準(zhǔn)確度更高的高含硫天然氣壓縮因子計算方法

王輝 李木盛 陳薈宇

1.國家石油天然氣大流量計量站成都分站 2.中國石油天然氣能量計量與質(zhì)量控制重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 3.中國石油西南油氣田公司天然氣研究院 4.中國石油規(guī)劃總院

我國含H2S天然氣分布十分廣泛，目前在四川、渤海灣、鄂爾多斯、塔里木和準(zhǔn)噶爾等含油氣盆地中均有發(fā)現(xiàn)，尤以川渝境內(nèi)的高含H2S氣田較多，如普光氣田、羅家寨氣田等。天然氣壓縮因子在天然氣工程計算中是最重要的物性參數(shù)之一，準(zhǔn)確計算壓縮因子對高含硫氣藏儲量計算及管道流量的計量至關(guān)重要，如果計算出的壓縮因子與實(shí)際情況差距較大，將會對高含硫氣藏儲量的計算、氣田開發(fā)方案的編制以及氣藏的動態(tài)分析產(chǎn)生不利的影響[1]。

美國燃?xì)鈪f(xié)會(American gas association，AGA)于1992 年發(fā)布了專門用于天然氣壓縮因子計算的AGA8號報告 ，因其公認(rèn)的準(zhǔn)確度(±0.10% 以內(nèi))，AGA8-92DC方程在天然貿(mào)易交接計量 、天然氣長輸管線輸差分析控制領(lǐng)域都發(fā)揮了關(guān)鍵作用，涉及單純計算天然氣壓縮因子到適用于氣相、液相天然氣的壓縮因子、密度、聲速、比熱容、焓、熵等熱力學(xué)物性的計算。2015 年，國際標(biāo)準(zhǔn)化組織天然氣技術(shù)委員會(ISO/TC 193)發(fā)布了采用GERG-2008方程來計算擴(kuò)展溫度、壓力范圍內(nèi)的天然氣熱物性參數(shù)的國際標(biāo)準(zhǔn)ISO 20765-2:2015Naturalgas—Calculationofthermodynamicproperties—Part2:Single-phaseproperties(gas,liquid,anddensefluid)forextendedrangesofapplication[2]。ISO 20765-2 ：2015適用的壓力、溫度范圍分別為0.0～70.0 MPa和60.0～700.0 K，與2005年發(fā)布的以AGA8-92DC為基礎(chǔ)的天然氣熱物性參數(shù)計算標(biāo)準(zhǔn)ISO 20765-1:2005Naturalgas—Calculationofthermodynamicproperties—Part1:Gasphasepropertiesfortransmissionanddistributionapplications及2006 年修訂的天然氣壓縮因子計算系列標(biāo)準(zhǔn) ISO 12213-2: 2006Naturalgas—Calculationofcompressionfactor—Part2:Calculationusingmolar-compositionanalysis相比[3]，其不但可用于管輸天然氣壓縮因子、聲速等熱物性參數(shù)的計算，還適用于致密天然氣及液相天然氣的壓縮因子、密度、聲速、焓、熵等熱物性參數(shù)的計算。同時，針對天然氣壓縮因子的計算方法，國內(nèi)外眾多學(xué)者進(jìn)行了大量研究，有PR狀態(tài)方程、SRK模型、CPA狀態(tài)方程等[4]。

由于高含硫氣體中富含H2S和CO2等組分，使其物性出現(xiàn)較大偏離，若直接采用常規(guī)氣體物性參數(shù)的計算方法確定高含硫氣體的物性，則會帶來較大誤差[5]。但究竟哪種計算方法更適合于高含硫天然氣計量，公開的資料和文獻(xiàn)上并沒有明確的描述，因此，優(yōu)選出準(zhǔn)確度更高的高含硫天然氣壓縮因子計算方法是十分必要的。

