油层物理 第六章(天然气物理性质)分析课件

第六章天然气的物理性质在常温常压下，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。天然气的化学组分烃类气体甲烷（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）氮气（N2）水汽（H2O）稀有气体（微量）氦（He）氩（Ar）等。第六章天然气的物理性质在常温常压下，1-5个碳原子的烃类11、天然气的状态方程式2、压缩因子的计算3、天然气体积系数4、天然气压缩系数5、天然气的密度和相对密度6、天然气的粘度7、天然气在石油中的溶解和分离1、天然气的状态方程式1、天然气的状态方程式1、天然气的状态方程式2§1天然气的状态方程式一、理想气体状态方程式所谓理想气体是假设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的，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，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：或（当T=常数）盖·吕萨克定律：或（当P=常数）查理定律：或（当V=常数）§1天然气的状态方程式一、理想气体状态方程式所谓理想气3由上得到：通用气体常数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：由盖－吕萨克定律：如果有状态或任何其它状态均可写成上述等式因此可用一个通用式表示，即若为n摩尔气体，则可写成由上得到：通用气根据如上定律可推导出如下理想气体状态方程，假4二、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：

二、范德华方程式对于实际气体来说，除低压条件下近似服5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1、表压与实际内压差的校正(分子作用力的校正)a——为取决于气体类型的常数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6这样经修正后的实际气体的状态方程（范德华方程）式中：a、b——取决于气体类型的常数。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）这样经修正后的实际气体的状态方程（范德华方程）式中：a、b—7三、实用气体状态方程式以上介绍的实际气体状态方程式在计算上是十分繁琐的，因此油田上通常是采用一种最简便的校正方式。即在理想气体状态方程式的右侧引入一个乘积因子Z。这个乘积因子有几个名称，如压缩因子、压缩系数、偏差因子，但常用的是压缩因子。实际气体的状态方程式可写成：式中：Z——压缩因子。三、实用气体状态方程式以上介绍的实际气体状态方程式在8理想气体实际气体已知理想气体Z0＝l，那么实际气体Z为：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。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实际气体已知理想气体Z0＝l，那么实际气体Z为：所谓9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。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10压缩因子的影响因素－烃类气体类型、压力、温度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。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压缩因子的影响因素－烃类气体类型、压力、温度1）烃类气体类型113）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。3）温度12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？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131、天然气的状态方程式2、压缩因子的计算3、天然气体积系数4、天然气压缩系数5、天然气的密度和相对密度6、天然气的粘度7、天然气在石油中的溶解和分离2、压缩因子的计算1、天然气的状态方程式2、压缩因子的计算14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，所有纯烃气体具有相同的压缩因子。§2压缩因子的计算

