Q∕SY 02006-2016 PVT取样技术规程

1、Q/SY中国石油總气釧飼企业标准Q/SY 020062016PVT取样技术规程Technical specification for PVT sampling operation2017 -04-01 实施2016-12-26 发布中囯石油天然气集团公司发布Q/SY 020062016 IQ/SY 020062016 #目 次 TOC o 1-5 h z mwni細i HYPERLINK l bookmark5 o Current Document 2规范性引用文件1 HYPERLINK l bookmark6 o Current Document 3术语和定义14取样设计25取样准备36取样

2、程序47样品的存储和运输5 HYPERLINK l bookmark24 o Current Document 8资料的录取要求5 HYPERLINK l bookmark25 o Current Document 9安全环保要求5附录A （资料性附录）储层流体类型划分6附录B （资料性附录）油井调整期间参数测量要求7附录C （资料性附录）井下取样器的选择 8附录D （资料性附录）资料表格 9Q/SY 020062016 #Q/SY 020062016 II本标准按照GB/T 1.12009标准化工作导则 第1部分：标准的结构和编写给出的规则 起草。本标准由中国石油天然气集团公司标准化委员会石

3、油工程技术专业标准化技术委员会提出并 归口。本标准负责起草单位：中国石油集团公司长城钻探工程有限公司。本标准参加起草单位：中国石油集团公司渤海钻探工程有限公司、中国石油集团公司川庆钻探工 程有限公司。本标准主要起草人：张显文、方洋、刘海江、黄生松、张运科、曾小军、王欣峰、代磊、王鑫、 崔震、程欣、纪金峰、张伟、唐欣、刘万里。Q/SY 020062016 Q/SY 020062016 PVT取样技术规程i范围本标准规定了 PVT取样设计、取样准备、取样程序以及样品的存储和运输，资料的录取等相关 要求。本标准适用于常规原油、挥发油、凝析气、湿气及干气藏流体的取样。2规范性引用文件下列文件对于本文件

4、的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文 件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T 20972.22008石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料第2部分：抗开 裂碳钢、低合金钢和铸铁SY/T 51542014油气藏流体取样方法SY/T 5587.52004常规修井作业规程 第5部分：井下作业井筒准备Q/SY 16502013含硫化氢井测试安全技术规范Q/SY 17692014油气井常规钢丝作业技术规范3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3.1泡点压力 bubble point pressure在温度一定的情况下，开始

5、从液相中分离出第一批气泡的压力。3.2露点压力 dew point pressure在温度一定的情况下，开始从气相中凝结出第一批液滴时的压力。3.3凝析 condensation液体从气相当中析出的现象。3.4饱和液体 saturated liquid在某一给定压力和温度条件下与气体相平衡的一种液体。饱和气体 saturated gas在某一给定压力和温度条件下与液体相平衡的一种气体。3.6饱和压力 saturation pressure在密闭空间里，原油在不同的特定温度下液相与气相原油分子交换达到平衡，压力不再上升，此 时的压力称为该温度下的饱和压力。3.7不饱和液体 unsaturated

6、 liquid在某一给定压力和温度条件下，气体还能继续溶解时，此状态的液体称为不饱和液体。4取样设计4.1取样井4.1.14.1.24.1.34.1.4能够把井底压力调整到高于预计的原始泡（露）点压力工况下进行生产的井。 产水率或原油含水不超过5%。井口量油测气设备齐全可靠，流程符合取样要求。水泥封固井段层间无窜槽。2取样时间44.2.1取样时间应选择在取样点的流动压力高于流体饱和压力之后。 4.2.2在干气或湿气藏中，可随时取样。3取样方法4.3.1取样方法主要考虑地层流体类型和井场条件，储层流体类型划分参见附录A。 4.3.2井下取样应满足以下条件：井底出现单相流时；取样点的压力高于泡点压

7、力。 4.3.3以下井况宜采用分离器取样： 一产水量较大的油井；一井下取样困难的油井；凝析气井； 湿气井； 干气井。4.4取样位置井下取样4.4.1.1根据压力梯度曲线确定井底油水界面，且取样点应在油水界面以上。 4.4.1.2取样点压力应高于泡点压力2MPa 3MPa。分离器取样4.4.2.1取油样，宜选在分离器中液相较为稳定且不含游离气泡时，从分离器油取样口取样。4.4.2.2取气样，宜选在分离器中气相较为稳定、不带有雾状液体时，从分离器气取样口取样。4.5设备要求 4.5.1含硫井作业时，取样设备应满足GB/T 20972.22008的防硫要求。4.5.2取样设备应满足Q/SY 1769