1 壓縮因子的計算方法

目前，計算壓縮因子的方法主要有狀態(tài)方程法、經(jīng)驗(yàn)公式法和圖版法，但大多用于常規(guī)天然氣。H2S的存在使高含硫天然氣的臨界參數(shù)出現(xiàn)偏差，常用的天然氣壓縮因子計算方法在計算高含硫天然氣壓縮因子時須對臨界參數(shù)進(jìn)行校正，才能得到比較精確的數(shù)據(jù)。目前，國內(nèi)外計算天然氣壓縮因子的方法主要有以下幾類。

第一類是圖版法。司坦丁和凱茨在1942年提出的天然氣壓縮系數(shù)曲線圖在石油行業(yè)已經(jīng)使用了幾十年。利用對比狀態(tài)原理查圖可得到相應(yīng)對比溫度、對比壓力下的全體壓縮因子。由于圖版法存在人為誤差，而且不適用于計算機(jī)編程計算，因此，工程中計算經(jīng)常使用經(jīng)驗(yàn)公式法和狀態(tài)方程法[6]。

第二類是經(jīng)驗(yàn)公式法。運(yùn)用經(jīng)驗(yàn)公式法計算酸性氣體偏差系數(shù)的常用方法主要有Dranchuk-Abu-Kassem(DAK)法、Knainson-Thomas-Phillips(HTP)法、Drnachku-Puvris-Robinsion(DPR)法、李相方(LXF)法、Hall & Yarborough(HY)計算法、Cranmer法和Beg-gs & Bril(BB)法等。文獻(xiàn)資料表明[7]，目前針對高含硫天然氣壓縮因子的經(jīng)驗(yàn)公式法的計算誤差較大，且具有一定的局限性，需要結(jié)合酸性氣體修正方法使用。其中，WA修正方法優(yōu)于GXQ修正方法，而采用WA方法結(jié)合DPR模型或DAK計算模型的精度最高。

第三類是狀態(tài)方程法。運(yùn)用狀態(tài)方程法計算酸性氣體偏差系數(shù)的常見方法有AGA方程、SRK方程、PR方程、GERG方程。文獻(xiàn)資料表明[2]，PR方程是兩參數(shù)立方型方程，采用該方程得到的天然氣物性計算結(jié)果精度高于Van der Waals方程和RKS方程，且PR方程參數(shù)少，形式簡潔，在天然氣物性計算領(lǐng)域中應(yīng)用廣泛。SRK方程是RK方程的改進(jìn)形式，大大改善了計算氣、液相逸度的效果。CPA方程則考慮了極性分子，其在計算高壓含硫天然氣時的精度明顯優(yōu)于PR和SRK狀態(tài)方程。另外，GB/T 17747.2-2011《天然氣壓縮因子的計算 第2部分：用摩爾組成進(jìn)行計算》和ISO 20765-1:2005中推薦使用AGA8-92DC方程計算天然氣壓縮因子[8]，而ISO 20765-2:2015中推薦使用GERG-2008方程計算天然氣熱物性參數(shù)。由于H2S具有毒性，含H2S天然氣的壓縮因子的實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)較少，兩種不同計算方法在高含硫現(xiàn)場的適應(yīng)性需要進(jìn)一步驗(yàn)證。GERG-2008和AGA8-92DC方程的適用范圍如表1所列。

表1 壓縮因子計算方程適用范圍狀態(tài)方程氣體類別壓力/MPa溫度/Ky(CH4)/%y(H2S)/%AGA8-92DC管輸氣0～12263～33870～1000～0.02管輸氣范圍擴(kuò)展0～65223～35050～1000～0.02GERG-2008管道質(zhì)量天然氣0～3590～45070～1000～0.02中間質(zhì)量天然氣0～7060～70030～1000～27.00

2 GERG-2008方程及程序驗(yàn)證

2.1 GERG-2008方程

GERG-2008方程是Helmholtz自由能方程基于多元混合流體近似逼近和無量綱顯式的表示形式，該模型利用混合物各個組分基本狀態(tài)方程和衍生物的關(guān)聯(lián)式來考慮流體的性質(zhì)，將大量實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)擬合到傳統(tǒng)立方型方程中得到相應(yīng)的回歸系數(shù)[9]。GERG-2008方程體系中的參數(shù)大多由理論推導(dǎo)結(jié)合實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)回歸確定，這使該方程體系成為目前烴類物質(zhì)熱物性計算領(lǐng)域最為廣泛和精確的計算方法，并且隨著新實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)的獲得而不斷擴(kuò)充和完善[10]。