一、对应状态理论范德华于1873年提出了的对应状态理论来解决混合气体15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。实际上，从右图可看，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。为什么混合气体的实际温度、压力、体积折算到临界状态根16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：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17当左式令其处于临界状态时，用微分方法可以求得a、b、R与临界参数的关系式如下：由此二式可计算R:将上述三式代入上述方程式当左式令其处于临界状态时，用微分方法可以求得a、b、R与临界18得出对比方程：该方程中不含与气体类型有关的常数项a、b，因而是一个通用性方程，适用于任何气体，也即不同气体当具有相同的折算压力、温度时，则折算体积也相同，因此该方程称为范德华对比方程。根据压缩因子的定义：得出对比方程：该方程中不含与气体类型有关的常数项a、b，因而19不同的气体若具有相同的折算（对比）参数pr、Tr、Vr，则称它们处于对应状态。处于对应状态的气体对于理想气体表现出的偏差是相同的，这一关系称为对应状态定律。不同的气体若具有相同的折算（对比）参数pr、Tr、Vr，则称20虽然对应状态理论是不够完善的，但实践证明可用于化学结构相似的气体（如石蜡族烃）图6-5可以看出，不同类型气体的甲烷、乙烷、丙烷，当其折算压力Pr和折算温度Tr相同时，具有相同的压缩因子（即各点都沿一条曲线分布）。虽然对应状态理论是不够完善的，但实践证明可用于化学结构相似的21根据对应状态理论，对于单组分气体只要知道其折算压力pr和折算温度Tr，就很容易按图版查出其压缩因子Z。根据对应状态理论，对于单组分气体只要知道其折算压力pr和折算22二、天然气压缩因子的计算1936年，凯依将对应状态理论进行了修正，以便能用于混合气体，对混合气体的P、V、T性质，他引入了一个与单组分气体临界状态相近似的平均（虚拟）临界值（虚拟临界温度和虚拟临界压力）作为混合气体的临界温度和临界压力，再以此来求取折算温度和折算压力。因此，最终获得的是虚拟折算温度和虚拟折算压力。这样就可以作出天然气压缩因子与虚拟折算温度和虚拟折算压力的关系图版。二、天然气压缩因子的计算1936年，凯依将对应状态理23（2）计算相应的虚拟折算参数：具体的计算步骤如下：（1）求出天然气的虚拟临界常数：Yi为权重，相当于各组分在混合物中的百分含量或摩尔数（2）计算相应的虚拟折算参数：具体的计算步骤如下：Yi为权重24（3）根据虚拟折算压力和虚拟折算温度，查图6-7的图版即可求出Z值。在应用气体组分资料时，由于一般实验室气体分析只作到C7（即庚烷），则计算C7以上组分的虚拟折算常数时，应用比C7高一个成分（即辛烷）的临界常数来代替C7以上组分的临界常数。当非烃含量很少（N2＜10％，CO2＜2％）时，用图6-7所求出的压缩因子，其误差小于3％。若非烃或重烃（C5以上）含量较多时，用图6-7误差较大，则需用一些其它图表进行校正。（3）根据虚拟折算压力和虚拟折算温度，查图6-7的图版即可求25但当缺乏天然气的组分资料时，还可以利用气体相对密度的资料，根据图版查出虚拟临界常数，求出天然气的虚拟折算参数，最后根据虚拟折算参数查图即可求出天然气的Z值。利用气体相对密度查图所得出的虚拟临界参数，与计算方法相比误差为1.5％。天然气相对密度与虚拟临界参数图（据Brown等，1948）但当缺乏天然气的组分资料时，还可以利用气体相对密度的261、天然气的状态方程式2、压缩因子的计算3、天然气体积系数4、天然气压缩系数5、天然气的密度和相对密度6、天然气的粘度7、天然气在石油中的溶解和分离3、天然气体积系数1、天然气的状态方程式3、天然气体积系数27Bg——天然气体积系数，无因次量；Vgs——标准状况下的气体体积（m3），标准状况一般实验室取温度0℃，压力1atm，而我国矿场取温度20℃，压力1atm；Vg——地层条件下气体体积（m3）。§3天然气体积系数天然气体积系数(GasFormationVolumeFactor)是在标准状况下，1m3气体在地层温度、压力条件下所占有的体积数，在地下这一数值远小于1。