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壑堤汤
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多相流体取样新技术及其应用一种新型多相流体取样仪器可帮助作业者采集代表性流体样本而无需分离设备新型取样仪器使用更高效更精确的多相流量计能够实时分析流体组分有望取代常规测试设备对于油田开发规划或生产管理人员来说试井数据质量差与没有试井数据一样糟糕采用不可靠的数据进行长期规划尤其当对大型或复杂油气藏进行模拟时必定会导致不理想的开采策略一些常见的事件往往会使

1 多相流体取样新技术及其应用一种新型多相流体取样仪器可帮助作业者采集代表性流体样本而无需分离设备新型取样仪器使用更高效更精确的多相流量计能够实时分析流体组分有望取代常规测试设备对于油田开发规划或生产管理人员来说试井数据质量差与没有试井数据一样糟糕采用不可靠的数据进行长期规划尤其当对大型或复杂油气藏进行模拟时必定会导致不理想的开采策略一些常见的事件往往会使测量结果出现错误此类事件如井中流体的流速超出试井分离器的测量范围或者井中流体以泡沫油水乳液稠油或富凝析液湿气的形式到达地面 Vitaliy Afanasyev 俄罗斯 Noyabrsk Paul Guieze Alejandro Scheffler 法国 Clamart Bruno Pinguet 委内瑞拉 Maturin Bertrand Theuveny 俄罗斯莫斯科油田新技术 29 年夏季刊 21 卷第 2 期 29 斯伦贝谢版权所有在编写本文过程中得到以下人员的帮助谨表谢意 Clamart 的 Mahdi Baklouti Olivier Loicq Federico Ortiz Lopez 和 Gerald Smith 休斯敦的 David Harrison CleanPhase PhaseSampler PhaseTester PhaseWatcher PVT Express 和 Quicksilver Probe 等是斯伦贝谢公司的商标 1. Mullins OC Elshahawi H Flannery M O Keefe The Impact of Reservoir M 和 Vanuffellen S Fluid Compositional Variation and Valid Sample Acquisition on Flow Assurance Evaluation OTC 论文 224 发表在海洋技术大会上休斯敦 29 年 5 月 4-7 日油田新技术

^ 体积更小质量更轻传统的CleanPhase测试分离器左的占地面积为6. 2.46米高2.7米 19.7 8.1 8.9英尺重1千克 3磅而PhaseTester MPFM 右的占地面积为1. 1.65米高1.77米 4.92 5.41 5.

而且在作业者的资产组合中有一部分储量因以前很难经济开采而没有开采这部分储量所占比例正在日益提高其中包括稠油湿气和其他难于实现相分离的非常规流体等在必须考虑空间和重量因素或存在很难进行相分离的复杂流体的生产设施中多相流量计 MPFM 作为传统分离器与测试设备的替代设备很快获得认可与传统分离流量计和测试设备相比多相流量计操作更简便体积更小同时可在无需事先对

代表性流体样品发挥着至关重要的作用另一种井下取样方法是利用电缆仪器采集流体样品并将其在地下环境条件下通过取样筒取至地面然后送至实验室进行分析由于这一过程存在需要修井的风险和费用因此许多作业者更倾向于在地面通过分离器获得样品井下取样需要以确保样品能真正代表整个储层的方式进行这同样也影响了井下样品分析的准确性储层流体性质变化无常必须在

