东海某气田天然气偏差系数实验及计算模型评价研究
时间：2023-06-10 21:25:06 来源：雅意学习网 本文已影响 人 
陈 磊，耿 耿，景 红
（中国石油化工股份有限公司上海海洋油气分公司石油工程技术研究院，上海 200120）
偏差系数表示实际气体与理想气体的偏离程度，是气藏工程、采气工程和地面工程设计研究的重要基础物性参数之一[1]，对物质平衡、气藏储量、处理工艺和管输计量等计算的准确性具有重要影响。天然气是我国开展大气污染治理和节能减排工作的能源转型桥梁，其在能源结构体系中的重要作用愈发明显，近年来国有三大石油公司不断加大天然气勘探开发的力度，在东海某气田的商业发现中，气体组分普遍含有CO2，非烃CO2使得天然气的临界物性参数产生一定偏差，对于偏差系数的准确计算产生较大影响[2-3]。
目前，实验测试是获得天然气偏差系数最直接可靠的方式，鉴于实验测试条件的局限性，实际中理论计算的方法多为采用，其大致可分为三类：图版法、经验公式法和状态方程法[4]。图版法中较常用的是Standing-Katz[5]，其具有快速、便捷等优点，但存在误差较大等缺点，在工程设计中很少采用；
经验公式法较常用的包括HTP、HY[6]、DPR[7]、DAK[8]、CRANMER[9]、PAPAY[10]、张国东法[11]、李相方改进法[12]等，经验公式可以在一定的压力、温度范围内较为准确计算偏差系数，但无法计算比热容、焓、熵等其他热物性参数以及相平衡；
状态方程法在实现偏差系数计算的同时还可以对天然气的其它物性参数和相平衡进行准确地计算，在工程设计中最为广泛应用，常用的状态方程有BWRS[13]、SRK[14]、PR[15]、LKP[16]等，各状态方程的计算精度和适用范围不尽相同，常需进行比选评价研究[17]。
因此，亟需开展本气田非烃CO2对偏差系数影响的实验研究，并基于实验分析结果，对不同状态方程计算本气田天然气偏差系数的适用性进行评价研究，从而为后续该气田开发过程中偏差系数的计算提供合适的计算模型，避免因偏差系数计算误差产生相应的累计误差。
1.1 实验测试样品
获取有代表性的地层流体样品，对流体PVT相态分析结果的准确性至关重要。本次实验测试样品取样采用井下取样，取样器运至实验室后肥皂水检测有无渗漏现象。确定样品可用于PVT 相态分析实验之后，首先将井下取样器中的地层流体转至高温高压配样器中，将配样器升温至地层温度压力进行搅拌并稳定12 h；
然后在地层温度压力条件下对样品开展单次闪蒸测试，并对闪蒸分离后的凝析油和气样品开展色谱分析实验，得到它们相应的组分构成（表1、表2）。
表1 天然气样品组成数据Table 1 Natural gas sample composition data
表2 C11+物性参数Table 2 Physical parameters of C11+
1.2 实验设备及方法
天然气偏差系数实验采用加拿大DBR-PVT 仪进行分析，其主要由高压计量泵、样品容器、PVT 筒、闪蒸分离器和温控系统等组成，性能指标为：最高工作压力70 MPa，压力分辨率0.01 MPa；
最高工作温度200 ℃，温度分辨率0.1 ℃；
PVT筒最大样品容积130 mL，体积分辨率0.01 mL。实验过程严格按照GB/T 26981—2020《油气藏流体物性分析方法》进行操作，具体的步骤参考文献[18]。
1.3 实验结果及分析
对5 种天然气样品共进行了192 组实验测试，实验结果如图1～图5所示。样品1 的实验温度分别为115.18 ℃、125.18 ℃、135.18 ℃，实验压力范围为8～39 MPa；
样品2 的实验温度分别为120.6 ℃、130.6 ℃、140.6 ℃，实验压力范围为4～40.338 MPa；
样品3 的实验温度分别为119.24 ℃、129.24 ℃、139.24 ℃，实验压力范围为4～43.218 MPa；
样品4 的实验温度分别为122.1 ℃、132.1 ℃、142.1 ℃，实验压力范围为6～59.67 MPa；
样品5 的实验温度分别为123.4 ℃、133.4 ℃、143.4 ℃，实验压力范围为8～61.063 MPa。
图1 样品1 偏差系数实验与不同模型计算结果Fig.1 Sample 1 deviation coefficient experiment and calculation results of different models