其数学表达式为：根据气体状态方程式：Bg——天然气体积系数，无因次量；§3天然气体积系数天然28在实际的油气层中，由于地层温度保持不变，地层压力不断变化，因此Bg可以看作地层压力的函数，在不同的地层压力下，可作出Bg-p的关系曲线，该曲线在储量计算时运用起来极为方便，可直接从曲线上查出来。在实际的油气层中，由于地层温度保持不变，地层压力不断变化，因291、天然气的状态方程式2、压缩因子的计算3、天然气体积系数4、天然气压缩系数5、天然气的密度和相对密度6、天然气的粘度7、天然气在石油中的溶解和分离4、天然气压缩系数1、天然气的状态方程式4、天然气压缩系数30气体压缩系数(gascompressibilityfactor)是指压力每改变一个大气压时，气体体积的变化率。其数学表达式为：§4天然气压缩系数Cg——天然气压缩系数；Vg——天然气体积（m3）；dVg/dp——天然气体积随压力变化率。负号说明气体压缩系数与压力变化的方向相反。对理想气体状态方程PV=nRT进行求导得：由于地层温度几乎不变，即在等温条件下天然气的压缩为等温压缩，故写成：气体压缩系数(gascompressibilityfac31从上式可以看出气体的等温压缩系数与压力成反比，还可估算出系数的数量级。由于天然气是非理想气体，我们从实用气体状态方程式知道：在低压下，压缩因子随压力增加而下降，因此Z对P的偏导数为负值，Cg比理想气体的大；在高压下，Z随压力而增加，Z对p的偏导数为正值，Cg比理想气体的要小。理想气体压缩系数从上式可以看出气体的等温压缩系数与压力成反比，还可估算出系数321、天然气的状态方程式2、压缩因子的计算3、天然气体积系数4、天然气压缩系数5、天然气的密度和相对密度6、天然气的粘度7、天然气在石油中的溶解和分离5、天然气的密度和相对密度1、天然气的状态方程式5、天然气的密度和相对密度33天然气是多组分的混合气体，本身没有一个分子式，因此不能象纯气体那样，由分子式算出其恒定的分子量。天然气的分子量是人们假想的分子量，它是把在0℃、760mmHg、体积为22.4L的天然气所具有的重量定义为该天然气的分子量，叫视分子量。§5天然气的密度和相对密度天然气的组分不同，其视分子量不同。天然气组分相同，而各组分含量的百分比不同时，其视分子量也不同。因此，天然气的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。一、天然气的密度天然气是多组分的混合气体，本身没有一个分子式，因此不34地下气体密度的计算除公式外，也可采用诺模图。如果求得天然气的视分子量（平均视分子量），1、按图6-13查得视对比（或视折算）温度和压力，2、从图6-7查得Z，3、从图6-14查出地下天然气的密度。根据油层压力和视分子量查得视对比压力根据油层温度和视分子量查得视对比温度地下气体密度的计算除公式外，也可采用诺模图。如果求得天然气的35图6-7查得压缩因子Z图6-7查得压缩因子Z36实例当天然气视分子量为23，地下温度为200℉，压力为2800psi，压缩因子为0.95，则从图中可查得地下天然气密度为0.17g/cm3。实例37γg——天然气的相对密度，无因次量；ρa、ρg——分别为空气、天然气的密度（Kg/m3或g/cm3）；Ma、Mg——分别为空气、天然气的分子量，Ma＝28.97。

天然气的相对密度可以定义为在相同的压力和温度条件下，天然气的密度与空气密度的比值，因此相对密度是一个无因次量。二、天然气的相对密度天然气的相对密度可用下列公式求得：γg——天然气的相对密度，无因次量；天然气的相对密度38一般天然气的相对密度在0.5～0.7之间，个别含重烃或其它非烃时可大于1。对于相对密度大于1的天然气，在气田勘探和开发施工过程中，要特别注意中毒问题，应避免在低洼、空气不流通的地方施工。天然气组分测定目前广泛采用气相色谱仪比重（相对密度）一般由组分、含量计算出分子量和密度后直接代到公式中求取。一般天然气的相对密度在0.5～0.7之间，个别含重烃或其它非391、天然气的状态方程式2、压缩因子的计算3、天然气体积系数4、天然气压缩系数5、天然气的密度和相对密度6、天然气的粘度7、天然气在石油中的溶解和分离6、天然气的粘度1、天然气的状态方程式6、天然气的粘度40天然气气体内部摩擦阻力的量度。§6天然气的粘度一、概念粘度是气体与液体的一种性质，它表示物体的一部分对另一部分移动时的阻力气体的粘度是由分子间相互碰撞后交换的动能决定而引起的天然气气体内部摩擦阻力的量度。