8、2014的相应压力温度等级要求。4.5.3取样器及样瓶数量和容积应满足设计要求。4.5.4井下取样时，井口防喷装置压力等级应不小于井口最大关井压力的1.2倍。5取样准备5.1取样井准备5.1.1取样井应调整到气油比稳定。5.1.2取样井调整时间应在一周内完成。5.1.3取样井调整期间应测量油压、套压、油气水产量、分离器温度、压力以及井底流压、流温。调 节期间参数测量内容参见附录B。5.2设备准备5.2.1井下取样器5.2.1.1根据井深、流体黏度、井斜以及油井生产过程中是否发生严重结蜡等现象选择井下取样器类 型，参见附录C。5.2.1.2取样前准备好三支以上取样器。5.2.1.3检查取样器所有

9、的密封组件，擦洗干净，确认控制机构有效和灵活。5.2.1.4按设计要求设置预置压力。5.2.2井口装置、绞车井口装置、绞车的准备及操作要求应按Q/SY 17692014的规定执行。5.2.3分离器取样分离器取样所需设备要求应按SY/T 5154-2014的规定执行。5.2.4样瓶5.2.4.1检查所有的密封组件，确认阀门有效、灵活。5.2.4.2试压至额定工作压力，稳压lOmin为合格。5.2.5转样装置5.2.5.1准备转样配接接头。5.2.5.2转样装置整体试压至额定工作压力，稳压lOmin为合格。5.3人员准备5.3.1取样人员应接受过取样、转样等技术培训，具有相适应的操作技能。 5.3

10、.2取样人员应持有有效的压力容器操作证书。5.3.3含硫化氢井取样，取样人员应持有硫化氢防护培训合格证书。6取样程序6.1井下取样6.1.1取样前应先进行通径，按SY/T 5587.52004的规定执行。6.1.2低产含水井应测压力、温度梯度。6.1.3检查取样器。6.1.4设定预置控制程序，检查及安装取样器控制机构。6.1.5连接取样器与钢丝（电缆）绳帽并装人防喷管，防喷装置应试压至预计最高关井压力，稳压 lOmin为合格。6.1.6下取样器到预定取样位置。操作程序应按Q/SY 1769-2014的规定执行。6.1.7停留lOmin 40min,启动控制器。6.1.8达到预置时间15min后

11、上提取样器。6.1.9从防喷管内取出取样器。6.1.10检查取样器内样品质量。6.2分离器取样6.2.1连接取样流程，试压到分离器压力，稳压不少于5min为合格。6.2.2对取样流程进行不少于3次吹扫。6.2.3连接样瓶，取气样操作方法按SY/T 51542014中8.4的规定执行，取油样操作方法按 SY/T 51542014中8.5的规定执行。6.3取样器转样6.3.1转样时宜采用闭路转样。6.3.2连接转样泵、样瓶及取样器，将系统压力升高至取样压力的1.25倍，打开取样器，记录开启 压力。6.3.3打开样瓶阀门转样。6.3.4在转样过程中，观察泵进出口压力并记录泵冲数，若压力突然下降或升高

12、，泵冲数达到使用说 明中的相应要求时，转样完成。6.3.5关闭样瓶阀门，释放管线内的压力，取下样瓶及取样器，清洗设备及管线。6.4样品检查6.4.1井下样品检查6.4.1.1含水量检查：a）随机抽取1支取样器。b）从取样器中缓慢放出样品，检验含水量，含水量高于5%时重新取样。6.4.1.2泡点压力检查：a）用转样泵将样品压力升高至地层压力。b）每次释放出2mL预置液，逐级降低压力，每级降压都应摇样。c）记录样品每级降压时的平衡压力。d）从累积次数与压力的关系曲线上确定泡点压力，参见附录D.3。e）对所取的每支样品都应进行泡点压力检查。f）测得的泡点压力差在5%以内，则认为取样合格。6.4.2分

