摘 要：由于高酸性天然气中含有较高浓度的H2S和CO2气体，对天然气的临界温度和临界压力有较大的影响，导致天然气的压缩因子增大。因此，当采用常规天然气流量测量仪表用于高酸性天然气的流量测量时，需要针对其测量结果进行必要的修正。通过查阅大量的文献资料，对各种天然气压缩因子计算方法进行分析、比较，提出采用Wichest-Aziz校正方法与Bumett关系式相结合的方法计算高酸性天然气的压缩因子，在其适用条件范围内(温度为-12.2～93.3℃，压力为0～13.7896MPa，酸性组分H2S+CO2的摩尔分数不大于80％)，计算得到的天然气压缩因子准确度较高，适于工程应用，也便于实现电算化，利用该方法计算的酸性天然气压缩因子与直接采用Bumett关系式计算的天然气压缩因子(替代常规天然气流量测量仪表内部计算的天然气压缩因子)相比，即可有效地求得天然气流量测量仪表的修正系数，从而提高了酸性天然气流量测量的准确度。
关键词：高酸性气田 天然气流量测量 天然气压缩因子 校正方法 流量修正系数
A modification method of high-sour gas flow measurement
Abstract：Flow measurement of natural gas is one of the key control parameters in natural gas industry．The calculation model of a regular natural gas flow measuring instrument is based on the AGA8-92 DC algorithm，by which the compressibility factor is calculated and the computing method of the natural gas7s flow rate can be deduced．But this method mainly focuses on a certain kind of pipeline gas which contains no H2S．However，with an increasing number of high-acid natural gas fields discovered in China，we found that higher contents of H2S and CO2 have a great effect on the critical pressure and critical temperature of the produced natural gas，which will result in the enlargement of the compressibility factor of the gas．Therefore，while using a regular flow measurement instrument，we need to correct the measurement results，which otherwise would be lower by more than 3％．Through reading a great amount of literatures，we analyzed and compared all kinds of methods for calculating the natural gas compressibility factor．As a result，we recommended a methodology combining the Wichest Aziz correction method and the Bumett Relation．And within the application conditions(temperature：-12.2-93.3℃；pressure：0-13.7896MPa；the mole fraction of H2S+CO2：≤80％)，this combination method will be practical and convenient for the electric data processing with a high accuracy of the calculated compressi-bility factor of natural gas．Compared to the other methods，this methodology will help engineers to effectively obtain the correction factor of regular flow instruments，thereby to improve the accuracy of the acid gas flow measurement．
Keywords：high-acid gas field，flow measurement of natural gas，compressibility factor，correction methods，flow rate correction factor