图2 样品2 偏差系数实验与不同模型计算结果Fig.2 Sample 2 deviation coefficient experiment and calculation results of different models
图3 样品3 偏差系数实验与不同模型计算结果Fig.3 Sample 3 deviation coefficient experiment and calculation results of different models
图4 样品4 偏差系数实验与不同模型计算结果Fig.4 Sample 4 deviation coefficient experiment and calculation results of different models
图5 样品5 偏差系数实验与不同模型计算结果Fig.5 Sample 5 deviation coefficient experiment and calculation results of different models
1.3.1 压力的影响
不同的温度条件下，随着压力的升高，气体的偏差系数先逐渐变小后逐渐变大，最小值出现在20 MPa 左右。偏差系数曲线出现拐点之前气体分子间作用力主要以引力为主[19]，气体体积更易压缩，压力越高偏差系数越小；
偏差系数曲线出现拐点之后气体分子间作用力主要以斥力为主，气体更易膨胀、更难压缩，压力越高偏差系数越大；
高压状态下，压力的增加对偏差系数的影响更明显。
1.3.2 温度的影响
相同压力条件下，随着温度的升高，气体的偏差系数逐渐变大，且在偏差系数曲线拐点附近，温度变化对于偏差系数的影响更明显。总体来说，温度对于偏差系数的影响较小，在高压和低压条件下可以忽略温度带来的影响。
1.3.3 气体组分的影响
相同压力和温度条件下，气体组分变化对于偏差系数的影响不明显，但CO2含量对于气体偏差系数的影响较大，随着CO2含量的增大，天然气的偏差系数逐渐减小。
ASPEN HYSYS 软件提供给使用用户丰富的状态方程物性包选择，主要有BWRS、GCEOS、KD、LKP、PR、PR-Twu、PRSV、Sour SRK、Sour PR、SRK、SRK-Twu 和ZJ 等，用户可根据研究对象的不同而选择不同的状态方程物性包。因此，本节将基于偏差系数实验结合和ASPEN HYSYS 软件对不同的状态方程进行评价。
2.1 模型计算结果
运用ASPEN HYSYS 软件计算上述5 种天然气样品在不同压力、温度条件下的偏差系数，不同状态方程计算结果的对比如图1～图5所示。
2.2 计算误差分析
将实验值与BWRS、GCEOS、KD、LKP、PR、PR-Twu、PRSV、Sour SRK、Sour PR、SRK、SRK-Twu 和ZJ 等状态方程的计算值进行对比，并采用平均相对误差和最大相对误差来对各种计算模型进行评价，计算误差比较结果见表3，其中平均相对误差计算式为：
式中：E为平均相对误差，%；
n为计算点数；
Z计算为模型计算所得偏差系数；
Z实验为实验测定偏差系数。
由表3可知，PR 和Sour PR 状态方程预测精度相当且是最高的，平均相对误差1.10%，最大相对误差5.74%，在工程设计允许误差范围内。因此，在该气田气体偏差系数预测计算时推荐采用PR或Sour PR 状态方程。
表3 不同状态方程计算误差分析Table 3 Calculation error analysis of different state equations
选取东海某气田的5 种天然气样品进行了偏差系数实验测试，获得了192 组偏差系数实验数据，讨论分析了不同因素对于偏差系数的影响，并以实验数据为基础，采用ASPEN HYSYS 软件分析评价了BWRS、PR 和SRK 等12 种状态方程对偏差系数的预测精度，得到以下结论：
（1）实验范围内，随着压力的增加，偏差系数曲线呈现先减小后增大的趋势，最小值出现在20 MPa 左右。
（2）压力、温度和气体组分是影响偏差系数的主要因素，其中压力和CO2含量对于偏差系数的影响较大，温度对于偏差系数的影响较小。
（3）PR 和Sour PR 状态方程预测精度相当且是最高的，平均相对误差1.10%，最大相对误差5.74%，最适合作为该气田天然气偏差系数的计算模型。
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