高压天然气偏差系数的高精度解析模型

目前计算高压下天然气偏差系数最常用的是Dranchuk-Abu-Kassem模型,但在实际应用中,这种模型的计算结果存在较大的误差。根据Standing和Katz的天然气偏差系数图表,采用多重高介曲线拟合方法,建立了高压天然气偏差系数的高精度解析模型（简称LXF模型）。利用两种模型对不同拟对比温度和拟对比压力组合条件下的天然气偏差系数进行了拟合计算,与理论图版值的误差对比显示,在高温高压条件下LXF模型的拟合结果更优,特别是随着拟对比压力的增加,LXF模型的误差不断减小,因此,该模型更适用于高压和超高压条件下天然气偏差系数的工程计算。由于LXF模型的误差不断减小,因此,该模型更适用于高压和超高压条件下天然气偏差系数的工程计算。由于LXF模型是数学解析模型,因而具有计算快速、方便的特点。同时在压力大幅度变化的情况下,LXF模型计算精度比其他计算模型更高。     

超高压高CO2气藏偏差系数图版扩展与应用

Standing-Katz图版法确定天然气偏差系数是目前最常用、最基础的方法之一,但存在人工读值误差大、在超高压（拟对比压力大于15）和高CO₂含量天然气使用受限等问题。设计单组分偏差系数测定实验,结合Standing-Katz图版曲线变化规律,将图版拟对比压力扩展到30,拟对比温度扩展到3.6,并将图版数字化;基于不同CO₂含量偏差系数测定实验结果,推导了考虑不同CO₂含量的天然气拟临界压力、拟临界温度计算新模型,与常规非烃校正模型相比,新模型计算精度更高,适用范围更广。进一步将新临界参数校正模型嵌入到偏差系数扩展图版中,得到不同CO₂含量的偏差系数扩展图版,该图版在南海西部超高温高压、高CO₂含量天然气偏差系数计算中误差较小（不超过3%）,应用效果良好。     

川东北地区天然气偏差系数计算方法评价

天然气偏差系数是气藏储量计算中一项非常重要的基础数据,可通过高压物性PVT 实测取得,也可以通过计 算方法计算求得。针对在川东北地区各计算方法的适用条件及计算精度不是特别明确的问题,开展了各种计算方法 的评价研究,研究中利用4 种常用计算方法的预测结果分别与Standing–Katz 天然气偏差系数图版中不同拟对比压力 及拟对比温度下对应的偏差系数及川东北地区实测天然气偏差系数对比分析及评价,获得各种计算方法的适用范围; 认为DAK 及DPR 方法实用范围较宽,有较高的计算精度,适用于川东北地区高温高压条件天然气偏差系数的计算。     

源解析NKCMB最优拟合法及其实现

在大气颗粒物源解析领域中,在一套数据中由于选择不同的拟合源和拟合组分,CMB模型会产生多个解析结果。提出了NKCMB最优拟合法,解决现存的CMB模型在所限定的条件内不能穷举所有的解析结果以及在众多的结果中人工择优的局限等问题。基于NKCMB最优拟合法和美国环保总署提供的EPA-CMB8.2软件开发了NKCMB3.0软件。使用美国环保总署提供的测试数据进行的对比试验证明,NKCMB最优拟合法能够找到比EPA-CMB8.2的Best Fit更优的源解析结果。     

用数值模拟方法研究气井产量递减

运用数值模拟软件的单井模拟器,建立了异常高压气藏气井和正常压力气藏气井产量递减的单井模型,得到了异常高压气藏气井和正常压力气藏气井的产量递减数据。根据这些产量递减数据,由两种产量递减自动拟合模型分别计算了异常高压气藏气井和正常压力气藏气井的产量递减参数、地层物性参数(k_gh、k_g/Φ)及地质储量。为了提高计算精度,采用根据拟稳态的产量递减数据(去掉不稳定的递减数据)来反求地层参数和地质储量,并根据自动拟合模型的检验标准对计算结果进行了检验。结果表明,由两种产量递减自动拟合模型计算的产量递减参数和地质储量与数值模拟的计算结果非常吻合,再次证明了这两种产量递减模型的适用性。     

跨临界瞬态数值模拟中的高精度拟临界温度计算

根据拟临界温度的定义,结合IAPWS IF97水物性公式,迭代计算获得了不同压力下的拟临界温度数据,在此基础上拟合出拟临界温度与压力的关系式.基于该关系式计算构建了拟临界温度计算模块,用于热工水力系统程序的跨临界计算改造.应用修改后的热工水力系统程序,针对简单的模型进行了跨临界瞬态计算.结果表明,拟临界温度与压力拟合关系式能够用于超临界压力系统的跨临界瞬态计算.     