天然气流量测量是天然气行业中关键的控制参数之一。由于天然气存在压缩性及可膨胀性，并且是一种混合物，组分复杂，天然气流量的测量是一个综合的导出量。因此，准确地测量天然气流量是整个流量测量专业中最难的。通常天然气流量测量仪表均是先测量天然气在工作状况条件下的流量，然后依据天然气的状态方程换算为在标准状态下的流量。由于天然气组分、性质的差异，天然气压缩因子的计算公式也不尽相同，因而针对特定的天然气组分、性质及各公式的适用条件，合理、科学地选用相应的天然气压缩因子计算方法就成为计算天然气流量的关键。基于天然气流量测量仪表的通用性，测量仪表计算天然气压缩因子一般采用AGA8-92 DC(国内厂家生产的天然气流量仪表一般采用的是GB／T 17747．2—2011《天然气压缩因子的计算》，其实质均来源于AGA8-92 DC)，但AGA8-92 DC及GB／T -7747．2—2011的研究对象均为不含H2S的管输天然气，不适合矿场集输的高酸性天然气流量计算。因此，为提高酸性天然气流量测量的准确性，有必要对现有的天然气流量测量仪表进行系数修正。关于酸性天然气压缩因子的校正，组成校正的计算结果要比密度校正计算出的结果准确[1]，常用的非烃(含H2S及CO2)气体校正的方法是由Wichest和Aziz提出来的[2]，即采用Wichest Aziz的校正方法与天然气压缩因子标准图版结合。由于标准图版法计算天然气压缩因子是早期的一种手工计算方法，不仅准确度低，而且极不方便，故在计算机非常普及的现在，如何利用Wichest-Aziz的校正方法提高酸性天然气压缩因子的计算准确度是一个值得探讨的问题。通过查阅大量的参考文献及分析，利用Wichest-Aziz的校正方法与Bumett关系式结合，很好地解决了高酸性天然气压缩因子的修正，从而进一步推导出高酸性天然气流量测量的修正系数。
1 天然气压缩因子的计算方法
天然气压缩因子是对实际气体特性偏离理想气体定律的修正。计算天然气压缩因子的方法有许多[3-8]，归结起来主要分3类：①图表法；②状态方程法；③经验公式法。
1．1 图表法
图表法采用对比压力和对比温度查图进行计算天然气压缩因子，这是早期的一种经典计算方法，主要就是采用Standing-Katz图，利用对比状态原理查图可得到对应压力、温度状态下的天然气压缩因子。
相关计算如下。
pr=p/pc (1)
Tr=T/Tc (2)
式中p为气体的工作压力，Pa；pc为气体的临界压力，Pa；T为气体的工作温度，K；Tc为气体的临界温度，K；pr为气体的对比压力；Tr为气体的对比温度。
天然气的平均对比压力(p¢r)、平均对比温度(T¢r)可由以下公式计算。
p¢r=p/p¢c (3)
T¢r=T/T¢c (4)
其中：
p¢c=∑yipci (5)
T¢c=∑yiTci (6)
式中p¢c为天然气的平均临界压力，Pa；pci为天然气中组分i的临界压力，Pa；T¢c为天然气的平均临界温度，K；Tci为天然气中组分i的临界温度，K；yi为天然气中组分i的摩尔分数。
由天然气的平均对比压力(p¢r)和平均对比温度(T¢r)值，可通过查天然气压缩因子图得出天然气的压缩因子(Z)。
采用该标准图版的方法适用条件是以CH4、C2H4为主要组成的贫天然气[3]，计算的天然气压缩因子平均偏差约为3％，不适合H2S、CO2等非烃含量较高的酸性天然气。
1．2 状态方程法
状态方程法利用天然气的摩尔组成进行计算，该计算方法又称AGA8-92 DC计算方法，是国际标准化组织(ISO))天然气技术委员会推荐的2种状态方程法之一，该状态方程源自美国天然气协会的AGA8报告，主要应用于压力为0～12MPa和温度8～65℃范围内的管输天然气[4]，计算不确定度约为0.1％。也可在更宽的压力(0～280MPa)和温度(-130～400℃)范围内用于更宽组成范围的气体，但计算结果的不确定度会增加。目前，国家标准GB／T 17747．2—2011《天然气压缩因子的计算》及大部分天然气流量测量仪表均采用该状态方程法计算天然气压缩因子[9]。
该计算方法需要对气体进行详细的摩尔组成分析，但针对H2S和CO2组分，适用的浓度范围为：H2S摩尔分数为0～0.02％，CO2摩尔分数为0～30％。因此，该方法对于H2S含量比较高的酸性天然气并不适合。
该状态方程是扩展的维利方程。
式中Z为天然气压缩因子；B为第二维利系数；rm为摩尔密度(单位体积的摩尔数)；rr为对比密度；bn、Cn、kn为常数；Cn*为温度与组成函数的系数；K为混合物体积参数；R为气体摩尔常数。
1．3 经验公式法
Bumett关系式是依据AGA8-92 DC提供的天然气压缩因子的值，拟合而得到的天然气压缩因子方程[5]，采用该方法计算的天然气压缩因子与以AGA8-92 DC计算的结果误差小于0.3％。该方法适用温度为-12.2～93.3℃，压力为0～13789.6kPa，组分适用条件与AGA8-92 DC法相同。因此，在遵循其适用条件下，应用Bumett关系式计算的天然气压缩因子替代AGA8-92 DC计算的天然气压缩因子，在工程上是合适的。
公式如下：
1．4 含有显著量H2S和(或)CO2酸性天然气压缩因子的计算
酸性天然气的压缩因子和非酸性天然气的压缩因子有所不同[10-11]，魏切特(Wichest)和埃则茨(Aziz)提出了简易的校正方法，该方法也是GPSA(美国气体加工与供应者协会)推荐的校正方法，这个方法仍使用标准的天然气压缩因子图，通过该法进行校正，即使天然气中酸气总含量达到80％，也可给出精确的天然气压缩因子。
式中e为平均临界温度的校正系数；T¢c为天然气的平均临界温度，K；p¢c为天然气的平均临界压力，MPa；T²c为校正后的天然气的平均临界温度，K；p²c为校正后的天然气的平均临界压力，MPa；A为酸性天然气中H2S和CO2的摩尔分数之和；D为天然气中H2S的摩尔分数。该校正方法的适用范围为：压力为0～17240kPa，组分(H2S+CO2)的摩尔分数不大于80％。
2 高酸性天然气流量测量的体积校正系数推导
根据真实气体状态方程(Pv=ZnRT，式中n为气体的摩尔数)，采用Bumett关系式计算天然气压缩因子，则校正前与校正后的体积关系为：
其中，令j=Z校正/Z未校正，则j即为高酸性天然气流量测量的体积校正系数。
