SYT6434-2000天然气藏流体物性分析方法

ICS7518099E10备案号69822000SY中华人民共和国石油天然气行业标准SY/164342000天然气藏流体物性分析方法ANALYSISFORNATURALGASRESERVOIRFLUIDSPHYSICALPROPERTIES2000一03一31发布2000一10一01实施国家石油和化学工业局发布SY理64342侧犯目次WLLLL前言内JU只J月，三节主2范围“引用标准仪器与仪表一仪器标定天然气取样天然气样配制天然气藏物性分析、石U，附录A标准的附录附录B提示的附录天然气藏物性分析报告格式。气井调整和取样的记录表格式SY/164342000前言天然气藏物性分析能够为油气田藏储量计算、开发方案的编制、地面集输、流程设计、经济评价及开采动态分析提供基础数据。为此，特编制本技术标准。本标准的附录A是标准的附录。本标准的附录B是提示的附录。本标准由中国石油天然气集团公司提出。本标准由油气田开发专业标准化委员会归口。本标准起草单位四川石油管理局地质勘探开发研究院。本标准起草人张地洪王丽向新华刘彤中华人民共和国石油天然气行业标准天然气藏流体物性分析方法ANALYSISFORNATURALGASRESERVOIRFLUIDSPHYSICALPROPERTIESSY/1643420001范围本标准规定了天然气藏天然气的分析内容、方法及技术要求。本标准适用于干气气藏和湿气气藏的天然气分析。采用无汞PVT相态分析仪，其它类型的PVT仪可以参照使用。2引用标准下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。SY/T51541999油气藏流体取样方法SY/1554292地层原油物性分析方法无汞仪器分析法SY/T554392凝析气藏流体取样配样和分析方法3仪器与仪表APVT相态仪工作压力范围为069MPA，工作温度范围为室温200CHPVT配样器工作压力范围为069MPA，工作温度范围为室温200CC色谱分析仪天然气组分能分析到G1,，液相组分能分析到CI0D气量计工作压力范围为01724KPA，工作温度范围为室温40R，气量筒体积范围为5一10LE电子天平最大称重为200G,感量为士0001GF冰点相对分子质量测量仪测量范围为0500，冰点下降精度为士0005R9计量泵最大工作压力为69MPA，工作温度范围为535，分辨率为士OO1MIH真空泵抽气速率05L/SI压力表数量为2个，量程分别为LOMPA和100MPA,精度分别为02级和04级J测高计一台，精度士0013NUNO4仪器标定41计量泵标定计量泵标定按SY/I554392中41的规定执行。42气量计死体积标定标定步骤A按图1接好流程，确保气量计中活塞位于下限点B用真空泵将死体积抽为真空，真空度至07KPAC当U型管两水液面平齐后记录泵的初读数国家石油和化学工业局2001】一03一31批准2000一10一01实施SYPI64342000D将计量泵中气体缓慢充人死体积中，当U型管两液面平齐后再稳定5MIN，记录泵的末读数E重复步骤B一D三次，将三次泵的初末读数之差的平均值乘以泵的校正值即为死体积。1I卜量泵2U型管压力计3一气体计扭计4收集瓶图1气量计死体积标定流程图43PV7，相态仪参数标定431PVT筒线性体积标定标定步骤A按图2接好流程，将PVI，相态仪调水平B调节测高计，观察槽的底部聚焦，以此点作为参考零点C用真空泵对PVT筒抽空1OMIND移去真空泵后，用计量泵向PVT筒驱替约30ML的弱挥发性溶剂E将氮气充人PVT筒加压至07MPAF使用测高计测量活塞的高度之后，用计量泵从底部驱人LOINL的蒸馏水进人PVT筒，缓慢放空PVT筒，使压力回到07MPA时立即关闭放空阀，再用测高计测量出活塞高度8根据PV7，筒实际高度选择测试间距和重复次数，如果各间距间的体积与高度比值相差小于1，则各比值之和的平均值即为PVT筒的单位长度的容积。