再运用如下公式校正，得到拟临界压力Ppc和拟临界温度Tpc，其公式为：

运用以上四种修正方法求得和，再求出拟对比温度和拟对比压力和，由Papay(1985)提出的用和计算Z因子的经验公式计算Z

由修正的经验公式计算高含硫天然气在高温高压条件下的物性参数，和的条件为：0.2≤≤30.0 ，1.0≤≤3.0。因为这些修正的经验公式的适用范围还有待进一步验证，和的条件也有待进一步确定。 高温高压下高含硫天然气的压缩系数[2，3，4，6，7] 求天然气的温压缩系数，关键是求天然气压缩因子Z和等温线上的切线斜率。D-K-A方法计算天然气的等温压缩系数如下：

　　其中，系数A1～A8的值为：

　　A1=0.3151 A2=-1.0467 A3=-0.5783 A4=0.5353

　　A5=-0.6123 A6=-0.1049 A7=0.6816 A8=0.6845

为拟对比密度，定义如下： 高温高压下高含硫天然气的体积系数 天然气的体积系数的计算公式为[2，3，4，6，7]：

实例分析 本例给出了我国一口天然气井某产层的实际分析结果，内容包括气井特征、取样条件及取样情况、天然气组分、组成分析数据、经验公式测定数据。 基础数据 该气井特征见表1，天然气组分、组成分析数据见表2。

　　表1 某天然气井气井特征 流体类型 干气体系 生产井段 (m) 3091-3110 油管深度 (m) 3082.18 油管直径 (inch) 2+7/8 气层压力 (Mpa) 47.73 气层温度 (℃) 105

　　表2 某产层天然气主要组分、组成分析数据 组 分 摩尔组成(mol%) 重量组成(Wt%) H2S 0.675 1.379 N2 1.390 2.333 CO2 1.126 2.969 C1 96.533 92.799 C2 0.248 0.447 C3 0.028 0.073

　　高含硫气藏高压物性参数计算软件界面及步骤 在计算软件界面数据输入部分输入数据，数据包括高含硫天然气的组分数据及地层温度和压力数据，点击界面上的“计算”按钮，就可以从界面的计算结果显示部分看到软件计算的结果。点击界面上的“清除按钮”，则清除数据，回到输入数据重新计算状态。

　　图1 高含硫天然气高压物性参数计算软件截图

高含硫气藏高压物性参数计算软件计算的结果 根据5.1表1和表2某产层的温度和压力及天然气主要组分、组成分析数据，运用高含硫高压物性参数计算软件，可以计算得到该产层天然气的性质。表3列出了其高压物性参数实验结果和软件计算结果，表4列出了四种方法计算结果与实验所得数据对比的误差。

