【石油天然气行业标准(SY)】 天然气藏流体物性分析方法

ICS 75.180.99
备案号：6982—2000
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SY/T 6434—2000
天然气藏流体物性分析方法
Analysis for natural gas
reservoir fluids physical properties2000 - 03 31 发布
国家石油和化学工业局
2000-10-01实施
SY/T 6434—2000
2引用标准
仪器与仪表
仪器标定…
大然气取样
天然气样配制
天然气藏物性分析
附录A（标准的附录）
附录（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/T 6434—2000
天然气藏物性分析能够为油气用（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.
本标准由国石油天然气集闭公司提出。本标准由油气目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
1范围
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
Analysis for natural gas
reservotr fluids physical propertles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。SY/T 6434—2000
本标准适用于干气气藏和湿气气的天然气分析。采用无汞PVT相态分析仪，其它类型的PVI仪可以参照使用。
2引用标准
下列标准所包含的条文，通过在本标推中引用前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/T5154—1999油气藏流体取样方法SY/T5542—92地层原汕物性分析方法无汞仪器分析法SY/T5543—92凝析气藏流体取样配样和分析方法3仪器与仪表
a）PVT相态仪：工作压力范围为0～69MPa，作温度范围为室温～200t：b）PVT配样器：工作压力范制为0～69MPa，工作温度范围为室温～200；e）色谱分析仪：大然气组分能分析到C11+，液相组分能分析到C+1d）气量计：工作压力范围为0~172.4kPa，工作温度范围为室温～40℃，气量筒体积范围为5-1OL;
e）电子天平：最大称重为200g，感量为±0.001g：f）冰点相对分子质景测量仪：测量范国为0～500，冰点下降精度为二0.005T；g）计量泵：最大丁作压力为69MPa，工作温度范围为5～35℃，分辨率为±0.01ml；h）真空泵：抽气速率：0.5L/s；i）压表：数量为2个，量程分别为1(MPa和100MPa，精度分别为U,2级和0.4级；i）测高计一台，精度：±0.013tmm。4仪器标定
4.1计量泵标定
计量泵标定按SY/T5543--92中4.1的规定执行。4.2气量计死体积标定
标定步骤：
a）按图1接好流程，确保气基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0.7kPa；c）当U型管两水液面苹齐后记录泵的初读数：国家石油和化学工业局 2000 - 03 ~ 31 批准2000 - 10 -01 实施
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d）将计量泵中气体缓慢充入死体积中，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）～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。文
1一计量泵；2—U型管压力计：3-气体计量计：4一收集瓶：5流量计图1气量计死体积标定流程图
4.3PVT相态仪参数标定
4.3.1PVT筒线性体积标定
标定步骤：
a）按图2接好流程，将PVT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10min；d）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简加压至0.7MPa；f）使用测高计测量活塞的高度之后，用计量泵从底部驱人10ml的蒸留水进入PVT筒，缓慢放空PVT筒，使压力回到0.7MPa时立即关闭放空阀，再用测高计测量出活塞高度；g）根据PVT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。4.3.2PVT筒总体积和死体积标定该步骤在线性体积校正结束的基础上完成。操作步骤：免费标准bzxz.net
a）按图2接好流程；
b）向上移动PVT筒中的活塞到顶部，然后抽空达200Pa；c）向筒中注人约20ml的弱挥发性溶剂，关闭PVT筒进样阀，加压至0.7MPa；d）使用测高计测量活塞高度，得到参考点ho和活塞底面的高度he）用氮气冲洗PVT筒外的进样管线及阀门；f）把压力为0.8MPa的氮气从PVT筒进样阀充入筒中并退泵，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0.7MPa，测量出活塞底面h2和液面的高度h3；g）按步骤b）～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。Vtol =[(hi - ho) +(h3- h2)]·LV.=Vol-h·Ly
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1—计量泵：2PVT简；3—中间容器图2PVT筒线性体积标定流程图
式中：Vo—
PVT简总体积，cm；
活塞底面的高度，cm；
测高计测量参考点的高度，cm；一液面的高度，cm；
测量时活塞底面的高度，cm；
-PVT筒单位长度的容积，cm3/cm；PVT简死体积，cm；
PVT筒高度cm。
5天然气取样
5.1取样井选择原则
取样井选择原则按SY/T5543-92中5.1的规定执行。5.2取样前的设备准备
5.2.1首先进行流程管线和阀门的清洗、试压，保证取样管线耐压高于取样点压力5MPa。5.2.2气样瓶3支以上，油样瓶2支以上，承压高于取样点压力5MPa，体积大小根据取样量而定。5.3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B1。5.3.1干气井不需要调整。干气井并口取样记录见附录B（提示的附录）表B2。5.3.2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/T5543-92中5.2.3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B3。5.4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3
