+, P1= ; P2=理想气体状态方程（恒温时公式）：P1 * V1 = P2 * V2则: V2=P1 * V1 / P2 = * 2000 / = 立方向外输出的气体V = V2 - V1 = - 2000= 立方1000000PA＝1MPA=10公斤一般流速控制在20-25m/s。
比如DN100的管道，管路压力为的小时流量简易计算方法：速度下1小时流过管路的空气流量5为表压+1个大气压101KPa（）后得到的绝对压力。
单位为bar（kg/cm2）为空气密度与天然气密度之比。
城镇燃气管道设计压力(表压)分级压力(MPa)高压燃气管道 A <P≤ B <P≤次高压燃气管道 A <P≤ B <P≤中压燃气管道 A <P≤ B ≤P≤低压燃气管道 P<。
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 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。
天然气知识
第二部分 气藏天然气储量1、容积法估算天然气储量1. 1气藏原始地质储量gi gi E S Ah G φ01.0= （2-1）式中 G ——天然气原始地质储量，108Sm 3;A ——含气面积,km 2;， h ——平均有效厚度，m;φ——平均有效孔隙度，小数； gi S ——平均原始含气饱和度，小数wi gi S S -=1wi S ——平均原始含水饱和度，小数；gi E ——天然气的膨胀系数。
1. 2定容气藏采出程度100110011001100⎪⎪⎭⎫⎝⎛-=⎪⎪⎭⎫ ⎝⎛-=⎪⎪⎭⎫⎝⎛-=⨯=Z p pZ B B E E G G FR i i g gi gi g p（2-2）式中FR —采出程度，%；G —天然气的原始地质储量103Sm 3， p G —累积产气量，103Sm 3;i p 、p —气藏原始平均地层压力和任意压力，Mpa ；gi E 、g E —在i p 、p 和平均地层温度下天然气的膨胀系数； gi B 、g B —在i p 、p 和平均地层温度下天然气的体积系数；i Z 、Z —在和平均地层温度下天然气的偏差系数。
1.3气藏采收率 定容气藏100110011001100⎪⎪⎭⎫⎝⎛-=⎪⎪⎭⎫ ⎝⎛-=⎪⎪⎭⎫⎝⎛-=⨯=a i i a ga gi gi ga paR Z p Z p B B E E G G E式中 R E —采收率，%；a p —废弃压力，Mpa ；pa G —废弃压力下天然气的膨胀系数； ga B —废弃压力下天然气的体积系数； a Z —废弃压力下天然气的偏差系数；其余符号同前。
水驱气藏：()gagi gi ga ga gi R B S B S B S E -=100 （2-3）式中 ga S —废弃时含气饱和度。
其余符号同前。
1. 4可采储量Rgi wi Rg E E S Ah E G R )1(01.0-=⨯=φ （2-4）式中 g R —到废弃压力的可采储量，108Sm 3。
1天然气主要物性
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：
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：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。
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，
天然气管存量的两种计算公式
天然气管存量计算公式1、第一种计算公式 Q=293.15*V*P 均/(T 均*0.101325*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+5.072*1000000*P 均*10^1.785^C 2/T 均^3.825)， P 均=2/3[P 1+0.101325+（P 2+0.101325）2/(P 1+P 2+2*0.101325)] T 均=(T 1+T 2)/2+273.15P 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：10001pj 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 21Ld ⨯⨯=π式中：π=3.1415926；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 ）；T——标准参比条件的温度，数值为293.15K；Z——标准参比条件下的压缩因子，数值为0.9980；P——标准参比条件的压力，数值为0.101325MPa；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 17747.2《天1然气压缩因子的计算第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=0.101325MPa，T０=293.15K。