§6天然气的粘度一、概念粘41设面积为A、间隔为dy的两层气体，如果下层流动速度为v，上层速度为v+dv，那么二个气层之间必存在一个反向阻力F，该阻力与二个气层之间的速度梯度成正比。面积A设面积为A、间隔为dy的两层气体，如果下层流动速度为v，上42二、动力粘度单位CGS制厘米-克-秒制SI制米-千克-秒制气体常用液体常用二、动力粘度单位CGS制SI制气体常用液体常用43三、动力粘度的影响因素与温度、压力和气体组成有关低压下，气体的粘度与分子平均运动速度、平均自由行程（分子二次碰撞所走过的平均距离）和密度有关，与气体压力无关。这主要是低压时，分子间距大，作用力不明显，温度起主导作用，因此主要与分子热运动特征有关，温度越大，分子运动加快，分子间摩擦力增大，粘度增加。因此分子量增大时，运动速度减慢，粘度减小。高压下（大于30个大气压时），气体粘度与液体类似，随温度增加而降低，随分子量增大而加大。这是因为高压下分子密度加大，气体分子间的作用力成为主导作用。根据气体分子运动论，气体粘度可表征为三、动力粘度的影响因素与温度、压力和气体组成有关低压下，气体441、天然气的状态方程式2、压缩因子的计算3、天然气体积系数4、天然气压缩系数5、天然气的密度和相对密度6、天然气的粘度7、天然气在石油中的溶解和分离7、天然气在石油中的溶解和分离1、天然气的状态方程式7、天然气在石油中的溶解和分离45Rs=Cp

Rs——气体在单位液体的溶解度（s·c·m3/m3）p——溶解时的绝对压力（ata）C——溶解系数，表示温度一定时，每增加一个大气压溶解在单位体积液体中的气体量（m3/m3·ata）§7天然气在石油中的溶解和分离天然气在石油中的溶解能力，可用溶解系数来表示。当压力增加一个大气压时，溶解在单位体积石油中的气量称为溶解系数，其单位是m3/m3·ata。一、天然气在石油中的溶解按照亨利定律，单组分气体在液体中的溶解度（Rs）与溶解时绝对压力成正比：Rs=Cp§7天然气在石油中的溶解和分离天然气在石油中的46亨利定律是一个直线定律，C是一个常数，这对于不易互溶的气-液系统是合适的。对于多组分结构相近的烃类气体在原油中的溶解则有较大的偏差，C不是一个常数，也就是说气体溶解度并不符合亨利定律。实验表明，天然气在石油中的溶解度为一条凹向压力轴的曲线。它随着压力增大而增大，最后保持不变。这是因为天然气在石油中的溶解度不仅决定于压力，而且取决于天然气和石油的组成，其次还受油层温度的影响。低压时，有较多的重烃组分和易溶的非烃组分急剧溶解，曲线较陡，压力增加后，一些难溶的甲烷也溶于油中，曲线平缓。亨利定律是一个直线定律，C是一个常数，这对于不易互溶的气-液471、天然气组成对溶解度的影响：化学组成相近的天然气的单一烃，分子量增加，溶解度急剧增加。如30°C时甲烷溶解度为1，乙烷大4倍，丙烷则大20倍2、地层温度对溶解度的影响：温度升高，溶解度下降溶解度影响因素讨论甲烷乙烷丙烷1、天然气组成对溶解度的影响：2、地层温度对溶解度的影响：溶483、原油相对密度天然气在相对密度小的轻质油中的溶解度大于在相对密度大的重质油中溶解度重质油轻质油4、原油饱和压力对溶解度的影响：随原油饱和压力增加，溶解量增加3、原油相对密度重质油轻质油4、原油饱和压力对溶解度的影响：49在采油中，经常遇到的是天然气从石油中分离的问题，即脱气问题。当油层中的压力降低到饱和压力时，溶解气将从原油中分离出来。天然气在石油中的溶解和分离，是一对矛盾的两个方一面，是相反的两个过程。1、油气组成对溶解度有影响，对分离同样存在影响。一般愈易溶解于石油中的气体组分，它从石油中分离出来也就愈困难；反之，较难溶于石油中的氮气、甲烷等组分，就易从石油中分离出来。因此溶解在重质油中的天然气易分离，而溶解在轻质油中的天然气不易分离。二、天然气在石油中的分离物理和化学性质越相近的物质越不易分离，反之易分离在采油中，经常遇到的是天然气从石油中分离的问题，即脱50分离与压力关系是：随压力降低，分子运动距离加大，液态分子对气态分子的引力减小，分离气量增加c用P-V图上的泡点线的解释上凸曲线，斜率逐渐减小分离与压力关系是：c用P-V图上的泡点线的解释51分离与温度的关系是随温度升高，分子热运动加快，分离气量增加。用P-T图上的泡点线的解释上凹曲线，斜率逐渐增加分离与温度的关系是用P-T图上的泡点线的解释上凹曲线，斜率逐52接触脱气即一次脱气，是一次将油层压力降至某一压力（如降低至一个大气压），测量分离的气量。在整个降压过程中，分离的气体不马上排出容器，而是在指定压力下才分离出来，然后引到容器外进行计量。