天然气物性参数(新)
(新版教材)天然气工程授课教案
教书育人工作计划要点本学期，我主讲“天然气工程”课。
为了上好本课程，培养学生德、智、体全面发展，既教书又育人，使学生在思想上和专业技术上都获得较大提高，特制定如下计划：１、坚持四项基本原则，培养学生热爱祖国和社会主义的思想。
在教学过程中，以党的政策为指导，使学生真正成为社会主义建设人才。
２、培养学生热爱石油工业，热爱本专业的思想和为石油工业奉献的精神。
结合我国石油天然气工业的发展，使学生了解我国石油工业的创业精神。
３、明确学习目的，培养学生良好的学习风气。
经常和学生进行思想交流，掌握他们的思想、学习情况及学习方法。
主动关心和帮助学生，使学生真正掌握所学知识。
４、结合生产实际，因地制宜，因材施教。
改进教学方法，理论与实践相结合，使学生既掌握所学知识，又能用于解决实际问题。
培养学生分析问题和解决问题的能力。
５、培养学生浓厚的学习兴趣，提高学生学习的积极性。
在课堂上采用生动活泼的教学方法，提高学生对本专业的学习兴趣。
对学生的学习严格要求，要求学生按时完成作业，严格考勤，经常抽查，对迟到、早退的学生要严格批评、教育，要求学生遵守纪律。
６、严格要求自己，认真备课和讲课，做到内容熟练和精练。
在教学中，不断了解学生学习情况，做到循序渐进，由浅入深。
讲解中突出重点，注重启发，培养能力。
７、认真批改作业，耐心辅导，注意效果。
内容提要：第一章天然气工程绪论概述我国天然气工业的现状及发展，天然气工程的研究对象、内容和方法，有关学习天然气工程的目的和方法。
第二章天然气的主要物性参数（复习）第一节天然气的组成与分类第二节天然气的相对分子质量、密度、相对密度和比容第三节天然气的偏差系数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中水蒸气含量第八节天然气的热值第九节天然气的爆炸性第三章烃类流体相态第一节油气烃类体系的基本相态特征烃类相态基本概念、单组分和两组分烃的相态特征及临界点定义之差异，反转凝析现象及解释，各类气田（干气、湿气、凝析气）的P-T图等。
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(气体计算方程)
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
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。
天然气基础知识
3、摩尔分数
（1）摩尔分数 摩尔分数由下式进行换算：
xi
yi / zi
(y
i 1
N
i
/ zi )
(1-1)
式中：xi——气体某组分的摩尔分数 yi——气体某组分的体积分数； zi——气体某组分的压缩因子。 （2）混合气体的摩尔质量
混合气体的摩尔质量按下式计算：
M xi Mi
i 1
（1）计量参比条件：指规定的燃料燃烧时,计量统一指定的参比温度和压力，我国为： 20℃,101.325kPa。 （2）燃烧参比条件：指规定的燃料燃烧时的参比温度和压力，我国为： 20℃,101.325kPa。
2、体积分数
•
•
（1）定义
由两种或两种以上单一气体组成的气体称为气体混合物。例如天然气就是以甲 烷为主的多种气体组成的混合气体。 （2）体积分数 在天然气中，各组分的数量分别占天然气总数量的比值叫天然气某组分 的含量，气体组成可以用体积分数、质量分数或摩尔分数表示。气体分析结果 一般采用摩尔分数。 当混合气体中某一组分处于混合气体的压力、温度下时所占的体积叫该组分 的分体积，天然气的总体积等于各组分的分体积之和： V=V1+V2+……+Vn 各组分体积分数： y1=V1/V y2=V2/V … yn=Vn/V 天然气各组分的体积分数之和等于1，即： y1+ y2+……+yn=1
展提供了广阔空间。
从国内的开采技术与运输手段来看，中国的一些勘探技 术已达到或超过世界水平，塔里木、四川、内蒙古等一些大 气田的发现已是明证；在运输手段上，建设长输管道进行天 然气输送对于中国来说已不是问题，西气东输管道的建设证 明了中国具备建设世界级管道的能力；另一重要运输方式就 是将天然气液化后运送到进口方码头还原为气体，然后输送 到用户。据记者了解，中国对此也已制定了具体举措。国家 发展和改革委员会能源局在第八届东北亚天然气和管道国际 大会上预计，2002年到2020年，中国天然气基础设施建设 投资共需2200多亿元，主要用于建设5万公里的天然气管线， 千万吨级液化天然气接收站和百万吨规模的液化天然气运输 能力。
LNG
LNG（以纯甲烷计算）的物性参数见表3。
LNG的常压沸点为-162℃，因此需要低温保存；其辛烷值高达130（MON），具有比汽、柴油、LPG更好的抗爆性能；气、液体积比为625∶1，能量密度较大，有利于提高车载储备能力，增加汽车的续驶里程。
表4给出了不同饱和压力下LNG（以纯甲烷计算）的饱和温度、密度、汽化潜热。
可以看出LNG的饱和温度随饱和压力升高而升高，密度随饱和压力升高而降低，汽化潜热随饱和压力升高而降低。
4、LNG的安全性对LNG也许会有许多错误的概念，事实上LNG是非常安全的燃料，这主要表现在以下几个方面：LN G的燃点为650℃，比汽、柴油的燃点高，点火能也高于汽柴油，所以比汽柴油更难点燃；LNG的爆炸极限为5～15%，-106.7℃以上的LNG蒸汽比空气轻，因而稍有泄漏立即挥发飞散，很难形成遇火燃烧爆炸的浓度。