2.1.1GERG-2008方程基本形式

在GERG-2008方程中，對于一個給定密度、溫度和摩爾組分x的Helmholtz能量α(α為無量綱)是兩部分的總和，一部分是理想氣體Helmholtz能量，另一部分是實(shí)際流體Helmholtz能量，其無量綱形式為：

α(d,T,x)=α0(d,T,x)+αr(δ,τ,x)

(1)

(2)

(3)

2.1.2壓縮因子的求解

天然氣壓縮因子的計算框圖如圖1所示。

本研究依據(jù) ISO 20765-2:2015介紹的公式、參數(shù)及計算流程，編制了GERG-2008 方程計算天然氣壓縮因子的計算程序，如圖2所示。所有參數(shù)及關(guān)系式的詳細(xì)信息可參考ISO 20765-2:2015 。

適用于GERG-2008方程計算的天然氣混合物組分包括：CH4、N2、CO2、C2H6、C3H8、i-C4H10、n-C4H10、i-C5H12、n-C5H12、C6、C7、C8、C9、C10、H2、O2、CO、H2O、H2S、He、Ar共21個組分。其中，各組分的摩爾分?jǐn)?shù)范圍見表2。全質(zhì)量范圍擴(kuò)展了中間質(zhì)量范圍，涵蓋了所有混合組分的成分，除了水、氫和氦。

表2 中間天然氣和管道質(zhì)量天然氣組成y/%類型CH4N2CO2C2H6C3H8i-C4H10+n-C4H10i-C5H12+n-C5H12C6管道天然氣70～100 ≤20 ≤20 ≤10 ≤3.5 ≤1.5 ≤0.5≤0.1中間天然氣30～100≤55≤30≤25≤14.0≤6.0≤0.5≤0.2類型C7C8、C9、C10H2O2COH2OH2SHeAr管道天然氣 ≤0.05≤0.05≤10 ≤0.02≤3≤0.015≤0.02≤0.5≤0.02中間天然氣≤0.10≤0.05≤40≤2.00≤13≤0.02≤27.00≤0.5≤0.05

由于沒有廣泛組分范圍下壓力和溫度條件的實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，應(yīng)仔細(xì)評估質(zhì)量范圍內(nèi)的多組分混合物的計算。其溫度和壓力適用范圍見表3。

表3 溫度和壓力適用范圍項目壓力/MPa溫度/K對應(yīng)表2中的組分≤35 ≤450全質(zhì)量范圍≤70≤700

從表2和表3可知，各組分的摩爾分?jǐn)?shù)、溫度、壓力涵蓋了管輸天然氣的絕大多數(shù)工況。

2.2 編程方法驗(yàn)證

選擇ISO 20765-2:2015規(guī)范中的數(shù)據(jù)來驗(yàn)證程序的準(zhǔn)確性，共選擇了26個數(shù)據(jù)點(diǎn)，包括常見的天然氣、輕烴及含H2、CO2、CO、O2、H2O、H2S、He、Ar非烴組分的天然氣。溫度為150～400 K，壓力為0.2～50 MPa。

2.2.1驗(yàn)證氣體組成

依據(jù)ISO 20765-2:2015進(jìn)行數(shù)據(jù)驗(yàn)證。天然氣氣質(zhì)的摩爾組成見表4，Gas1、Gas2、Gas3、Gas4為標(biāo)準(zhǔn)氣樣品。