2 ^ 体积更小质量更轻传统的CleanPhase测试分离器左的占地面积为米高2.7米英尺重1千克 3磅而PhaseTester MPFM 右的占地面积为米高1.77米英尺重17千克 37磅高效开采地层流体需要准确预测温度和压力变化对流体及地层特性产生怎样的影响在偏远区域或深水平台受基础设施缺乏空间与重量限制以及运输后勤难度的影响传统的试井与计量设备变得不切实际深水中采出的流体需在接近零度的水下环境中流经数千英尺的管线才能到达地面这一过程中流体受到冷却有时无法将其加热到实现分离的温度石油行业不仅面临这些难题而且在作业者的资产组合中有一部分储量因以前很难经济开采而没有开采这部分储量所占比例正在日益提高其中包括稠油湿气和其他难于实现相分离的非常规流体等在必须考虑空间和重量因素或存在很难进行相分离的复杂流体的生产设施中多相流量计 MPFM 作为传统分离器与测试设备的替代设备很快获得认可与传统分离流量计和测试设备相比多相流量计操作更简便体积更小同时可在无需事先对流体进行相分离的情况下测量流速此外 MPFM为流通式装置操作更安全不会形成需要处理的流体上图而对于分离器来说流体必须经受一段时间的压力和高温以实现分离然而直到最近一个明显的弊端影响了MPFM的使用效果即缺少用于验证的代表性流体样品这使人 29 年夏季刊们对不分离流速计算数据的准确性缺乏信心在测定地层容积比和干气特性用于最小化流量测量中的不确定性方面代表性流体样品发挥着至关重要的作用另一种井下取样方法是利用电缆仪器采集流体样品并将其在地下环境条件下通过取样筒取至地面然后送至实验室进行分析由于这一过程存在需要修井的风险和费用因此许多作业者更倾向于在地面通过分离器获得样品井下取样需要以确保样品能真正代表整个储层的方式进行这同样也影响了井下样品分析的准确性储层流体性质变化无常必须在储层内复杂流体空间分布的框架下对实验室结果进行分析不确定的地层分隔增加了井下取样的不确定性存在多个断块的储层可在一个产层内产出极不相同的流体从而对总采收率产生影响 [1] 为了应对这些难题斯伦贝谢开发出了PhaseSampler流体取样与分析系统可与便携式PhaseTester MPFM 或永置式PhaseWatcher MPFM配合使用取样仪器体积小巧可安装在 MPFM上且操作简便下图通过这几种服务的配合使用实验室测试对常规流体的流速与特性数据进行了计算结果与传统方法获得的数据具有相同的准确度 ^ 连接简单 PhaseSampler多相取样设备插图安装在PhaseTester 或PhaseWatcher MPFM的取样孔上该取样设备体积小巧操作简便无需额外的外接电源 31