实际气体效应对碳氢燃料点火延迟时间的影响

当前商业软件或数值计算方法基于理想气体假设对点火延迟时间等碳氢燃料基础燃烧数据进行仿真模拟,在高压或超临界压力条件下可能导致较大误差。本研究依托开源化学反应动力学计算平台Cantera,构建了考虑实际气体效应的模拟仿真框架,进行了平台可靠性的验证,计算了丙烷、正庚烷和正十二烷等典型燃料体系在不同压力条件下的点火延迟时间,分析了实际气体效应对碳氢燃料点火延迟时间的影响。结果表明:高压条件下实际气体效应对点火延迟时间的影响较为显著,仿真计算中须考虑该效应以获得准确结果;燃料物化性质的非理想性随压力升高而增加,采用实际气体状态方程可以恰当地描述该变化特征;点火延迟时间的非理想性偏差与压力、温度存在较明显关联,且随着压力升高而单调增大,与温度的关联则呈现非单调性,在负温度系数区域出现峰值。本研究可为碳氢燃料在热力设备高压或超临界压力条件下燃烧反应过程的高精度模拟提供理论支持。     

产量递减自动拟合方法的适用条件研究

在产量递减自动拟合模型（简称LM模型）的基础上,结合数值模拟研究了LM模型在正常压力气藏气井产量递减分析中的适用条件。研究表明,LM模型可用于任何边界形状气藏气井的产量递减分析,但对于低渗气藏的计算结果偏差很大。为了改善LM模型的预测精度,提出了去掉不稳定生产数据后,再用LM模型反求地层参数。为了便于实际应用中得到正确的计算结果,提出了检验计算结果正确与否的检验标准。     

计算动力触探修正系数的多项式拟合法

给出了用于计算动力触探修正系数的多项式拟合法.首先通过比对确定了拟合函数,指出用二次多项式拟合是考虑精确性和实用性的最佳契合点,通过数学分析介绍了双因素函数拟合的嵌套方法,并给出了重型动力触探修正系数在考虑杆长和实测锤击数条件下的二元二次多项式拟合函数及其行列式形式.通过拟合出的修正系数与规范所给的修正系数之间的误差分...     

基于拟蒙特卡罗法的电力系统抗震可靠性研究

针对电力系统抗震可靠性评估中蒙特卡罗方法误差收敛相对较慢的特点,将以低偏差序列抽样的拟蒙特卡罗方法应用于可靠性评估中,并结合了在求解传递闭包中能够减少计算量的三角形算法,建立了结合低偏差序列抽样与三角形算法的抗震可靠性计算模型.基于川北地区110 k V发电站与变电站的可靠性分析,分别进行了三种算法下的标准蒙特卡罗方法模拟和Sobol序列拟蒙特卡罗方法模拟.模拟结果表明:在电力系统抗震可靠性求解中,与伪随机数序列相比,Sobol序列的解算结果具有更高的收敛速度.当抽样次数为5 000次时,拟蒙特卡罗(QMC)方法的计算结果为0.6689,误差不超过0.1%,而蒙特卡罗(MC)方法的计算结果为0.6659,误差为0.389%;在相同抽样次数下,三角型算法相对于其他算法具有更高的运算效率,将三角形算法与拟蒙特卡罗方法结合既提高了精确度又提高了运算速度.     

特高压力下天然气压缩因子模型应用评价

已有的压缩因子模型是否适用于特高压力区 (p >6 0MPa)内压缩因子的预测尚未明确 ,给特高压力油气藏储量的准确计算和开发方案的制定造成了一定的困难。用文献中纯组分和混合物及自测天然气压缩因子的实验数据对文献中的压缩因子模型进行了对比计算 ,重点为压力高于 6 0MPa的区域。结果表明 ,Dranchuk和Hall模型对 10个天然气样品压缩因子计算的总平均误差分别为 1.6 2 %和 1.6 8% ,而对特高压力区天然气压缩因子计算的总平均误差均为 1.7% ,可以满足工程计算的要求     

高CO2含量天然气偏差因子影响研究

天然气偏差因子是天然气物性参数和地质储量计算的基础,其不仅受温度压力的影响,也是天然气组分与组成的函数。目前,对低含量CO₂的天然气偏差因子计算方法精度较高,但对以DF气田典型代表的高含CO₂天然气偏差因子,其计算精度难以得到保障。针对不同CO₂含量天然气采用PVT实验方法,分析了CO₂含量对天然气偏差因子的影响规律,并以实验结果为基础,用麦夸特法及通用全局优化法修正了DAK计算天然气偏差因子经验公式。结果表明,与重烃（乙烷、丙烷）对天然气偏差因子的影响规律相似,CO₂的存在明显降低了天然气的偏差因子,且影响幅度随CO₂含量增加而逐渐增大;当CO₂含量较低时,DAK经验公式能够较准确计算天然气偏差因子,而当CO₂含量大于50%时,应用修正的DAK经验公式能够获得满意的效果。     