表4 天然氣氣質(zhì)的組成摩爾分?jǐn)?shù)樣品CH4C2H6C3H8i-C4H10i-C5H12n-C6H14n-C7H16n-C8H18H2SCO2N2HeH2O2Ar其他Gas10.7960.0570.0200.0050.0020.0010.0010.0010.0100.1000.007Gas20.6500.0100.0100.0100.0100.0100.0200.1900.0650.0050.02Gas30.7190.1000.0100.0100.0100.0200.0100.0010.0100.0100.10Gas40.0100.1500.250.100.1000.1000.1000.19

2.2.2計算程序驗(yàn)證

基于所編寫的計算模塊，采用GERG-2008方程計算驗(yàn)證氣體的壓縮因子，計算得到的驗(yàn)證結(jié)果見圖3。

最終，計算平均偏差為0.000 01%。結(jié)果表明，該程序計算穩(wěn)定，可以運(yùn)用該程序計算高含硫天然氣壓縮因子。

3 高含硫天然氣壓縮因子計算方法分析

3.1 高含硫天然氣實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

由于H2S具有強(qiáng)毒性，含硫化氫氣體壓縮因子的數(shù)據(jù)相對較少?；谖墨I(xiàn)數(shù)據(jù)比較PR方程、SRK方程、CPA方程、BWRS方程、 AGA8-92DC 方程和GERG-2008方程計算高含硫天然氣壓縮因子的準(zhǔn)確度[11-16]。實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)的溫度及壓力范圍見表5，高含H2S天然氣組成見表6。

表5 實(shí)驗(yàn)條件樣品溫度/K壓力/MPa數(shù)據(jù)量H2S摩爾分?jǐn)?shù)/%M1277～3534.1～34.52422.60M2277～3534.1～34.54814.38M3310～3534.1～34.5165.70M4311～3457.0～48.5216.50M5311～3457.0～48.5219.80M6311～3457.0～48.5214.70M7311～3457.0～48.5219.30M8311～3457.0～48.52119.70M9323～3431.6～4.51891.67M10313～3641.4～4.75570.83M11303～3641.4～5.86550.64

表6 高含硫天然氣組成摩爾分?jǐn)?shù)樣品 H2SCO2N2CH4C2H6C3H6i-C4H10n-C4H10C5H12M10.226 00.005 00.004 60.756 10.007 10.000 80.000 20.000 2M20.143 80.003 00.004 60.841 40.005 90.000 80.000 30.000 2M30.057 00.013 10.005 20.915 10.008 40.000 80.000 20.000 2M40.065 00.871 00.064 0M50.098 00.831 00.071 0M60.047 00.836 00.117 0M70.093 00.800 00.107 0M80.197 00.713 00.090 0M90.916 70.083 3M100.708 30.003 10.003 00.257 00.017 90.008 30.001 20.001 00.000 2M110.506 40.006 20.005 90.425 30.035 30.016 40.002 40.002 00.000 1

3.2 計算結(jié)果分析

3.2.1樣品M4壓縮因子計算結(jié)果分析

選取溫度在311.76 K、壓力逐漸升高的樣品M4的壓縮因子計算結(jié)果進(jìn)行分析，見表7和圖4。

表7 樣品M4壓縮因子計算值與實(shí)驗(yàn)值的比較壓力/MPa實(shí)驗(yàn)值計算值PRSRKCPABWRSGERG-2008AGA8-92DC7.070.8860.853 80.881 70.873 10.870 60.875 00.874 313.970.8110.778 60.820 40.801 40.801 90.796 90.795 120.860.8130.780 70.832 20.807 30.816 20.798 10.795 727.760.8690.828 10.889 80.862 80.879 10.856 80.854 234.650.9510.895 30.957 40.939 20.962 70.940 70.937 941.551.0440.970 71.003 01.024 01.055 01.034 21.031 548.441.1411.050 01.143 01.112 01.152 01.131 51.128 6

通過該組實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)的分析，AGA8-92DC、GERG-2008、CPA和BWRS 4種狀態(tài)方程的計算值與實(shí)驗(yàn)值接近。

3.2.2以實(shí)驗(yàn)值為參考值分析各模型計算的準(zhǔn)確度

壓縮因子的實(shí)驗(yàn)值和計算值之間的相對偏差(RD)和平均相對偏差(ARD)的計算方法見式(4)、式(5)[17-20]。

(4)