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n
Mg yi Mi
i1
M g ¡ 天然气相对视分子量 yi ¡ 天然气个组分的摩尔分数 M i ¡ 组分i的分子量
三、天然气的视临界参数 天然气在临界点的温度和压力称为视临界参数，即视临 界温度和视临界压力。由于多组分特点，只有实验方法可以 直接测得天然气的视临界参数，间接方法有Kay混合规则方 法和经验公式 1）Kay方法 若天然气由k种组分组成，则视临界参数为
k
p c y i p ci
i 1 k
pc ¡ 天然气的视临界压力， Mpa Tc ¡ 天然气的视临界温度， K yi ¡ 天然气组分 i的摩尔分数 pci ¡ 天然气组分 i的临界压力， Mpa Tci ¡ 天然气组分 i的临界温度， K
非烃气体（少量）
硫化氢（H2S） 硫醇（RSH） 硫醚（RSR） 二氧化碳（CO2） 一氧化碳（CO） 氮（N2） 水汽（H2O）
稀有气体（微量）
氦（He） 氩（Ar）等。
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¡ 1 天然气的组成和相对视分子量及天然气的视临界参数 二、天然气的相对视分子量
¡ 1 天然气的组成和相对视分子量及天然气的视临界常数 一、天然气的组成 在常温常压下，1-5个碳原子的烃类为气体，即天然气。
天然气是指在不同地质条件下生成、运移，并以一定的压力储集 在地层中的气体。大多数气田的天然气是可燃性气体，主要成分是气 态烃类，并含有少量的非烃气体。 烃类气体
甲烷（CH4）占绝大部分 乙烷（C2H6） 丙烷（C3H8） 丁烷（C4H10） 戊烷（C5H12）含量不多
T T1
p1V1 p2Vn Vn p1V1
P2
由盖－吕萨克定律：
p p2
Vn V2 T1 T2
T1V2 Vn T2
由上得到：
p1V1 p2V2 T1 T2
V2 ¡ 在p 2 和T2时的气体体积
V1 ¡ 在p1和T1时的气体体积
Vn ¡ 在p 2 和T1时的气体体积
如果有 V3、p3、T3 状态或任何其它状态均可写成上述等式 pV R或pV RT 因此可用一个通用式表示，即 T 若为n摩尔气体，则可写成
1 p
或 或 或
pV C （当T =常数）
V C T
p C T
（当P =常数） （当V =常数）
盖¡吕萨克定律： V T 查理定律： p T
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根据如上定律可推导出如下理想气体状态方程，假定有 1mol气体，可写成： 由波义尔定律：
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。
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¡ 2 理
天然气的状态方程式和对应状态原
一、理想气体状态方程式
理想气体的假设:
① 气体分子本身所占的体积比起整个气体体积来说是可以忽略不计， ②所有气体分子间的碰撞以及分子与器壁的碰撞是纯弹性的， ③气体分子之间以及分子和容纳它的器壁之间不存在引力或排斥力。
对于理想气体，它将遵守如下定律：
波义尔定律： V
与温度及压力的关系可从分子 运动学及动力学角度加以理解
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3）温度
随温度增加，Z值 趋向1。这是因为真实 气体随温度升高，动 能加大，分子距离也 更大，这样分子间引 力和斥力的影响就很 微弱，因此实际气体 也就接近理想气体。
右图可看出，不同气体（甲 烷、乙烷、丙烷）当它们的 折算温度、折算压力相同 时，就具有大致相同的压缩 因子。
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这个对应状态理论设想从折算（对比）压力、折算（对比）温度和折 算（对比）体积上看，任何气体（包括气体混合物）都具有相同的性 质， ¡ 折算¡ （对比）一词的意义是每个p、V、T变量都用其与临界值 之比来表示。假设折算（对比）压力为 pr，折算（对比）温度为Tr， 折算（对比）体积Vr。也就是说不同气体当具有相同的折算（对比） 压力和折算（对比）温度，则它们的折算（对比）体积亦应相同。将 折算参数代入范德华方程，如下：
2、压缩因子的 表示方法
常用的压缩因子表示 方法是图示法。 可通过实验测出每种 气体在不同温度、压 力下的压缩因子，编 绘成图，供使用者查 阅。
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3、压缩因子的影响因素