　　表3　某含硫气藏流体高压物性参数实验结果和计算结果(105℃) 压力(MPa) 43.0 39.0 35.0 31.0 27.0 19.0 15.0 实验所得数据 压缩因子 Z 1.101 1.062 1.026 0.994 0.967 0.933 0.935 压缩系数Cg(10-2MPa-1) 1.33 1.67 1.99 2.45 3.05 5.00 6.89 体积系数 Bg(10-4) 33.6 35.6 38.3 41.9 46.8 64.2 81.5 Standing修正方法 压缩因子 Z 1.207 1.138 1.079 1.030 0.992 0.946 0.938 压缩系数Cg(10-2MPa-1) 1.92 2.13 2.40 2.77 3.26 4.95 6.46 体积系数 Bg(10-4) 36.7 38.1 40.3 43.5 48.0 65.1 81.7 C-K-B修正方法 压缩因子Z 1.198 1.131 1.073 1.025 0.988 0.944 0.936 压缩系数Cg(10-2MPa-1) 1.92 2.12 2.40 2.76 3.26 4.95 6.46 体积系数 Bg(10-4) 36.4 37.9 40.1 43.2 47.8 64.9 81.6 W-A修正方法 压缩因子 Z 1.209 1.138 1.078 1.028 0.989 0.942 0.934 压缩系数Cg(10-2MPa-1) 1.92 2.13 2.40 2.77 3.26 4.95 6.46 体积系数 Bg(10-4) 36.7 38.1 40.3 43.5 48.0 65.1 81.7 W-B修正方法 压缩因子 Z 1.198 1.131 1.073 1.026 0.988 0.944 0.937 压缩系数Cg(10-2MPa-1) 1.92 2.12 2.39 2.76 3.26 4.95 6.46 体积系数 Bg(10-4) 36.4 37.9 40.1 43.2 47.8 64.9 81.6 表4 某含硫气藏流体高压物性参数实验结果与计算结果误差对比(105℃) Standing修正方法 压缩因子 Z(%) 9.63 7.16 5.17 3.62 2.59 1.39 0.32 压缩系数Cg(%) 44.36 27.54 20.60 13.06 6.89 1.00 6.24 体积系数 Bg(%) 9.23 7.02 5.22 3.82 2.56 1.40 0.25 C-K-B修正方法 压缩因子 Z(%) 8.81 6.50 4.58 3.12 2.17 1.18 0.11 压缩系数Cg(%) 44.36 26.95 20.60 12.65 6.89 1.00 6.24 体积系数 Bg(%) 8.33 6.46 4.70 3.10 2.14 1.09 0.12 W-A修正方法 压缩因子 Z(%) 9.81 7.16 5.07 3.42 2.28 0.96 0.11 压缩系数Cg(%) 44.36 27.54 20.60 13.06 6.89 1.00 6.24 体积系数 Bg(%) 9.23 7.02 5.22 3.82 2.56 1.40 0.25 W-B修正方法 压缩因子 Z(%) 8.81 6.50 4.58 3.22 2.17 1.18 0.21 压缩系数Cg(%) 44.36 26.95 20.10 12.65 6.89 1.00 6.24 体积系数 Bg(%) 8.33 6.46 4.70 3.10 2.14 1.09 0.12 (注：本例没有分析气体粘度在不同压力下的变化。)

　　由表4和表5分析，可以看出：用软件计算得到的压缩因子和体积系数与实验所得的数据，在不同的压力和相同的温度条件下误差相对较小。压缩系数在较低压力时的误差较小。分析可以知道，压缩系数误差比较大的原因是：在实验和计算软件中压力选取的是不同的值且都比地层压力小，但温度没有变化。在相同条件下，W-A修正方法的计算结果误差更小，其次是W-B修正方法，误差较大的是Standing修正方法。 结论 (1)计算软件中计算高含硫天然气压缩因子的经验公式对天然气的拟临界条件没有特别要求，对于不同组成的高含硫天然气，只需根据要求输入天然气的组分数据及地层温度和压力数据，就可以进行计算，其计算结果的精度比较高。

　　(2) 通过实例--我国一口天然气井的实验分析计算结果和高含硫高压物性参数计算软件计算的结果对比，可以看出软件计算的结果精度比较高，在相同计算条件下W-A修正方法的结果更好。

　　符号及单位：

--在大气压和任意温度下“校正”了的天然气粘度，mPa·s; --天然气在压力p和温度T条件下的粘度，mPa·s;--未经校正的天然气粘度，mPa·s;--存在有N2气时的粘度校正值，mPa·s;--存在有CO2气时的粘度校正值，mPa·s;--存在有H2S气时的粘度校正值，mPa·s;、、--分别为其摩尔含量，%;--拟临界温度， K;--拟临界压力，MPa;--修正后的拟临界温度，K;--修正后的拟临界压力，MPa;--天然气在压力P和温度t时的体积系数，无因次;--天然气的压缩因子，无因次量;--天然气的地层压力，Mpa;t--天然气的地层温度，℃;=0.1013Mpa，=20℃;--临界温度，K;--临界压力，Mpa;--对比温度，无因次量;--对比压力，无因次量;--视临界温度，K;--视临界压力，Mpa;--视对比温度，无因次量;--视对比压力，无因次量;--相对密度，无因次量;--气体烃的相对密度，无因次量;--天然气对比压缩系数，无因次量;--天然气压缩系数，MPa-1;--天然气的对比密度，无因次量。

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