在引出气体之前，气体与石油长时间接触，建立了热力平衡，因而在这种脱气方式中，油气系统总的组成是不变的，这叫接触脱气。它相当于实验室的一次脱气，因此也叫一次脱气。分离还与脱气方式有关，脱气方式可分两类：接触脱气分离还与脱气方式有关，脱气方式可分两类：53差异脱气即微分脱气，就是在脱气过程中，随气体的分离不断地将它排出容器之外，直至压力降到指定压力为止，最后计算出总的脱气量。在这一过程中，由于分离气体立即被排出，油气还来不及建立热力平衡，油气系统总的组成处于不断变化中，因此叫差异脱气或微分脱气。在实验室中要严格地进行这种方式的脱气是困难的，因而常用级次脱气来代替。差异脱气54级次脱气就是在脱气过程中，分几次降低压力，直降至最后指定压力（如一个大气压）为止。而每次降低压力所分离出来的气体都及时排出，最后将各次气量相加就得到级次脱气的总气量。通常一次脱气比级次脱气所分离的气量要多一次脱气和级次脱气比较表（据卡佳霍夫，1956）级次脱气通常一次脱气比级次脱气所分离的气量要多一次脱气和级次55

在采油过程中，当油层压力降至饱和压力以下时，从原油分离出的气体，一部分进入井中（差异脱气），另一部分则积存在油层中，直到压力完成降落时为止（接触脱气）。而石油在井筒和油气分离器中则仅发生接触脱气，因此石油从油层到井筒、到油气分离器整个过程，实际上是混合脱气。既有接触脱气，也有差异脱气。

在采油过程中，当油层压力降至饱和压力以下时，从原油分56纯粹的接触脱气——只当井底的工作压力高于饱和压力，石油在井筒和油气分离器中脱气时才能出现。纯粹的差异脱气——在油田开发中是不存在的。还应该注意到，天然油藏脱气过程往往落后于压力降低的速度，因而在一段时间内地层油会呈现气体的过饱和状态。同时多孔的储油岩对脱气过程也有一定影响。这些都会使实际的脱气过程复杂化，也会给包括储量计算在内的各项有关勘探开发计算结果带来较大的误差。纯粹的接触脱气——只当井底的工作压力高于饱和压力，石油在井筒57油气脱气方式的研究对油气开采尤有意义。通过计算确定油气分离器的分离条件，不仅可以减少损失，增加石油回收量（特别是轻质石油的回收量）.改善原油的质量，而且还可以减少地面输油压差，特别是我国矿场原油集输采用水套炉加热流程，尤应注意这一易被忽视的问题。油气脱气方式的研究对油气开采尤有意义。通过计算确定油气分离器58第六章天然气的物理性质在常温常压下，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。天然气的化学组分烃类气体甲烷（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）氮气（N2）水汽（H2O）稀有气体（微量）氦（He）氩（Ar）等。第六章天然气的物理性质在常温常压下，1-5个碳原子的烃类591、天然气的状态方程式2、压缩因子的计算3、天然气体积系数4、天然气压缩系数5、天然气的密度和相对密度6、天然气的粘度7、天然气在石油中的溶解和分离1、天然气的状态方程式1、天然气的状态方程式1、天然气的状态方程式60§1天然气的状态方程式一、理想气体状态方程式所谓理想气体是假设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的，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，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：或（当T=常数）盖·吕萨克定律：或（当P=常数）查理定律：或（当V=常数）§1天然气的状态方程式一、理想气体状态方程式所谓理想气61由上得到：通用气体常数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：由盖－吕萨克定律：如果有状态或任何其它状态均可写成上述等式因此可用一个通用式表示，即若为n摩尔气体，则可写成由上得到：通用气根据如上定律可推导出如下理想气体状态方程，假62二、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：