13、离器样品检查6.4.2.1气样瓶加温至分离器温度并稳定lh后，测气样内压；在工作环境下测气样内压，根据理想 气体定律折算到分离器温度下的压力。实测或折算压力与分离器压力差小于5%，则为合格。6.4.2.2分离器油样泡点压力检查方法按6.4.1.2执行。在分离器温度下，分离器油样实测的泡点压力 与分离器压力差小于5%,则为合格。6.5标识将两个相同的记录标签分别固定在瓶体和阀门上，样品标签参见附录D.4。7样品的存储和运输7.1样品存储7.1.1取样器或样瓶的两端应装防护罩，装运输箱中保存。 7.1.2运输箱应放在阴凉处防止暴晒，避免高温和猛烈冲击。7.1.3样品宜在24h内转到实验室，若样品存

14、储时间超过1周以上应定期进行检查并做好检查记录。 7.1.4箱体包装上应有高压、危险等安全警示标识。7.2样品运输7.2.1应使用符合所在国家和地区安全规范的运输方式进行样品运输。 7.2.2做好固定，防止高温、撞击等安全标识。8资料的录取要求应参照附录D中要求填写记录数据，取全取准相关资料。9安全环保要求9.1取样过程中应严格按操作规程进行，确保操作安全，含硫化氢井作业时应按Q/SY 1650-2013 的要求执行。9.2夜间或照明条件不好的情况下，不宜转样。9.3作业区域内严禁明火。9.4取油气样品时应佩戴防护性呼吸设备和护目镜。 9.5应做好防泄漏预防措施，避免油气泄漏。附录A（资料性附

15、录）储层流体类型划分图A.1显示了六类不同储层流体的相态属性。在图A.1中，表示泡点状态位置，DP表示露点 状态位置，C点表示流体临界点。其中：图A.1的a）为干气相图。在油气藏开采过程中，两相区域不存在交叉现象。小方框区域表示油 气分离器的工作温度和压力值。图A.1的b）为湿气相图。储层流体始终保持气体单相状态，在分离器条件下可产生液体。 图A.1的c）为凝析气相图。随着油藏压力在开采过程中逐步降低，储层流体将进人两相区域， 部分液体将会从气体中析出。图A.1的d）显示了临界流体状态。当储层压力低于临界压力时，储层中会立刻形成大量的气体 和液体。储层温度高于临界温度，近临界流体表现为富含天然

16、气的凝析油。储层温度低于临界温度， 近临界流体将表现为挥发性油。图A.1的e）显示了挥发性油相态。其临界温度略高于储层温度，流体在高压情况下呈单相液体 状态，但在压力低于泡点压力的情况下气体会大量析出，导致油相体积快速收缩。图A.1的f）显示了黑油相态。流体在高压情况下呈单相状态，当储层压力下降后会逐步出现两 相共存情况，与挥发性油相比，储层中的气体饱和度会逐步形成，油收缩也会逐步进行。a）干气相图b）湿气相图c）凝析气相图d）临界流体状态e）挥发性油相态口 一分离条件;f）黑油相态一储层中的压力路径图A.1六类不同储层流体的相态属性附录B（资料性附录）油井调整期间参数测量要求油井调整期间参数

17、测量要求见表B.l0表B.1油井测量参数及测量要求测量参数测量要求井底流压和流温取样前应测量井底流动压力和温度，测量结果应与样品数据一同上交实验室井口压力和温度测试期内对井口压力和温度进行持续记录。应能准确反应测量时间、日期、温度和压力。无法 持续记录时，应用校准压力计对井口压力温度进行点测。测量频度应每小时测量一次气产量常用孔板流量计测定气产量，在孔板流量计无法使用时，宜使用正排量式容积测定仪、临界流 量计。将气量计和温度记录仪（或来自计算机文件的详细数据）的原始数据以及其他数据按照 格式要求一同交给实验室气相对密度测量天然气相对密度时，应在分离器温度最高值、气油比最低值时测量。现场无法对天

18、然气相 对密度进行测量时，应在实验室对天然气样品进行测量天然气温度应对流量计导管里的天然气温度进行长期记录。不应使流量计导管太长、距离分离器太远，也 不应在低于分离器温度下运行油产量油产量应在一级分离器出口处或储罐内进行测量。一级分离器油产量：在分离器液体出口处安装流量计，应确保在液体流过导管时，没有气体漏 出。当油和水同时流经流量计时，应单独测出含水率，减去水的体积得到油产量。使用三相分 离器或加热器时，不必再测含水率。分离器中有气体时应测定原油收缩率。储罐油产量：用液位计计量或用量尺人工测量。量尺应精确到l/8in （2mm）。使用多个油罐时 应对所有油罐进行测量。在测试期内应固定时间间隔