3 流量计算机核探测器核源文氏管压力传感器压差传感器液流 ^ 多相计量技术 PhaseTester MPFM技术以利用压差传感器来测量文氏管中的质量流量为基础该质量流量测量法是众所周知的用于单相流动状态的流速计量法通过钡源发射伽马射线并测量两个不同能级上射线的衰减情况在多相介质中测量射线的衰减情况可用于计算流体密度以及油气和水的质量/体积比例将这些技术与数学模型相结合可提供有关油气和水的生产信息工程师可利用这些试井数据连续诊断生产异常现象迅速解决问题并实现油井的高效开采这一技术也可用于在洗井过程中获取流速测量数据实验室测试结果还证明与传统的分离器相比利用MPFM测试产出稠油与湿气的油气井时可获得更加准确的流动流量和流速瞬间变化数据 [2] 相分离的效率太低一般无法满足精确流量计算的需要在制定储层开采策略的过程中确定流体性质计算流速和预测流体动态是密不可分的几部分随着流体与储层复杂性的不断增加准确确定这几方面因素变得更加重要这主要是因为测试结果以前被认为只不过是辅助完井决策的普通工具而现今测试结果已成为建模和开发规划必不可少的数据来源利用MPFM获得的生产数据用于预测油气井开采多年以后出现的问题以及流体组分随着温度与压力的变化而发生的变化本文介绍了斯伦贝谢近期开发的多相取样仪器它无需传统分离器即可获取流体样品是对多相流量计的完善补充西伯利亚的一个实例说明了如何通过多相取样与流量计对偏远的凝析油井进行测试从而提高流 32 量另一个阿尔及利亚的实例则展示了利用新型取样系统获得流体性质数据的准确性缩小误差范围 MPFM技术以文氏管压差测量方法为基础该方法是一种众所周知的单相流测量法可通过添加一个核部件实现多相流测量用于测量油气和水的总质量流量和持率上图 [3] 与必须利用分离器进行的定期诊断相比获得的试井数据可用于连续识别生产异常现象同样也可在洗井过程中采集数据从而加强对可能出现的流动保障问题的了解更好地评价井动态并减少试井时间这对于分离器来说是不可能实现的利用分离器测试时必须保持离线状态直到钻井液或在钻完井过程中进入地层的其他污染物返出利用MPFM进行试井的直接经济效益还包括减少了设备的占地面积并且由于需要很少或无需稳定时间因此能够在单位时间内测试更多的井这些特性对于节省时间和空间直接关乎项目经济效益的偏远区域和深水作业来说尤其具有吸引力作为一种生产监测工具 MPFM 的优点包括对脉动流动有出色响应需要很少或无需稳定时间不会受到复杂流动状态如段塞泡沫或乳状液的影响等 MPFM的操作不易受流速相持率或压力状态变化的影响因此无需过程控制作业者可利用MPFM的这些特性识别一些时间相关事件如流动状态的变化或开始形成水化物等因此井场工程师能够在生产效率受到影响之前调整油井处理方案流速或其他参数 MPFM设备用于测量管线环境下的流速因此工程师必须通过PVT 计算将这些测试结果转化成标准状态以便于计算油气和水的流速需要三组PVT数据来计算标准环境下的流速密度体积换算系数从管线环境到标准环境和溶解率当稠油为其中一相时还必须考虑管线环境下的流体粘度通过分析采集的样品可获得这些数据可在地面采集样品或在可行的情况下利用电缆仪器如Quicksilver Probe取样器在井下采集[4] 在多相环境中可以两种方式在地面采集样品第一种是利用传统三相分离器获取已知量的各相代表性混合样品第二种是在管线环境下采集一组代表性相样品油气和水并单独测量混合流体中的各个相比例以重建整个流体环境[5] 分离器取样通过分离器获得的样品来计算流速其准确性受到质疑因为正确的分析结果取决于热动平衡在这种状态下液体与气体处于相同的压力与温度下且彼此互相平衡油田新技术

有关分离过程中真正达到热动平衡的时间和位置等问题的讨论仍在继续但专家普遍认为在流体流经节流器后的数英尺时达到这一状态管线装置中出现管道尺寸或其他压损变化因此在从管线采集的样品中各相的温度和压力通常不能达到平衡状态 [6] 此外不可能在高压环境中获取分离器样品并且当其中一相处于优势地位时会出现明显的气中带水或水中带气现象并影响流量测量结果[7]

根据统计测量结果可推导出相互关系与BOM模型相比 EOS模型包含更多的流体性质参数并能给出更加科学的解释但EOS模型仅与PVT数据分析具有相同的准确性当流体随压力和温度的变化而发生改变时 PVT 数据就不再能代表流体则这些模型就不能发挥有效作用在出现这些条件的情况下只能对一些必要数据进行估算因此其不确定性水平增加到 BOM模型的不确定性水平

然而在有些情况下多相流动状态的复杂性使得作业者不能一次获得一个单独的相样品为了应对这一难题研究人员开发出了PhaseSampler 系统对于在管线环境下其中一相占优势地位且油气和水处于平衡状态的液流而言该系统可用于在该液流的区域内进行取样系统硬件包括安装在流量计端口的三探头取样器光学相探测器用于检测流入或流出样品室的流体类型工具包可在井场直接测量在管线