二、范德华方程式对于实际气体来说，除低压条件下近似服63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1、表压与实际内压差的校正(分子作用力的校正)a——为取决于气体类型的常数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64这样经修正后的实际气体的状态方程（范德华方程）式中：a、b——取决于气体类型的常数。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）这样经修正后的实际气体的状态方程（范德华方程）式中：a、b—65三、实用气体状态方程式以上介绍的实际气体状态方程式在计算上是十分繁琐的，因此油田上通常是采用一种最简便的校正方式。即在理想气体状态方程式的右侧引入一个乘积因子Z。这个乘积因子有几个名称，如压缩因子、压缩系数、偏差因子，但常用的是压缩因子。实际气体的状态方程式可写成：式中：Z——压缩因子。三、实用气体状态方程式以上介绍的实际气体状态方程式在66理想气体实际气体已知理想气体Z0＝l，那么实际气体Z为：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。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实际气体已知理想气体Z0＝l，那么实际气体Z为：所谓67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。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68压缩因子的影响因素－烃类气体类型、压力、温度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。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压缩因子的影响因素－烃类气体类型、压力、温度1）烃类气体类型693）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。3）温度70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？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711、天然气的状态方程式2、压缩因子的计算3、天然气体积系数4、天然气压缩系数5、天然气的密度和相对密度6、天然气的粘度7、天然气在石油中的溶解和分离2、压缩因子的计算1、天然气的状态方程式2、压缩因子的计算72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，所有纯烃气体具有相同的压缩因子。§2压缩因子的计算

一、对应状态理论范德华于1873年提出了的对应状态理论来解决混合气体73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。实际上，从右图可看，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。为什么混合气体的实际温度、压力、体积折算到临界状态根74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：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75当左式令其处于临界状态时，用微分方法可以求得a、b、R与临界参数的关系式如下：由此二式可计算R:将上述三式代入上述方程式当左式令其处于临界状态时，用微分方法可以求得a、b、R与临界76得出对比方程：该方程中不含与气体类型有关的常数项a、b，因而是一个通用性方程，适用于任何气体，也即不同气体当具有相同的折算压力、温度时，则折算体积也相同，因此该方程称为范德华对比方程。根据压缩因子的定义：得出对比方程：该方程中不含与气体类型有关的常数项a、b，因而77不同的气体若具有相同的折算（对比）参数pr、Tr、Vr，则称它们处于对应状态。处于对应状态的气体对于理想气体表现出的偏差是相同的，这一关系称为对应状态定律。不同的气体若具有相同的折算（对比）参数pr、Tr、Vr，则称78虽然对应状态理论是不够完善的，但实践证明可用于化学结构相似的气体（如石蜡族烃）图6-5可以看出，不同类型气体的甲烷、乙烷、丙烷，当其折算压力Pr和折算温度Tr相同时，具有相同的压缩因子（即各点都沿一条曲线分布）。虽然对应状态理论是不够完善的，但实践证明可用于化学结构相似的79根据对应状态理论，对于单组分气体只要知道其折算压力pr和折算温度Tr，就很容易按图版查出其压缩因子Z。