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流处。取样方法按SY/T5154—1999中4.3.1的规定执行。5.5气井取样
5.5.1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（-级分离器），并计算相应的气比。当确定了取样工作制度后，每隔1～2h测量一次，如果连续三次测量的气、锨量相差不大于5%时，即可瑕样，测定气油比启应马上进行取样，力求同时来集油气样，并且油气样至少取双样。5.5.2分离器气样取样：
5.5.2.1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
5.5.2.2取气样方法：
取气样方法按SY/T5154—1999中4,3.1的规定执行。5.5.3分离器油样取样：
5.5.3.1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。5.5.3.2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/T5154一1999中4.3.2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，关闭胺样瓶上下阀，抽空活寒与上阀间死体积达200Pa后再抽10min；2）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）打开阀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寒，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简9中，放出90%的驱替介质后，关闭阀8，Imin启再关阀5；
6）关闭阀2，取下管线，打开阀8放出70%～80%预留空间的驱替介质以便形成气帽，5.6样品的保护
对取好样的样品瓶必须来取柜成的保护措施：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，个挂在阀上；b）上、下阀门拧紧死堵并翠上安全帽；）存放利运输中应避免商温和猛烈撞5.7样品质量检查
5.7.1润气样初检套
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1一测量被璃管：2—玻璃管下阀；3—耐压管线；4—压力表：5—取样瓶上阀：6—联样瓶：7—蒸馏水；8—取样瓶下阀：9—量简图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。也可在实室温度下测出气样内，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%，测为合格。
对分离器油样，加温牟分离器温度并稳定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（C）。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。
57.2分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測试，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、平均柏对分子质量、以及C+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C7+，精度0.01mol（%），油罐油组分分析到 Cll+，精度 0.01mol （%)。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已烷，在半对数坐标上K与-6（1/Tu，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：K. = Y:/X
lgpei- lg(0,101)
1/Tb -1/Tei
式中：K，·组分的平衡常数;
，常数；
Y：分离器条件下主组分在气相中的摩尔百分数，%；5
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X，分离器条件下组分在液相中的摩尔百分数，%；p分离器压力，MPa;
pet—i组分的临界压力，MPa；
Th—i组分的沸点，K；
Te—i组分的临界温度，K；
分离器温度，K。
6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，而湿气样在分析之前，需进行现场气油比的校正和流体配制。
6.1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：Ra-Rinaiz
式中：Rf
校正的气油比，m/m，
R-现场计算的气油比，m/m；
d—一现场计算气量时所用的天然气相对密度：Zf——现场计算气量时所用的气体偏差系数；dL一实验室所测气样的相对密度；ZL——实验室所测气样的偏差系数。6.2一级分离器气油比的计算
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（Rsep），计算公式为：
Sh=Va/Vat
式中：Sh
一分离器油变为油罐油的收缩系数；Vot一油罐油体积，m;
Vat—分离器油体积，m
Rsep——分离器气油比，m2/m。6.3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。6.4、配样计算
6.4.1所需标准气样量的计算
·（4)
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：
Vh=(prV,Z,T)/(pbZT)
、式中：V.——标准条件下的气体体积，ml；pr——地层压力（绝对），MPa；6
·（6)
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一地层条件下气体样品体积，ml；标准条件下气体偏差系数，一般取1；Zh
-标准温度，293.15K；
标准压力，0.101MPa；
地层条件下气体偏差系数（根据气样组分组成，由K一Z图查得）；Tt——地层温度，K。
6.4.2所需分离器油样量的计算
分离器条件下油样体积，ml。
式中：Vo
6.4.3配样时实际加人的高压气量Vp/Rsep
V=(pVhz.To)(p.Tz)
式中：V.