(5)

式中：Zcal為壓縮因子計算值；Zexp為壓縮因子實(shí)驗(yàn)值；Zcali為計算值的平均值；Zexpi為實(shí)驗(yàn)值的平均值。

H2S摩爾分?jǐn)?shù)在0%～27%時，計算得到高含硫天然氣在不同計算模型下的相對偏差和平均相對偏差，見表8。

表8 高含硫天然氣壓縮因子狀態(tài)方程計算偏差樣品H2S摩爾分?jǐn)?shù)溫度/K壓力/MPa實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)/組相對偏差/%PRSRKCPABWRSGERG-2008AGA8-92DCM10.226 0277.64.13～34.4783.302.930.653.640.840.79310.94.13～34.4782.502.920.582.580.440.50352.64.27～34.4781.892.750.821.850.750.80M20.143 8277.64.27～34.6393.162.520.401.750.791.18291.54.27～34.6393.361.980.501.230.831.10310.94.27～34.63122.732.350.391.400.620.77330.44.27～34.6392.631.950.300.860.540.61344.84.27～34.6392.002.220.571.040.360.35 M30.057 0311.94.13～34.4781.823.391.211.660.990.80352.64.13～34.4781.572.791.131.240.820.71M40.065 0311.87.07～48.4475.311.751.391.091.301.54328.17.07～48.4475.061.121.340.981.301.49344.37.07～48.4474.391.470.811.190.830.98M50.098 0311.97.07～48.4475.431.211.531.261.321.59328.57.07～48.4474.631.620.901.660.780.99344.97.07～48.4474.071.920.501.730.410.58M60.047 0311.57.07～48.4474.552.140.781.380.500.67327.47.07～48.4473.962.400.581.540.220.35344.47.07～48.4473.532.510.531.760.210.17M70.093 0311.97.07～48.4474.382.390.901.980.330.94327.97.07～48.4473.632.800.852.300.280.21344.47.07～48.4473.133.000.812.440.560.41M80.197 0311.97.07～48.4475.181.781.272.760.710.80327.97.07～48.4473.992.640.623.180.250.15344.87.07～48.4473.442.870.613.130.470.44平均相對偏差/%3.572.340.841.860.670.75

H2S摩爾分?jǐn)?shù)超過27%，計算得到高含硫天然氣在不同計算模型下的相對偏差和平均相對偏差見表9。

表9 高含硫天然氣壓縮因子狀態(tài)方程計算偏差樣品H2S摩爾分?jǐn)?shù)溫度/K壓力/MPa實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)/組相對偏差/%PRSRKCPABWRSGERG-2008AGA8-92DCM90.916 73231.68～3.92101.640.660.751.291.07-3431.77～4.4181.891.341.291.281.32-M100.708 33132.23～4.31121.110.610.861.141.11-3231.44～3.77121.330.510.520.421.33-3432.36～4.66201.790.550.540.531.79-3632.50～4.46112.160.750.740.742.16-M110.506 43032.11～3.81120.810.750.730.860.89-3131.48～5.75180.520.450.370.520.57-3232.06～4.30132.030.620.660.650.53-3432.21～5.16142.080.530.620.690.43-3632.26～3.5191.740.770.760.830.67-平均相對偏差/%1.600.740.770.901.14-

3.2.3以GERG-2008計算值為參考值分析各模型計算準(zhǔn)確度

GERG-2008方程的計算值和其他壓縮因子計算方法的計算值之間的相對偏差(RD)和平均相對偏差(ARD)的計算方法見式(6)、式(7)。

(6)

(7)