无论是LNG还是它的蒸汽都不会在一个不封闭的环境下爆炸。
为验证LNG的安全性，多年来许多实验室进行了实验，几十方的LNG被有意泄漏掉并试图点燃蒸汽云，但没有形成一次爆炸。
另一值得注意的是LNG蒸汽云的大小和扩散速度与泄漏LNG的量和速率有直接关系。
对少量泄漏，大气条件和LNG压力都对蒸汽云大小和泄漏面积起一定作用。
少量的泄漏，LNG一接触地面就马上蒸发了，由于-106.7℃以上的LNG蒸汽比空气轻，它漂浮在空气中，并迅速地扩散。
对足够大的泄漏，所形成的稠密蒸汽云将随着蒸汽的飘移，吸收地表热量而扩散到大气中。
风会影响到蒸汽云，小风和无风将减慢蒸气云的移动，大风将快速混合空气和蒸汽使之加快扩散。
5、LNGV加气站LNGV加气站的主要设备有LNG储槽、低温泵、汽化器、售气机、控制系统和安全系统等，流程类似于普通的加油站，图2为河南中原绿能高科有限责任公司引进的国内首家LNGV加气站的流程图。
LNG储槽是双层金属加真空缠绕绝热容器，容积为50m3，日蒸发率2‰，LNG低温泵为浸没式泵，用于把LNG 从储槽输送到车用储罐。
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。
天然气组成分析
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。
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：
LNG的物性参数、气化管输技术及安全性
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。
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。
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 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。
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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 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。
修正常数的计算公式为:()()()()()2222222pc pc 4.75460.21020.03 1.158310 3.06121084.9389188.49440.9333 1.4944g CO N H S gCO N p T γφφφγφφ--=-+-⨯+⨯=+-- (2.8)2.1.4 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pr pcp p p =Pr pcTT T =（2.9）2.2 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。
V Z V 实际理想＝V nRTp实际＝（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 Pong.Robinson 方程法()()()RT a T p V b V V b b V b =--++- （2.11） 式中0.511()()(1)nni j i j i j ij i j a T x x a a K αα===-∑∑ （2.12）1ni i j b x b ==∑ （2.13）220.45724cri crR T a p = （2.14） 0.0788cri crRT b p = （2.15） ()20.5ri 11i i m T α⎡⎤=+-⎣⎦ （2.16）20.37464 1.54220.26992i i i m ωω=+- （2.17）式中 K ij —天然气的交互作用参数； p cr —组分i 的气体临界压力； T cr —组分i 的气体临界温度； T r —组分i 的对比温度； ωi —组分i 的偏心因子。
由方程可得到关于Z 的方程()()023)1(32223=-----+--B B AB Z B B A Z B Z （2.18）22TR aPA =RT bPB =（2.19）2.2.2 Cranmer 方法3pr pr 223pr pr 1.04670.578310.315060.61230.53530.6815pr pr pr Z T T T T ρρρ⎛⎫=+-- ⎪ ⎪⎝⎭⎛⎫⎛⎫+-+⨯ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪⎝⎭⎝⎭ （2.20） ()()pr pr 0.27/pr p Z T ρ=⨯⨯ （2.21）式中 pr ρ——拟对比密度。
已知P 、T 求Z ，计算步骤如下： 第一步 计算pc p ，pc T ； 第二步 计算pr p ，pr T ；第三步 对Z 赋初值，取Z o=1，利用式（3.12）计算pr ρ 第四步 将pr ρ值代入式（3.11），计算Z 该方法适用于p<35MP 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。