3 计算实例
3．1 实例1(管输天然气)
某管输天然气中CH4摩尔分数为99.73％，CO2摩尔分数为0.27％，操作压力为8.2MPa(绝对压力)，温度为40℃，试求天然气压缩因子。
3．1．1计算平均临界压力(p¢c)及平均临界温度(T¢c)
平均临界压力(p¢c)及平均临界温度(T¢c)计算结果见表1。
3．1．2计算平均对比压力(p¢r)及平均对比温度(T¢r)
p¢r=p/p¢c=8.2/4.551=1.80180
T¢c=T/T¢r=(273.15+40)／190.88=1.64046
3．1．3计算天然气压缩因子(Z)
采用标准图表法，查表得Z=0.9；采用AGA8-92 DC方法计算，得到Z=0.89639；采用Bumett关系式计算，得到Z=0.895375。
标准图表法与AGA8-92 DC法计算结果的误差(d1)为：d1=(0.9-0.89639)100／0.89639=0.4027％
Bumett法与AGA8-92 DC法计算结果的误差(d2)为：d2=(0.895375-0.89639)100／0.89639=0.1132％
通过计算实例1可知，在管输天然气的条件下，Bumett法与AGA8-92 DC法计算的天然气压缩因子吻合度非常好。因此，可以用Bumett法替代AGA8-92 DC法计算天然气压缩因子，2种方法计算的天然气压缩因子结果误差小于0.3％[12-13]；而标准图表法的准确度较Bumett法低。
3．2 实例2(高酸性天然气)
某高酸性气田天然气中CH4的摩尔分数为78.250％，C2H4的摩尔分数为0.030％，He的摩尔分数为0.010％，N2的摩尔分数为0.520％，CO2的摩尔分数为8.860％，H2S的摩尔分数为12.330％，操作压力为8.2MPa(绝对压力)，温度为40℃，试求天然气压缩因子及天然气流量测量的体积校正系数。
3．2．1计算平均临界压力(p¢c)及平均临界温度(T¢c)
平均临界压力p¢c及平均临界温度(T¢c)的计算结果见表2。
3．2．2计算平均对比压力(p¢r)及平均对比温度(T¢r)
p¢r=p/p¢c=8.2／5.317=1.542
T¢r=T/T¢c=(273.15+40)／222.891=1.405
3．2．3计算未修正时的天然气压缩因子(Z)
采用标准图表法，查表得Z=0.81；采用AGA8-92 DC方法计算，得到Z=0.84850；采用Bumett关系式计算，得到Z=0.83317。
标准图表法与AGA8-92 DC法计算结果的误差(d1)为：
d1=(0.81-0.84850)100／0.84850=4.537％
Bumett法与AGA8-92 DC法计算结果的误差(d2)为：
d2=(0.83317-0.84850)100／0.84850=1.8067％
通过实例2计算可知：①标准图表法准确度低，计算不方便；②AGA8-92 DC计算方法采用的是迭代算法，虽然准确度高，但计算复杂；③Bumett关系式虽然准确度较AGA8-92 DC低，但较标准图表法要高，计算复杂程度也比较适中，便于实现电算化；④实例2的计算结果误差较实例1要大，但这与Bumett法与AGA8-92 DC法计算的天然气压缩因子误差小于0.3％的结论并不矛盾，这是因为，不论是标准图表法，还是AGA8-92 DC法及Bumett法，由于H2S的含量较高(摩尔分数为12.33％)，都超出了其适用范围，使得不确定度相应增加了。这也从另一方面说明：用常规方法计算高酸性天然气压缩因子时，必须加以校正。
3．2．4采用Wichest-Aziz法计算校正后的天然气压缩因子(Z)
由式(17)得e=24.94，查Wichest Aziz天然气平均临界温度校正系数图得e=25。
采用标准图表法查Standing-Katz图得Z=0.85；采用Bumett关系式计算得知Z=0.86085。
3．2．5求高酸性天然气流量测量的体积校正系数
按标准图表法计算得知j-0.85／0.81=1.04938；按Burnert关系式计算得知j=0.86085／0.83317=1.03322
由此可知，对于高酸性天然气，校正天然气压缩因子、修正天然气流量的体积测量值是必需的。如果不进行天然气压缩因子的校正，常规天然气流量测量的体积量会偏低，体积偏低量可超过3％。
4 结论
1)对于高酸性天然气，在使用常规的天然气计量仪表测量其体积流量时，必须对流量测量结果进行修正，否则将导致天然气流量测量值偏低超过3％。
2)Wichest-Aziz校正方法结合Bumett关系式计算酸性天然气的天然气压缩因子，在其适用条件范围内[温度为-12.2～93.3℃，压力为0～13.7896MPa，酸性组分(H2S+CO2)的摩尔分数不大于80％]，计算得到的天然气压缩因子准确度较高，适于工程应用，也便于实现电算化。
3)针对高酸性天然气，采用Wichcst Aziz校正方法结合Bumett关系式计算的酸性天然气压缩因子与直接采用Bumett关系式计算的天然气压缩因子(替代常规天然气流量测量仪表内部计算的天然气压缩因子)之比，可有效地求得天然气流量测量仪表的修正系数，从而提高酸性天然气流量测量的准确度。
4)Wichest-Aziz校正方法结合标准图表法计算酸性天然气的压缩因子，虽然比较简单，但计算的酸性天然气压缩因子准确度较低，且不方便，不利于天然气压缩因子电算化的实现。
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本文作者：王贵波 陈伟 陈江峰
作者单位：中国石化中原油田普光分公司采气厂
中国石化中原油田天然气产销厂
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