432PV7，筒总体积和死体积标定该步骤在线性体积校IE肺枣的基础上完成。操作步骤A按图2接好流程B向上移动PVT筒中的活塞细运娜，然后抽空达OOPAC向筒中注人约0、的弱挥麦性淆荆，关闭二筒进样阀，加压至。7MPAD使用测高计测量活塞高度，得到参考点H。和活塞底面的高度H1E用氮气冲洗PVT筒外的进样管线及阀门F把压力为08MPA的氮气从PVT筒进样阀充人筒中并退泵，直到活塞上面溶剂的顶面在观察窗内完全看见，关闭氮气源，再用泵调节压力至07MPA，测量出活塞底面H和液面的高度肠8按步骤B一F重复测量三次，取三次的平均值，并按下式求出总体积和死体积。V,DHL一HOH3一H2L，1一叭VA一HLSY理643420001一计A泵2PV7，筒3一中间容器图2PVT筒线性体积标定流程图式中V1PVT筒总体积，CM3HL活塞底面的高度，CMHO测高计测量参考点的高度，CMH3液面的高度，CMH2测量时活塞底面的高度，。LVPVT筒单位长度的容积，CM3/CCNVSPV7，筒死体积，CM3HPV7，筒高度，CM5天然气取样51取样井选择原则取样井选择原则按SY/1554392中51的规定执行。52取样前的设备准备521首先进行流程管线和门门的播洗、试压，保证取样管线翻压高于取样点压力5MPAO522气样瓶3支以上，油释瓶2支以上，承压高于取样点压力50P，体积大小根据取样量而定。53天然气井调整气井调整期间气液产量记录见附录B提示的附录表BLO531千气井不需要调整。干气井井口取样记录见附录B提示的附录表玉。532湿气井调整采取逐级降产法，每次降产约一半，生产到气油比稳定气油比波动小于5为止。当气油比已不随产量下降时，调整完成。湿气井的调整应保持足够高的产量，以防止发生间歇和井筒上部的凝析物沉降。湿气井调整期间的测量工作应符合SY/1554392中523的规定。湿气井调整期间取得的资料见附录B提示的附录表B3O54干气井取样千气井取样点最好选择在油管压力表接头处，考虑到取样瓶的耐压情况，也可选择在井口以外节一3一SY汀64342000流处。取样方法按SY/151541999中431的规定执行。55湿气井取样551取样前气油比的测定每改变一次生产制度，都应使气井稳定生产时间不少于8H,然后才能进行量油一级分离器和测气一级分离器，并计算相应的气油比。当确定了取样工作制度后，每隔12H测量一次，如果连续三次测量的气、液量相差不大于5时，即可取样。测定气油比后应马上进行取样，力求同时采集油气样，并且油气样至少取双样。552分离器气样取样5521取样点选择取气样在下列部位之一进行A分离器顶部出气端B分离器压力表接头处C出气管线取样阀处D液位测量玻璃管顶端。取得的气样不能带有雾状液体。5522取气样方法取气样方法按SY/151541999中431的规定执行。553分离器油样取样5531取样点选择取样点选在下列部位A分离器底端排油阀前管线上的取样阀处B一级分离器量油玻璃管底部。如用水柱量油时，应把水放干净后取样。5532取油样方法A非活塞取样器取油样方法非活塞取样器取油样方法按SY/F51541999中432的规定执行。B活塞取样器取油样方法流程装置如图3所示，取样步骤如下1预先在实验室将活塞用驱替介质一般为蒸馏水移到顶端，关闭1取样瓶上下阀，抽空活塞与上阀间死体积达200PA后再抽L0MIN2取样瓶放在方便位置，用一干净并装有压力表4的耐压管线3，把取样瓶上阀5和玻璃管下阀2连接起来3打开闷2,松开管线3与阀5相连的压帽，放出约3倍管线体积的油后，拧紧压帽4打开阀5，让分离器油充填至活塞，这时压力表4应显示分离器压力值5微开阀8，在压力表4最小压降下放驱替介质于量筒9中，放出90的驱替介质后，关闭阀8,LMIN后再关阀56关闭阀2，取下管线，打开阀8放出7080预留空间的49替介质以便形成气帽。