式中：ZGERG為GERG-2008方程的壓縮因子計算值。

H2S摩爾分?jǐn)?shù)在0%～27%，計算得到高含硫天然氣在不同計算模型下的相對偏差和平均相對偏差，見表10。

表10 高含硫天然氣壓縮因子狀態(tài)方程計算偏差樣品H2S摩爾分?jǐn)?shù)溫度/K壓力/MPa實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)/組相對偏差/%PRSRKCPABWRSAGA8-92DCGERG-2008M10.226 0277.64.13～34.4782.442.070.192.780.05-310.94.13～34.4782.052.470.142.130.06-352.64.27～34.4781.131.990.071.090.05-M20.143 8277.64.27～34.6392.351.720.390.950.39-291.54.27～34.6392.511.140.330.400.27-310.94.27～34.63122.101.720.230.780.15-330.44.27～34.6392.081.400.240.320.07-344.84.27～34.6391.631.850.210.680.01- M30.057 0311.94.13～34.4780.822.380.220.660.19-352.64.13～34.4780.741.950.310.420.11-M40.065 0311.87.07～48.4473.960.440.090.210.24-328.17.07～48.4473.710.180.040.320.19-344.37.07～48.4473.530.630.020.360.15-M50.098 0311.97.07～48.4474.060.110.210.060.27-328.57.07～48.4473.820.830.120.870.21-344.97.07～48.4473.651.500.091.310.17-M60.047 0311.57.07～48.4474.031.630.280.880.17-327.47.07～48.4473.732.180.361.320.13-344.47.07～48.4473.312.300.321.550.04-M70.093311.97.07～48.4474.042.050.571.640.61-327.97.07～48.4473.342.510.572.010.07-344.47.0748.4472.562.430.251.870.15-M80.197 0311.97.07～48.4474.441.060.562.040.09-327.97.07～48.4473.732.380.372.920.10-344.87.07～48.4472.962.390.142.650.03-平均相對偏差/%2.911.650.251.180.08

H2S摩爾分?jǐn)?shù)超過27%，以公開的文獻(xiàn)組分?jǐn)?shù)據(jù)進(jìn)行計算，AGA8-92DC方程已無法進(jìn)行計算，其他高含硫天然氣在不同計算模型下的相對偏差和平均相對偏差見表11。

表11 高含硫天然氣壓縮因子狀態(tài)方程計算偏差表樣品H2S摩爾分?jǐn)?shù)溫度/K壓力/MPa實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)/組相對偏差/%PRSRKCPABWRSAGA8-92DCGERG-2008M90.916 73231.68～3.92100.560.410.320.22--3431.77～4.4180.560.020.030.04--M100.708 33132.23～4.31120.000.490.250.03--3231.44～3.77120.000.810.800.90--3432.36～4.66200.001.221.231.24--3632.50～4.46110.001.381.391.39--M110.506 43032.11～3.81120.080.140.160.03--3131.48～5.75180.050.120.200.05--3232.06～4.30131.490.090.130.12--3432.21～5.16141.640.100.190.26--3632.26～3.5191.060.100.090.16--平均相對偏差/%0.500.440.430.40--

3.2.4各模型計算方法綜合分析

根據(jù)GB/T 26979-2011《天然氣藏分類》中含H2S氣藏分類見表12。

表12 含H2S氣藏分類分類H2S質(zhì)量濃度/(g·m-3)H2S摩爾分?jǐn)?shù)/%微含硫氣藏<0.02<0.001 3低含硫氣藏0.02～5.000.001 3～0.300 0中含硫氣藏5.0～30.00.3～2.0高含硫氣藏30.0～150.02.0～10.0特高含硫氣藏150.0～770.010.0～50.0H2S氣藏>770.0>50.0

由表12可知，高含硫氣藏的H2S摩爾分?jǐn)?shù)高于2%，因此，主要針對H2S摩爾分?jǐn)?shù)高于2%的天然氣進(jìn)行研究。結(jié)合SY/T 6581-2012《高壓油氣井測試工藝技術(shù)規(guī)程》和GB/T 17747.1-2011《天然氣壓縮因子的計算 第1部分：導(dǎo)論和指南》中的管輸氣壓力劃分標(biāo)準(zhǔn)分類，天然氣分為低壓高含硫天然氣(p≤12 MPa，2%≤φ(H2S)≤10%)，低壓特高含硫天然氣(p≤12 MPa，10%≤φ(H2S)≤50%)，低壓富含H2S天然氣(p≤12 MPa，φ(H2S)≥50%)；中壓高含硫天然氣(12 MPa≤p≤35 MPa，2%≤φ(H2S)≤10%)，中壓特高含硫天然氣(12 MPa≤p≤35 MPa，10%≤φ(H2S)≤50%)；高壓高含硫天然氣(p≥35 MPa，2%≤φ(H2S)≤10%)[12]。