3212pr 3pr r 45pr r 5232256r pr 7r pr 8r 8r 1//++A /)()/(/)(1)exp()Z T A T A T A A T A T A A ρρρρρρ=++++++-（A A ）（ （2.22）pr r pr027p ZT ρ⋅=（2.23）()k 32r r pr pr 12pr 3pr r 3645pr r 56r pr 33227r pr 8r 8r 0.27///++A /)()(/)(1)exp()0f p T T A T A T A A T A T A A ρρρρρρρρ=-++++++-=（A A ）（ （2.24）()28r k 3r 12pr 3pr r 2545pr r 56pr r 324267pr r 8r 8r 1//)+A /)(3)(/)(6)(/)3(3)(2)A f T A T A T A A T A T A A eρρρρρρρρ-'=+++++⎡⎤++-⎣⎦（A A ）(2（ （2.25）()()k r k 1krr k r f f ρρρρ+=-' （2.26）123456780.315062371.04670990.57832290.535307710.612320320.104888130.681570010.68446549A A A A A A A A ==-=-==-=-== （2.27）在已知pr p 和pr T 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Z o(例如Z o=1.0)，由(2.23)式求出r ρ，作为(2.24)式迭代的初值。
比较r ρ与用(2.26)式计算所得的r ρk+1之值，如r ρ-r ρk+1<0.00001，则可将求得了r ρ值代入 (2.2)式求得Z 值。
否则，用最后求出的r ρ继续循环，直到r ρ-r ρk+1<0.00001为止。
2.2.4 DAK 法该方法发表于1975年，方程如下：34512pr 3pr 4pr 5pr r 222567pr 8pr r 97pr 8pr r 232210r pr 11r 11r 1//+/+/++A /+A /)A /+A /)(/)(1)exp()Z T A T A T A T A T T A T T A T A A ρρρρρρ=+++-++-（A A ）（（ （2.28）10.326521.07003 0.533940.0156950.0516560.54757 0.736180.184490.1056100.6134110.7210A A A A A A A A A A A ==-=-==-==-==== （2.29）解题方法和DPR 法步骤思路一样，但所用公式不同：3452r r pr pr 12pr 3pr 4pr 5pr r 232667pr 8pr r 97pr 8pr r 332210r pr 11r 11r ()0.27///+/+/++A /+A /)A /+A /)(/)(1)exp()F p T T A T A T A T A T T A T T A T A A ρρρρρρρρ=-+++-++-（A A ）（（ （2.30）211r 345r 12pr 3pr 4pr 5pr r 222567pr 8pr r 97pr 8pr r 324610pr r 11r 11r `()1//+/+/++A /+A /)3A /+A /)6(/)3(32)A F T A T A T A T A T T A T T A T A A e ρρρρρρρρ-=+++⨯⨯-⨯+⎡⎤+-⎣⎦（A A ）2（（ （2.31） 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g 1TV C V p ⎛⎫∂=-⎪∂⎝⎭ （2.32）Cg —— 气体压缩系数,1/MPa ；TV P ∂⎛⎫ ⎪∂⎝⎭——温度为T 时气体体积随压力的变化率，m3/Mpa ； V —— 气体体积,m 3；(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 nRTZ p = （2.33）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：12g 23pr 12()2()10.271(/)()2()pr pr r pr pr r pr pr r f T f T C P Z T P Z f T f T ρρρ⎧⎫+⎪⎪=-⎨⎬⎡⎤++⎪⎪⎣⎦⎩⎭ （2.34）式中：32113()pr pr pr A A f T A T T =-- 56243()pr pr prA A f T A T T =-- （2.35） 2.4 天然气体积系数计算天然气的体积系数就是指：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：sc R g sc sc scfp ZT V B V pZ T ==（2.36） 式中 R V —— 地层条件下气体的体积,m3；sc V —— 地面标准状态下气体的体积,m3；g B ——天然气的体积系数,m3/m3(标)。