56样品的保护对取好样的样品瓶必须采取相应的保护措施。其主要措施如下A每个样品瓶必须具有两个记录标签，一个贴在不易摩擦掉的部位，一个挂在阀上B上、下阀门拧紧死堵并罩上安全帽C存放和运输中应避免高温和猛烈撞击。5，样品质量检查571油气样初检查一4一SY/I643420001测量玻璃管2玻璃管下阀3耐压管线4压力表5一取样瓶上阀6一取样瓶7一燕馏水8一取样瓶下阀9量筒图3活塞式取分离器油样流程图对气样瓶加温至取样温度并稳定1H后，测出内压。也可在实验室温度下测出气样内压，然后根据理想气体状态方程换算为分离器温度下的压力。气样实测或换算的压力与取样压力相差不超过5，则为合格。对分离器油样，加温至分离器温度并稳定1H后，做预留空间和泡点压力检查，同时测取油样的压缩系数CO。在分离器温度下，分离器油样实测的饱和压力与分离器压力相差不超过5，则为合格。572分离状态和取样质量的综合检查分离器油气样初查合格后，应进行分离平衡和取样质量的综合检查。检查方法如下取在分离器温度下的气样进行色谱分析，获得气样的组分组成和平均相对分子质量。对分离器油样，在分离器条件下进行闪蒸测试，测得油罐油量和油罐气量，对油罐气进行色谱分析，获得油罐气的组分组成、平均相对分子质量对油罐油，用称重、色谱分析、冰点下降法及切割蒸馏等方法求得油罐油的相对密度、组分组成、平均相对分子质量、以及C7十的平均相对分子质量等参数。然后，利用以上有关参数计算分离器油的组分组成。气样组分分析到场，精度OOLMOL，油罐油组分分析到Q1十，精度OOLMOL。若所取分离器油气样是同一分离条件下的平衡油气样，并且是用正确的取样方法取得的具有代表性的油气样，那么根据气液平衡原理，它们的组分从甲烷到己烷，在半对数坐标上1GKIP与一BI1/TB一1/T,应成线性关系，线性倍数为95。否则，认为样品不合格。其中KIYI/X诬LGP一1G01011/T6、一1/T,式中KII组分的平衡常数BI常数Y分离器条件下I组分在气相中的摩尔百分数，SY/T64342000X分离器条件下I组分在液相中的摩尔百分数，P分离器压力，MPAPAI组分的临界压力，MPATBII组分的沸点，KT,I组分的临界温度，KT,分离器温度，KO6天然气样配制从现场取得的干气样直接转人相态室进行天然气物性分析，油比的校正和流体配制。61现场气油比的校正配制前应对现场气油比进行校正，其校正公式如下RD一，DFZFFDZ,而湿气样在分析之前，需进行现场气3RD校正的气油比，IN3RF现场计算的气油比，砂/M3DF现场计算气量时所用的夭然气相对密度ZF现场计算气量时所用的气体偏差系数DL实验室所测气样的相对密度Z,实验室所测气样的偏差系数。一级分离器气油比的计算一若送样单上给的是一级分离器的气油比，按式3对气油比进行校正即可。若送样单上给的是中2式6生产气油比，还必须把生产气油比通过分离器的收缩系数换算成一级分离器的气油比R,，计算公式为SH一V/VAF，。4R，二RDSH5式中SH分离器油变为油雄油的收缩系数V,油罐油体积，FIVOF分离器油体积，砂RTE,分离器气油比，M3/M363高压气体的准备根据气藏的压力，用气动泵增压法或冷冻增压法制备高压气样。64配样计算641所需标准气样量的计算配制天然气流体的数量需根据分析容器大小和分析项目的要求而定。由于湿气井中油的体积很小，可把气井在地层条件下的分离器气体积设定为需要配制的气样体积。