根据对应状态理论，对于单组分气体只要知道其折算压力pr和折算80二、天然气压缩因子的计算1936年，凯依将对应状态理论进行了修正，以便能用于混合气体，对混合气体的P、V、T性质，他引入了一个与单组分气体临界状态相近似的平均（虚拟）临界值（虚拟临界温度和虚拟临界压力）作为混合气体的临界温度和临界压力，再以此来求取折算温度和折算压力。因此，最终获得的是虚拟折算温度和虚拟折算压力。这样就可以作出天然气压缩因子与虚拟折算温度和虚拟折算压力的关系图版。二、天然气压缩因子的计算1936年，凯依将对应状态理81（2）计算相应的虚拟折算参数：具体的计算步骤如下：（1）求出天然气的虚拟临界常数：Yi为权重，相当于各组分在混合物中的百分含量或摩尔数（2）计算相应的虚拟折算参数：具体的计算步骤如下：Yi为权重82（3）根据虚拟折算压力和虚拟折算温度，查图6-7的图版即可求出Z值。在应用气体组分资料时，由于一般实验室气体分析只作到C7（即庚烷），则计算C7以上组分的虚拟折算常数时，应用比C7高一个成分（即辛烷）的临界常数来代替C7以上组分的临界常数。当非烃含量很少（N2＜10％，CO2＜2％）时，用图6-7所求出的压缩因子，其误差小于3％。若非烃或重烃（C5以上）含量较多时，用图6-7误差较大，则需用一些其它图表进行校正。（3）根据虚拟折算压力和虚拟折算温度，查图6-7的图版即可求83但当缺乏天然气的组分资料时，还可以利用气体相对密度的资料，根据图版查出虚拟临界常数，求出天然气的虚拟折算参数，最后根据虚拟折算参数查图即可求出天然气的Z值。利用气体相对密度查图所得出的虚拟临界参数，与计算方法相比误差为1.5％。天然气相对密度与虚拟临界参数图（据Brown等，1948）但当缺乏天然气的组分资料时，还可以利用气体相对密度的841、天然气的状态方程式2、压缩因子的计算3、天然气体积系数4、天然气压缩系数5、天然气的密度和相对密度6、天然气的粘度7、天然气在石油中的溶解和分离3、天然气体积系数1、天然气的状态方程式3、天然气体积系数85Bg——天然气体积系数，无因次量；Vgs——标准状况下的气体体积（m3），标准状况一般实验室取温度0℃，压力1atm，而我国矿场取温度20℃，压力1atm；Vg——地层条件下气体体积（m3）。§3天然气体积系数天然气体积系数(GasFormationVolumeFactor)是在标准状况下，1m3气体在地层温度、压力条件下所占有的体积数，在地下这一数值远小于1。其数学表达式为：根据气体状态方程式：Bg——天然气体积系数，无因次量；§3天然气体积系数天然86在实际的油气层中，由于地层温度保持不变，地层压力不断变化，因此Bg可以看作地层压力的函数，在不同的地层压力下，可作出Bg-p的关系曲线，该曲线在储量计算时运用起来极为方便，可直接从曲线上查出来。在实际的油气层中，由于地层温度保持不变，地层压力不断变化，因871、天然气的状态方程式2、压缩因子的计算3、天然气体积系数4、天然气压缩系数5、天然气的密度和相对密度6、天然气的粘度7、天然气在石油中的溶解和分离4、天然气压缩系数1、天然气的状态方程式4、天然气压缩系数88气体压缩系数(gascompressibilityfactor)是指压力每改变一个大气压时，气体体积的变化率。其数学表达式为：§4天然气压缩系数Cg——天然气压缩系数；Vg——天然气体积（m3）；dVg/dp——天然气体积随压力变化率。负号说明气体压缩系数与压力变化的方向相反。对理想气体状态方程PV=nRT进行求导得：由于地层温度几乎不变，即在等温条件下天然气的压缩为等温压缩，故写成：气体压缩系数(gascompressibilityfac89从上式可以看出气体的等温压缩系数与压力成反比，还可估算出系数的数量级。由于天然气是非理想气体，我们从实用气体状态方程式知道：在低压下，压缩因子随压力增加而下降，因此Z对P的偏导数为负值，Cg比理想气体的大；在高压下，Z随压力而增加，Z对p的偏导数为正值，Cg比理想气体的要小。理想气体压缩系数从上式可以看出气体的等温压缩系数与压力成反比，还可估算出系数901、天然气的状态方程式2、压缩因子的计算3、天然气体积系数4、天然气压缩系数5、天然气的密度和相对密度6、天然气的粘度7、天然气在石油中的溶解和分离5、天然气的密度和相对密度1、天然气的状态方程式5、天然气的密度和相对密度91天然气是多组分的混合气体，本身没有一个分子式，因此不能象纯气体那样，由分子式算出其恒定的分子量。天然气的分子量是人们假想的分子量，它是把在0℃、760mmHg、体积为22.4L的天然气所具有的重量定义为该天然气的分子量，叫视分子量。§5天然气的密度和相对密度天然气的组分不同，其视分子量不同。天然气组分相同，而各组分含量的百分比不同时，其视分子量也不同。