1）烃类气体类型 类型不同压缩因子不同 2）压力 低温低压时，稍微增加压 力， Z 值减小，当压力增加到 某一值时， Z 值减小最大，这 是由于实际气体分子具有吸引 力，造成比理想气体易于压缩 的缘故。当压力进一步增加 时，则 Z 值增大，这是由于压 力达到一定范围时，再增加压 力，分子距离更近，产生排斥 力因而造成实际气体比理想气 体更不易压缩的缘故。
2）SK图版法（Standing和Katz图版） ① 对应状态原理
范德华于1873年提出了的对应状态理论来解决混合气体的 压缩因子问题。 因为不同气体虽然在不同温度、压力下的性质（包括压缩 因子）不同，但在各自临界点却有共同的性质，如果以临界状 态作为描述气体状态的基准点，则在相同的对比压力、对比温 度下，天然气中所有纯烃气体具有相同的压缩因子。
pV RT V Z Z Z0 pV0 RT V0
所谓压缩因子实际上是实际气体与理想气体的一个体积偏差系数。即表 示lmol真实气体的体积，在相同的温度压力下与理想气体体积的偏差。 理想气体的Z＝l，而实际气体一般Z＝ 0.3-----1.7 。
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天然气的组分不同，其相对视分子量不 同。天然气组分相同，而各组分含量的 百分比不同时，其相对视分子量也不同。 因此，天然气的相对视分子量是根据天 然气的组分和每种组分含量的百分数计 算出来的。
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¡ 1 天然气的组成和相对视分子量及天然气的视临界参数
pV nRT
通用气 体常数
R
pV 1 22.4 0.082054atm L mol K nT 1 273
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二、范德华方程式
对于实际气体来说，除低压条件下近似服从理想气体状态方程式 外，一般都与理想气体状态方程式发生偏差，有时甚至发生较大的偏 差。 这是因为实际气体的分子间具有作用力。在低压时，分子与分子 间距离较大，作用力可以忽略不计；当处于高压时，分子间的距离缩 短了，其相互间作用力已经不能忽略。 对于理想气体曾假设分子本身的体积比起总体积来小到可以忽略 不计，这在压力很低时，可以近似地认为是这样。然而，实际上当气 体密度随压力增高而加大时，分子所占的体积就不能忽略不计了。 范德华考虑了实际气体的上面二种情况，对理想气体状态方程进 行了修正：
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1、表压与实际内压差的校正(分子作用力的校正)
表压测定的是分子对器壁碰撞的力，实际内压要大于表 压，因为它要消耗一部分能量来克服分子间的作用力， 因此必须加一个校正值
p ' 该校正值正比于气体摩尔数
（n）的平方，反比于体积(V)的平方
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组成对压缩因子有影响
天然气是复杂的烃类混合物而不是单一成 分的烃类，如何解决混合气体的压缩因 子？
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4、压缩因子求取 1）天然气压缩因子求取的实验方法
p V T pr Vr Tr Vc pc Tc
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为什么混合气体的实际温度、压力、体积折算到临界状态 才能消除气体性质对PVT的影响呢？
根据双组分体系临界点定义，液气界限消失，液相、气相的内涵 性质相同。所谓内涵性质相同是指那些与物质数量无关的性质如密度、 压力、温度、粘度、化学电位和表面张力等。 上述临界点的意思是指任何气体处于临界状态时，存在一定的共 性，即可把它们视为同组分(单组分)气体去考虑，这样就可以作出它 们的折算温度、折算压力与压缩因子的关系图。
n p 2 a V
'
2
a¡ ¡ 为取决于气体类型的常数
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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）
pV ZnRT
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式中：Z¡ ¡ 压缩因子。
压缩因子（Z）的含义可以用1摩尔理想气体与实际气体在同一温度与压 力下的比较来说明
理想气体
pV0 Z0 RT
实际气体
pV Z RT
已知理想气体Z0＝l，那么实际气体Z为：
凝析（湿）气
g 0. 7
p c 5.1021 0.6895 g Tc 132.2222 116..6667 g
g 0 .7
pc 4.778 0.2482 g Tc 106.1111 152.2222 g