因而，标准条件下分离器气用量为VBPFVFZBTB/PBZFTF6式中VB标准条件下的气体体积，MLPF地层压力绝对，MPA一6一SY/T64342000VF地层条件下气体样品体积，NILZB标准条件下气体偏差系数，一般取1TB标准温度，29315KPB标准压力，010IMPAZF1也层条件下气体偏差系数根据气样组分组成，由KZ图查得TF地层温度，K。642所需分离器油样量的计算VAVB/R,P，一，一7式中VO分离器条件下油样体积，ML643配样时实际加人的高压气量式中注644VPBVBZJO/PJBZBV配样条件下高压气体的用量，MLZC配样条件下高压气体的偏差系数TO室温，KP配样压力绝对，MPAA式8中的Z按71实测。配样时实际加人的油量8，一9式中65651652VOVO1一COP。一PS7VLO在P。压力下实际加入油的体积。RNLCO分离器油的压缩系数，1/MPAPS分离器油在分离器温度下的泡点压力绝对，MPAO配样步骤按图4连接好流程。将清洗干净的PVT配样筒充人高压试压压力大于最大工作压力3MPA，确保无渗时，用7号泵把配样筒内活塞移到顶端。L,7高压泵2一保温带,3一样品瓶4配样筒5一空气浴6真空泵图4地层流体配样流程图SY/P64342000653抽空PVT配样筒，抽空达200PA后冉抽20MINO654将油样瓶恒温在分离器取样温度，用1号泵把油样压成单相流体，并稳定在配样压力。655保持油瓶压力，放油冲洗油瓶与配样筒之间的管线并试压。6561号泵稳定在配样压力，按泵读数规则记录该泵的初读数，打开配样筒顶阀进样，同时退7号泵降压，保持PVT筒内压力略低于配样压力，将V与体积的分离器油转人配样筒中。657油样转完后，连接高压气样瓶，在室温条件下按照转油样的方法将V。体积的高压气体转人配样筒。658油气样转完后，拆除转样流程。同时，样品复原到地层条件，搅拌样品5H，配样完成。66配样质量检查将配制好处于地层条件下的地层流体充分平衡稳定后，按照闪蒸实验方法将部分流体排出，测量排出的油、气体积并进行组分组成分析，将结果与原始井流物组成进行比较，若配制的与计算的组成中甲烷含量相差不大于5，则认为配样合格。7天然气藏物性分析按65配样方法将适量配样室配好的地层流体或高压千气转人PVT分析容器中，转人量根据分析容器和分析项目的要求而定。试验前，保证分析容器和测高计垂直水平。71单次闪蒸实验实验目的是为了获取天然气组分组成、单次闪蒸气油比、体积系数和地层压力下天然气偏差系数等参数。711实验步骤A分析容器中地层流体在地层条件下充分稳定此时为单相流体B取烘干分离瓶，并称其初始重量，按图5接好流程C用测高计记录闪蒸前流体在地层条件下的初始体积并读取当时气量计所显示的大气压力和室温，设初始气量计读数为0D缓慢打开阀1并进泵，让压力保持在地层压力，同时调节好气量计活塞上行速度，把约30一40M1的流体排到分离瓶中E关闭阀1，用测高计测出地层压力下剩余流体体积，同时关闭阀2,阀3、打开阀4，调节气量计活塞，使压力显示为初始压力值，记下气量计读数F称取分离瓶重量，分析分离瓶凝析油的平均相对分子质量和20的密度。712单次闪蒸计算7121井流物组分组成计算10力，V_GXN气育言二Y一_找1EMNL一一一一下，犷犷一气不尸一一XIUUPAVUN，只不二十一找吏。M0式中ZW,I组分在井流物中的摩尔百分数，PA闪蒸压力，KPAVE闪蒸气在P。压力下的体积，LR气体通用常数，8314KPAL/MOLKTE闪蒸时室温，KYAI组分在闪燕气中的摩尔百分数，GO闪蒸时所产生的凝析油质量，B9SY理64342州扣1一出样口阀2收集瓶上阀3收集瓶下阀4一三通阀5一气量计6一分离瓶7一冰水棍合物8测高计9一高压泵1O，空气浴11一相态分析室12一保温带图5单次闪蒸实验流程图XOI组分在闪蒸油中的摩尔百分数，MO闪蒸油的平均相对分子质量。