基于文獻(xiàn)中公開發(fā)表的數(shù)據(jù)，調(diào)研了壓力為4 ～50 MPa、溫度為0～80 ℃、H2S摩爾分?jǐn)?shù)為4%～92%的天然氣壓縮因子數(shù)據(jù)共計331組，實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)分析結(jié)果如圖5～圖10所示。

由圖5～圖10得到各狀態(tài)方程的平均相對偏差和最大相對偏差如表13～表14和圖11～圖12所示。

表13 各狀態(tài)方程計算高含硫天然氣的平均相對偏差 %天然氣類型 PRSRKCPABWRSGERG-2008AGA8-92DC低壓高含硫1.961.140.780.740.770.77低壓特高含硫1.721.370.580.380.720.69低壓富含H2S1.510.640.670.760.66-中壓高含硫3.422.850.761.680.780.86中壓特高含硫3.453.180.532.820.540.72高壓高含硫6.581.411.541.980.490.63

表14 各狀態(tài)方程計算高含硫天然氣的最大相對偏差%天然氣類型 PRSRKCPABWRSGERG-2008AGA8-92DC低壓高含硫3.632.491.981.742.202.18低壓特高含硫3.262.553.191.771.501.41低壓富含H2S4.152.372.523.322.49-中壓高含硫6.244.801.633.401.832.13中壓特高含硫6.974.571.585.701.512.14高壓高含硫8.323.932.833.411.171.48

以文獻(xiàn)公開的實(shí)驗(yàn)值作為參考值[3]，由表13～表14和圖11～圖12可知：

(1) 對于低壓高含硫天然氣，CPA、BWRS、GERG-2008、AGA8-92DC方程精度相當(dāng)，其平均相對偏差均位于0.7%左右。

(2) 低壓特高含硫天然氣可以使用CPA、BWRS、GERG-2008、AGA8-92DC方程。

(3) 對于中壓高含硫天然氣、中壓特高含硫天然氣，可以使用CPA方程和GERG-2008方程，其平均相對偏差僅為0.7%左右。

(4) 對于高壓高含硫天然氣，GERG-2008方程具有明顯的優(yōu)勢，其平均相對偏差為0.49%。

(5) H2S摩爾分?jǐn)?shù)超過50%，SRK方程準(zhǔn)確度最高，最大相對偏差為1.00%，平均相對偏差為0.74%，AGA8-92DC方程已無法計算。

以GERG-2008方程計算值作為參考值，分析表10和表11可知：

(1) AGA8-92DC方程的計算結(jié)果與其最接近，其平均相對偏差為0.08%；CPA方程的計算結(jié)果次之，其平均相對偏差為0.25%。

(2) H2S摩爾分?jǐn)?shù)超過50%，CPA、BWRS、SRK方程的計算結(jié)果相當(dāng)，其平均相對偏差為0.4%左右，AGA8-92DC方程已無法計算。

4 應(yīng)用案例

為驗(yàn)證GERG-2008、AGA8-92DC和CPA方程在高含硫天然氣壓縮因子計算中的優(yōu)越性，選取了國內(nèi)某含硫氣田的3口氣井的天然氣組分，見表15，氣質(zhì)溫度為35 ℃，工況壓力為7～9 MPa，通過3種算法來判斷無實(shí)驗(yàn)值的壓縮因子計算的準(zhǔn)確性，計算結(jié)果分析見圖13～圖15。