Surfer软件应用于高精度天然气压缩因子的数值计算

天然气压缩因子是天然气重要的物性参数之一,但是传统计算方法对于超高压天然气的计算存在较大误差。利用广泛应用于地质三维绘图的Surfer软件,将传统压缩因子图版与收集到的超高压天然气压缩因子实验数据进行拟合,得到了同时适用于中低压及高压范围的天然气的压缩因子计算公式。取得了较高的计算精度。     

长深气藏天然气高压物性和相态特征研究

长深气藏天然气富含CO2,尚未常规方法计算其高压物性参数及其相态特征分析.针对这一特殊性,采用室内PVT实验进行测定与分析.研究表明,对于含CO2天然气,其压缩因子、密度、体积系数、等温压缩系数在低压(20 MPa以下)时表现出很强的压力敏感性,而水蒸气含量则表现相反,绝对黏度则始终保持较强的压力敏感性;压缩因子、密度、绝对黏度、水蒸气含量随着CO2含量增大而变化幅度较大,对CO2的敏感性较强,而体积系数对CO2的敏感性较弱,等温压缩系数对CO2则无敏感性.长深气藏的原始地层温度(140℃)和井口温度(40℃)均在气液两相区之外,可以判断在开发过程(从气层到井口分离器)中流体不穿过两相区,表明该气藏为干气气藏.     

裂缝性凝析气藏物质平衡方程计算新方法

裂缝性凝析气藏是一种极其复杂的气藏,其物质平衡方程与常规气藏差别较大。以物质平衡基本原理为基础,考虑岩块系统和裂缝系统压缩系数、束缚水饱和度的不同,建立了考虑双孔隙系统的裂缝性凝析气藏新的物质平衡方程,通过该方程的诊断直线可分别求得裂缝系统和岩块系统的凝析气地质储量。通过建立单井数值模拟概念模型,使用模拟计算的压力、产量数据,采用新方法计算裂缝和岩块系统凝析气储量,与概念模型实际储量对比误差很小,从而验证了方法的正确性。采用某裂缝性凝析气田实际生产数据,应用新的物质平衡方法计算结果表明,该方法可以准确计算裂缝性凝析气藏裂缝及岩块系统的凝析气储量。     

伯塞活脱气体的热力学性质

伯塞活脱气体是实际气体的一种模型,根据状态方程,运用热力学方法导出伯塞活脱气体的内能、熵和热容量都是温度和体积的函数,临界压缩因子小于1,转换温度随体积的膨胀而升高,以及随压强的增大在三种情形下分别升高、降低或不变。     

高温高压复杂井身结构气井井筒温度计算方法

 西气东输的气源井以高温高压气井为主,气井生产依赖于井底温度和压力,生产过程中温度起着重要的作用。为了确保高温高压气井的正常生产,必须对井筒温度压力进行深入研究。井筒压力的研究已有较为成熟的结果,但对井底温度的研究还很不成熟,尤其是井身结构对井筒温度的影响国内外尚未见报道。本文基于Ramey经典井筒温度计算模型建立了两种考虑复杂井身结构井的井筒温度分布计算模型,即在复杂井筒条件下从井底到井口的温度计算模型和从井口到井底的温度计算模型。通过与实测资料对比,给出了计算模型的误差对比,分析了井身结构对井筒温度分布计算的影响。研究结果表明,从井底到井口的温度分布模型计算结果优于从井口到井底的温度分布模型。     

水平井气液两相变质量流的流动规律研究

水平井井筒变质量流的流动规律是进行水平井产能预测、油井生产系统优化设计及动态分析的基础。从理论和实验两方面对水平井筒气液两相变质量流的流型判别与压降计算进行了探索性研究 ,建立了分层流、间歇流、分散泡状流和环雾流的流型判别模型以及分层流与间歇流的压降计算模型 ,并绘制了流型图。计算值与实验数据对比表明 ,分层流和间歇流模型与以空气和水为介质的实验结果具有良好的一致性 ,其压力梯度模型的计算值与实验测量值间的平均相对误差为 5 .3% ,大部分误差在 10 %以内 ,说明该计算模型有较高的精度     

一种求解定容封闭气藏任意时刻地层压力的实用方法

地层压力是气藏地质研究和评价、储量计算、产能计算和评价、动态分析等多项科研工作的重要参数.依据定容性封闭气藏物质平衡方程,在已知天然气密度、原始地层压力和地层温度等条件下,通过偏差因子软件计算得到地层温度恒定条件下地层压力与偏差因子的关系以及地层压力与气藏的拟压力之间的关系曲线,利用累积产量数据得到计算任意时刻气藏地层压力的新方法.生产实践表明该方法简单实用,计算结果精度高,从而减轻了测试工作量,同时为科研工作和生产管理带来方便.