一配样条件下高压气体的用量，ml；Ze
一配样条件下高压气体的偏差系数；To
室温，K：
p。——配样压力（绝对），MPa注：式（8）中的Z按7.1实测。
6.4.4配样时实际加人的油量
V'o=Vo[1-Co(p.-p.)
式中：V'o在p。压力下实际加人油的体积，ml；Co—分离器油的压缩系数，1/MPap，分离器油在分离器温度下的泡点压力（绝对），MPa。6.5配样步骤
6.5.1按图4连接好流程。
-（8)
（9）
6.5.2将清洗干净的PVT配样简充人高压试压（压力大于最大工作压力3MPa），确保无渗时，用7号泵把配样简内活塞移到顶端。?
1，7—高压泵；2保温带；3—样品瓶；4—配样筒简：5—空气浴；6—真空泵图4地层流体配样流程图
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6.5.3抽空PVT配样筒，抽空达200a后再拍20min。6.5.4将油样瓶恒温在分离器取样温度，用1号泵把油样匹或单相流体，并稳定在配样压力。6.5.5保持油瓶压力，散油冲洗油瓶与配样简之间的管线并试压。6.5.61号泵稳定在配样压力，按泵读数规则记录该泵的初读数，打开配样简项阀进样，同时邀7号泵降压，保持I\VT簡内压力略低于配样压力，将V。体积的分离器油转人配样筒中，6.5.7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簡：
6.5.8油气样转完后，拆除转样流程：时，样品复原到地层条件，搅拌样品5h，配样完成。6.6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非出，测量排出的油、气体积并进行组分组成分析，将结果与原始并流物组成进行比较，若配制的与计算的组成中用烷含量相差不大于5陷，则认为配样合格：7天然气薇物性分析
按6.5配样方法将适量配样室配好的地层流体或高压干气转入PVT分析容器中，转入量根据分析容器和分析项且的要求而定：试验前，保证分析容器和测高计垂直水平。7.1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。
7.1.1实验步骤
a）分析容器中地层流体在地层条件下充分稳定（此附为单相流体）：6）取烘下分离瓶，并称其初始重量，按图5接好流程；）用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0：
d）缓慢打开谢1并进泵，让班力保持在地层力，同时调节好气量计活塞上行速度，把约30一40ml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，记下气计读数：1）称取分离瓶重量，分析分离瓶避析油的平均相对分子质量和20℃的密度。1.1.2单次闪蒸计算
7.1.2.1、并流物组分统成计算
PeYa,Yei+
Mo.×100%
式中：2：——组分在井流物中的摩尔百分数，%；p，—-闪蒸压力，kPa;
V。一---闪蒸气在 p压力下的体积，L;R--气体通用常数.8.314（kl’a-L）/（nol·K)：了．——闪蒸时室漩，K；
Y一一1组分在闪蒸气中的摩尔百分数，%；Go—--闪蒸时所产生的凝析油质量，gt（10)
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1一出样口阀：2一收集瓶上阀：3一收集瓶下阀：4一三通阀：5—气录计：6一分离瓶7—冰水混会物；8—测高计：9-高压泵；10一空气浴：1I--相态分析室；12:-保温带图5单次闪蒸实验流程图
X——i组分在闪蒸油中的摩尔百分数，%;Mn-
闪蒸油的平均相对分子质量-
7.1.2.2天然气相对分子质量和相对密度计算M=
r - M/29
中：M—-天然气相对分子质量；M：一—大然气中i组分的相对分子质量：大然气相对密度(无因次量)。
7.1.2.3天然气粘度
天然气粘度计算按SY/554292中8.4.4.15的规定执行。7.1.2.4气油比计算
R. = (2901 p, Ypu)/(IsGo)
气油比，m/m；
闪蒸所产生的凝析油在20t的密度，g/ml7.1.2.5大然气体积系数计算
2.001p.V+24.055Go)
B= (V/-V2)/
式中：B。-一-天然气体积系数；V，—二一地层条件下天然气闪蒸前的体积，L：，→—一地层条件下天然气闪蒸后的体积，L心7.1.2.6地层条件下天然气偏差系数计算(11)
--(13)
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