表15 國內(nèi)某含硫氣田3口氣井的天然氣組成y/%井號CH4C2H6C3H8i-C4H10n-C4H10i-C5H10n-C5H10H2SCO2N2HeH2O2其他L175.5680.04014.920 8.3301.1100.0310.001L282.5220.0499.895 06.8320.0170.685L390.3890.0300.000 50.000 30.000 26.2302.900.4300.020

由圖13～圖15可知，GERG-2008、AGA8-92DC和CPA方程的計算結(jié)果趨勢一致，較好地驗(yàn)證了高含硫天然氣壓縮因子的計算模型。

5 結(jié)論與建議

(1) 對標(biāo)準(zhǔn)中規(guī)定的組成較簡單的管輸天然氣，GERG-2008 方程與 AGA8-92DC 方程的計算準(zhǔn)確度基本相當(dāng)，在天然氣管輸溫度、壓力范圍內(nèi)，兩個方程的計算準(zhǔn)確度均在 0.10% 以內(nèi)；對H2S摩爾分?jǐn)?shù)超過27%的高含硫天然氣，CPA、SRK與GERG-2008 方程的計算準(zhǔn)確度基本相當(dāng)。

(2) 基于331組高含硫天然氣壓縮因子實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)的計算結(jié)果，對于H2S摩爾分?jǐn)?shù)為4.7%～22.6%的含硫天然氣，以文獻(xiàn)公開的實(shí)驗(yàn)值作為參考值進(jìn)行計算，GERG-2008方程準(zhǔn)確度最高，偏差范圍為0.31%～1.14%，平均相對偏差為0.67%，相比AGA8-92DC方程提升了14.9%；以GERG-2008方程的計算值作為參考值進(jìn)行計算，AGA8-92DC方程的計算結(jié)果與其最接近，其平均相對偏差為0.08%。

(3) 基于特高含硫天然氣壓縮因子實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)的計算結(jié)果，對于H2S摩爾分?jǐn)?shù)為50.6%～91.6%的含硫天然氣，AGA8-92DC方程已無法進(jìn)行計算。以文獻(xiàn)公開的實(shí)驗(yàn)值作為參考值進(jìn)行計算，CPA、SRK方程結(jié)果相當(dāng)，其平均相對偏差為0.7%左右；以GERG-2008方程的計算值作為參考值進(jìn)行計算，CPA、BWRS、SRK方程的計算結(jié)果相當(dāng)，其平均相對偏差為0.4%左右。

(4) H2S摩爾分?jǐn)?shù)在0%～27%范圍內(nèi)，對于研究的幾種壓縮因子計算方法，準(zhǔn)確度排序依次為：GERG-2008、AGA8-92DC、CPA、BWRS、SRK、PR。由于實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)有限，現(xiàn)有的研究大多針對某種工況下的計算分析，其在更廣范圍內(nèi)的計算準(zhǔn)確性需要進(jìn)一步驗(yàn)證。

(5) 基于GERG-2008方程計算高含硫天然氣氣液兩相的密度(壓縮因子或逸度)、含重?zé)N井流天然氣氣液兩相的密度(壓縮因子或逸度)、原料天然氣氣液兩相的密度(壓縮因子或逸度)的準(zhǔn)確度比其他狀態(tài)方程高，可以考慮在脫硫工藝設(shè)計和運(yùn)行中、開采工藝運(yùn)行中、輕烴回收工藝設(shè)計和運(yùn)行中使用GERG-2008方程，設(shè)計準(zhǔn)確度更高，開采和運(yùn)行效益也更好。

(6) ISO 20765-2:2015 是以 GERG-2008 方程為基礎(chǔ)制訂的適用于不同組成、不同相態(tài)天然氣物性計算的國際標(biāo)準(zhǔn)，上述分析表明，GERG-2008 方程對管輸天然氣壓縮因子、高含硫氣藏天然氣壓縮因子的計算都十分準(zhǔn)確，建議天然氣行業(yè)相關(guān)組織加快該國際標(biāo)準(zhǔn)及其后續(xù)標(biāo)準(zhǔn)的轉(zhuǎn)化進(jìn)程。