19、进行测量。将油量换算至华氏60 T （15-C 或是其他认可的标准参考温度）的当量水产量测量方法：a）测量水在储罐中累积量；b）在分离器出水管路上安装流量计；c）在测量间隔 内，将分离器底端液体排人容器内再测量；d）电子流量计测量。油水同时进人油罐时，水产量宜通过油水界面从刻度尺上进行测量。产水量很小时，应在不同 时刻测量罐内的蓄水量，计算出平均产水量分离器压力应使用背压调节器对分离器压力进行精确控制，将压力变化控制在3%以内。当压力表与分 离器之间未安装有调压器时，应直接从测压表读取分离器压力分离器温度分离器温度宜在环境温度稳定时进行采样。低压分离器:分离器温度等同于分离器前部管道的温度。分

20、离器壳体内位于油气界面下的温度 计盲管也是合适的采样点。加热器运行时，分离器温度测量点应选在油气界面以下。 低温分离器：测量温度的最佳位置是分离器的气态部分。高温（加热处理器）分离器：应测量油气分离段温度，而非流体加热段温度调节期间数据采集频度应提供足够时间来稳定产量，应确保获得稳定数据，合理采样频率宜每30min记录一次读数， 直到12h - 24h内所测量的数据稳定附录C（资料性附录）井下取样器的选择井下取样器按表C.1的参数选择。表C.1井下取样器性能参数取样器类型工作压力MPa工作温度C1仪器特点适用井况锤击式取样器030-20 100锤击式优点：操作保养相对简单。缺点：打开状态人井，

21、取样桶内所取样品会残留非目的层位流体；定位不准， 起下受限压力和温度低的油气井、水井挂壁式取样器030-20 100挂壁式优点：操作保养相对简单。缺点：打开状态人井，取样桶内所取样品 会残留非目的层位流体；仪器下井 过程只能下放不能上提，取样成功 率低压力和温度低，井况好的油气井、水 井钟机式取样器070-20 120机械时钟优点：操作保养相对简单。缺点：打开状态人井，取样桶内所取样品 会残留非目的层位流体；机械时钟 耐高温性能差，存在定时短的限制 和定时不准的问题，取样成功率低井况简单的油气井、 水井气动式电子高压物性取样器0 1050 150电子时钟优点：操作保养相对简单，取样时间可任 意

22、设置。缺点：打开状态人井，取样桶内所取样品 会残留非目的层位流体超深、超稠、高温、 高压、高黏、高矿 化度、高含硫化氢、 高漏失率“两超六 高等疑难井驱替式高压物 性取样器0 - 1050 177电子时钟优点：关闭状态人井，所取样品具有唯一 性，不受井内流体相态变化的影响， 样品相态真实。缺点：不保压不保温；操作保养相对复杂有机物、地层水、 气藏、凝析油藏等 井况，高含硫化氢、 二氧化碳、油气比髙的油气井、水井单相式高压物性取样器0 1050 177电子时钟优点：关闭状态人井，所取样品具有唯一 性，不受井内流体相态变化的影响， 样品相态真实：能在高温条件下取 样；样品始终保持地层的压力，胶 质

23、类、沥青、蜡等物质不会析出。 缺点：操作保养相对复杂局含硫化氢井、二 氧化碳井或油气比 高的油气井、水井附录D（资料性附录）资料表格PVT取样的资料表格见表D.1至表D.4。表D.1油藏和井况信息表日期：取样时间：工程师：服务合同或井号：井场位置、作业现场、镇（州）、国家名称：油藏信息原始地层压力：MPa （在m地层）原始地层温度：C（在m地层）原始气油比率：m3/m3现场基础情况：MPa （C）油藏信息来源：井况信息产层名称：完井井段：m所有深度测量的参考点：海拔高度：m套管下深：m油管下深：m油管外径：mm完井日期：初投产量：m3累积产油：m3日期：累积产水：m3日期：累积产气：m3日期：流动信息日期关井时间 h深度m压力MPa温度C油日产量 m3/d初关井井底情况当前关井井底情况当前流动情况表D.