4 有关分离过程中真正达到热动平衡的时间和位置等问题的讨论仍在继续但专家普遍认为在流体流经节流器后的数英尺时达到这一状态管线装置中出现管道尺寸或其他压损变化因此在从管线采集的样品中各相的温度和压力通常不能达到平衡状态 [6] 此外不可能在高压环境中获取分离器样品并且当其中一相处于优势地位时会出现明显的气中带水或水中带气现象并影响流量测量结果[7] 一旦采集到各相样品即可通过几种方式获得流体性质数据这些方式包括利用黑油模型 BOM 并通过储罐测量数据来评价流体性质井场测量利用在油田勘探和评价阶段获得的PVT数据进行状态方程 EOS 计算或进行全面的PVT实验室分析黑油模型以统计函数为基础假设储层流体由三相油气和水组成压力温度和密度数据为输入参数流体组分包含在统计测量结果中根据统计测量结果可推导出相互关系与BOM模型相比 EOS模型包含更多的流体性质参数并能给出更加科学的解释但EOS模型仅与PVT数据分析具有相同的准确性当流体随压力和温度的变化而发生改变时 PVT 数据就不再能代表流体则这些模型就不能发挥有效作用在出现这些条件的情况下只能对一些必要数据进行估算因此其不确定性水平增加到 BOM模型的不确定性水平为了确保井场测量数据的准确性必须由专家进行测量而专家不一定随时在现场 PVT实验室分析虽然耗时但如果数据的准确性要比生产时间损失更加重要这就不是一个问题虽然可以根据对比关系进行计算但对比关系可能会影响某些流体计算结果的准确性并且对比关系特别不能适用于稠油与凝析油环境管线取样采集管线环境下的代表性相样品可减少由于压力温度和流出物的变化所产生的不确定性然而在有些情况下多相流动状态的复杂性使得作业者不能一次获得一个单独的相样品为了应对这一难题研究人员开发出了PhaseSampler 系统对于在管线环境下其中一相占优势地位且油气和水处于平衡状态的液流而言该系统可用于在该液流的区域内进行取样系统硬件包括安装在流量计端口的三探头取样器光学相探测器用于检测流入或流出样品室的流体类型工具包可在井场直接测量在管线专用数据采集软件用于接收流体性质测量数据是标准多相流量计对比方法的替代方案通过样品采集器探头被放置在管线的多相流中并使文氏管位于探头前方这样的位置安排可确保样品充分混合且不会受到段塞流或类似流动异常现象的影响从而能代表文氏管正在测量的流体其中两个探头分别位于油管顶部和底部朝向上游方向主要采集液体样品第三个探头位于流动通道的中部朝向下游方向主要采集气体样品下图主要采集液体样品主要采集气体样品主要采集液体样品 ^ 多相取样 PhaseSampler探头在液流内的位置和方向可确保其能采集在管线环境下的离散相富集样品其中两个探头分别位于流动通道的顶部和底部朝向上游方向主要采集液体样品第三个探头位于油管中部朝向下游方向大量实验表明这样的位置安排最大限度地减少了流入油管的液体量使采集的样品主要为气体 2. Afanasyev V Theuveny B Jayawardane S Zhandin A Bastos V Guieze P Kulyatin O 和Romashkin S Sampling with Multiphase Flowmeter in Northern Siberia Condensate Field Experience and Sensitivities SPE 发表在SPE俄罗斯石油和天然气技术大会暨展览会上莫斯科 28年1月28-日 3. 有关多相流测量的更多信息请参见 Atkinson I Theuveny B Berard M Conort G Groves J Lowe T McDiarmid A Mehdizadeh P Perciot P Pinguet B Smith G和Williamson KJ 多相流测量新技术油田新技术 16卷第4期 24/25年冬季刊有关Quicksilver Probe技术的更多信息请参见 Akkurt R Bowcock M Davies J Del Campo C Hill B Joshi S Kundu D Kumar S 29 年夏季刊与标准环境下的关键流体性质数据以输入至各类 MPFM O Keefe M Samir M Tarvin J Weinheber P Williams S和Zeybek M 井下流体取样和分析新方法油田新技术 18卷第4 期 26/27年冬季刊 Afanasyev等人参考文献2 6. Hollaender F Zhang JJ Pinguet B Bastos V和Delvaux E An Innovative Multiphase Sampling Solution at the Well Site to Improve Multiphase Flow Measurement and Phase Behavior Characterization IPTC 发表在国际石油技术大会上阿联酋迪拜 27年12月4-6 日 7. 当分离器的设计不适用于流动状态时会出现气中带水气体管线中的液体和水中带气液体管线中的气体现象这两种现象都可对多相流速测量结果的准确性产生影响 33