7122天然气相对分子质量和相对密度计算M习ZWMM/2911，12一式中M天然气相对分子质量M天然气中组分的相对分子质量R天然气相对密度无因次量。7123天然气粘度天然气粘度计算按SY/1554292中84415的规定执行。7124气油比计算RG2卯1PVAPO/TGO式中RS气油比，衬/M3PO闪燕所产生的凝析油在20的密度，8/M17125天然气体积系数计算。，、2901YEVE24055GON二KV,一V，产/、气干卞ILA竹O14式中BE天然气体积系数V,地层条件下天然气闪蒸前的体积，L姚地层条件下天然气闪燕后的体积，LO7126地层条件下天然气偏差系数计算SY厅64342侧沁一ZFPFXVI一姚X103TFX赞8292G,MO式中ZF地层条件下天然气偏差系数。72恒质膨胀实验本项实验是为了获得天然气压缩系数和分级压力下的偏差系数等参数。721实验步骤A如图5所示连接好高压泵和相态分析室B将单次脱气所剩余气样适量毯定在地层条件，用测高计测量其体积C在地层温度下逐级降压，每级降压21VIPA，一直降到分析容器运行下限为止。每级降压稳定后。用测高计记下其体积。722恒质膨胀实验计算7221分级压力下天然气偏差系数计算各ZIPI从/PFVF式中Z,I级压力下天然气偏差系数PI分级压力，MPA从Z级压力下样品的体积，MIO7222天然气压缩系数计算16一一11A2。一一育X二，二一P，“口PI入89代1L式中CGI天然气压缩系数，1/MPA将P和乙值作Z一P图，在相应的压力曲线上，求出该点的Z值和相应的斜率AZ/OP，式17即可求出压力P下的CG值。73热膨胀实验731实验步骤A将经过恒质膨胀实验后的气样，在地层条件下搅拌稳定后，用测高计测量气体体积B在保持地层压力下升M或降温301C，搅拌稳定后侧量其体积。732实验计算AV,V一VGAGAV,/ATVG式中AV,从选定温度到地层温度样品的体积变化，MLVG选定温度下样品的体积，MLVG地层温度下样品的体积，司QG天然气热膨胀系数，1/RAT选定温度与地层温度之差，。74天然气藏物性分析报告内容和格式。天然气藏物性分析报告内容和格式见附录A标准的附录。SY/C64342000附录A标准的附录天然气藏物性分析报告格式天然气藏物性分析报告格式如下。天然气藏流体物性分析报告气田名称取样层位分析井号XXXXXX单位名称SY厅64342000第1页共9页地层天然气分析气田井号层位流体类型生产井段油管深度M油管直径CM地层压力MPA地层温度流压梯度MPA/100M温度梯度C/LOOMSY汀64342000第2页共9页地层天然气分析气田井号层位_取样日期气层投产日期取样方式取样点压力MPA取样点温度产气量M3/D产油量KG/D生产气油比M3/MSSY/T64342000第3页共9页地层天然气分析气田井号层位_取样日期表AI样品检查结果样品类别瓶号温度压力MFA气样油样SY理64342000第4页共9页地层天然气分析气田井号层位_取样日期表A2井流物组成分析数据组分AND质量分数N2送QH2SQQ几ICYC4ICS_C5QQ天然气性质Q性质相对密度二相对密度相对分子质量相对分子质量SY汀64342创犯第5页共9页地层天然气分析气田井号层位_取样日期气油比M3/M3气油比M3门，脱气油密度20R脱气油相对分子质量赞流体粘度MPA“S怪体积系数偏差系数长圣热膨胀系数1戍二并表示在地层温度和地层压力下。资朴在一定温度范围内。16一SYPT64342000第6页共9页地层天然气分析气田井号层位_取样日期表A3夭然气PV关系