因此，天然气的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。一、天然气的密度天然气是多组分的混合气体，本身没有一个分子式，因此不92地下气体密度的计算除公式外，也可采用诺模图。如果求得天然气的视分子量（平均视分子量），1、按图6-13查得视对比（或视折算）温度和压力，2、从图6-7查得Z，3、从图6-14查出地下天然气的密度。根据油层压力和视分子量查得视对比压力根据油层温度和视分子量查得视对比温度地下气体密度的计算除公式外，也可采用诺模图。如果求得天然气的93图6-7查得压缩因子Z图6-7查得压缩因子Z94实例当天然气视分子量为23，地下温度为200℉，压力为2800psi，压缩因子为0.95，则从图中可查得地下天然气密度为0.17g/cm3。实例95γg——天然气的相对密度，无因次量；ρa、ρg——分别为空气、天然气的密度（Kg/m3或g/cm3）；Ma、Mg——分别为空气、天然气的分子量，Ma＝28.97。

天然气的相对密度可以定义为在相同的压力和温度条件下，天然气的密度与空气密度的比值，因此相对密度是一个无因次量。二、天然气的相对密度天然气的相对密度可用下列公式求得：γg——天然气的相对密度，无因次量；天然气的相对密度96一般天然气的相对密度在0.5～0.7之间，个别含重烃或其它非烃时可大于1。对于相对密度大于1的天然气，在气田勘探和开发施工过程中，要特别注意中毒问题，应避免在低洼、空气不流通的地方施工。天然气组分测定目前广泛采用气相色谱仪比重（相对密度）一般由组分、含量计算出分子量和密度后直接代到公式中求取。一般天然气的相对密度在0.5～0.7之间，个别含重烃或其它非971、天然气的状态方程式2、压缩因子的计算3、天然气体积系数4、天然气压缩系数5、天然气的密度和相对密度6、天然气的粘度7、天然气在石油中的溶解和分离6、天然气的粘度1、天然气的状态方程式6、天然气的粘度98天然气气体内部摩擦阻力的量度。§6天然气的粘度一、概念粘度是气体与液体的一种性质，它表示物体的一部分对另一部分移动时的阻力气体的粘度是由分子间相互碰撞后交换的动能决定而引起的天然气气体内部摩擦阻力的量度。§6天然气的粘度一、概念粘99设面积为A、间隔为dy的两层气体，如果下层流动速度为v，上层速度为v+dv，那么二个气层之间必存在一个反向阻力F，该阻力与二个气层之间的速度梯度成正比。面积A设面积为A、间隔为dy的两层气体，如果下层流动速度为v，上100二、动力粘度单位CGS制厘米-克-秒制SI制米-千克-秒制气体常用液体常用二、动力粘度单位CGS制SI制气体常用液体常用101三、动力粘度的影响因素与温度、压力和气体组成有关低压下，气体的粘度与分子平均运动速度、平均自由行程（分子二次碰撞所走过的平均距离）和密度有关，与气体压力无关。这主要是低压时，分子间距大，作用力不明显，温度起主导作用，因此主要与分子热运动特征有关，温度越大，分子运动加快，分子间摩擦力增大，粘度增加。因此分子量增大时，运动速度减慢，粘度减小。高压下（大于30个大气压时），气体粘度与液体类似，随温度增加而降低，随分子量增大而加大。这是因为高压下分子密度加大，气体分子间的作用力成为主导作用。根据气体分子运动论，气体粘度可表征为三、动力粘度的影响因素与温度、压力和气体组成有关低压下，气体1021、天然气的状态方程式2、压缩因子的计算3、天然气体积系数4、天然气压缩系数5、天然气的密度和相对密度6、天然气的粘度7、天然气在石油中的溶解和分离7、天然气在石油中的溶解和分离1、天然气的状态方程式7、天然气在石油中的溶解和分离103Rs=Cp

Rs——气体在单位液体的溶解度（s·c·m3/m3）p——溶解时的绝对压力（ata）C——溶解系数，表示温度一定时，每增加一个大气压溶解在单位体积液体中的气体量（m3/m3·ata）§7天然气在石油中的溶解和分离天然气在石油中的溶解能力，可用溶解系数来表示。当压力增加一个大气压时，溶解在单位体积石油中的气量称为溶解系数，其单位是m3/m3·ata。一、天然气在石油中的溶解按照亨利定律，单组分气体在液体中的溶解度（Rs）与溶解时绝对压力成正比：Rs=Cp§7天然气在石油中的溶解和分离天然气在石油中的104亨利定律是一个直线定律，C是一个常数，这对于不易互溶的气-液系统是合适的。对于多组分结构相近的烃类气体在原油中的溶解则有较大的偏差，C不是一个常数，也就是说气体溶解度并不符合亨利定律。实验表明，天然气在石油中的溶解度为一条凹向压力轴的曲线。它随着压力增大而增大，最后保