5 采集的流体样品放在相分离样品室内直到采集到足够量的目标相样品下图之后将单相样品放置在闪光装置中利用相取样器硬件测量流体性质或将其转移至取样瓶中并运送至PVT实验室进行再混配PVT研究 [8] 对MPFM测量结果的准确描述提高了 GOR数据的精度从而可实现更可靠的再混配与后续PVT分析采集样品的有效性对于再混配来说至关重要为此斯伦贝谢提出了一套质保/质检 QA/QC 理念包括取样QA 快速取样QC 饱和压力确定以及在可行的情况下利用分离器或井下样品进行交叉检验等其中最有效的QC工具为PVT Express 可现场确定取样温度下的泡点下一页图在再混配中成功再现原始地层流体取决于若干因素包括储层条件井参数和取样程序等例如当井底流压低于原始露点压力时地层流体就会双相流动就不能开采地层或近井区域存储的流体因此再混配只反映管线中的流体可通过物理或数学方式完成再混配物理再混配需要油气或水的单相样品以及通过MPFM测量获得的气/液比虽然数学再混配中无需进行物理实验但却需要一些额外信息输入的数据包括再混配条件下的液体密度液体分子量气体膨胀系数和液/气比等虽然物理方法需要投入更多的时间和人力成本且更容易出现人为误差但与数学方法相比该方法具有明显优势这些优势包括单相样品结果确定减少了计算带来的不确定性能够进行进一步分析实验饱和点地下与储罐条件下密度通过再混配可建立地层或开采条件下的单相流体组分模型物理方法可依照实验参考点对该模型进行微调然后利用状态方程模拟复杂测试可利用获得的地层流体模型了解油气田的开采情况并可将其用于油气田的勘探开发生产和预测[9] 光学相探测器光学相探测器油水气油水气西伯利亚实例光学相探测器油水光学相探测器气油水气 ^ 单相分离探针采集的流体上黑色箭头进入样品室左中通过光学相探测器对油气和水进行识别这一动态流体剖面测量法贯穿于整个取样过程利用液压驱动活塞右中左下底部水管线未显示出将非目标相从样品室驱替至管线直到样品室中仅剩下目标相为止右下 34 有些情况下很难通过传统的分离器来了解油气田的开采情况例如在高气体体积系数 GVF 的油气田样品必须具有真正的代表性否则PVT属性的精确性不足以进行正确的流速计算 [1] 传统方法对相分离的要求较高而对于此类流体来说油田新技术

6 6巴 psi 地层温度为17 C 91 C 62 F 196 F GVF介于97%至99.5%之间 Rospan公司利用PhaseTester多相流量计和PhaseSampler装置解决了有关距离远和储层复杂的问题斯伦贝谢PVT Express便携式实验室服务可在现场提供气体与凝析油的组分分析这些样品用于进行样品验证与流体性质描述[13] 在一口井中 PhaseSampler装置采集了MPFM流体井下单相取样器采集了井底流体样品由于取样压力高于露点因此认 29 年夏季刊压力巴泡点体积厘米3 单相双相光信号相对单位 2 1 压力巴相分离难度很大因此利用传统方法很难采集到这些样品多年以来作业者Rospan国际公司一直通过定期进行常规测试来计算流速 27年该公司开始研究多相试井项目以改进其在西伯利亚北部 Urengoyskoe凝析油田的地质与动态模型之所以做出上述决定是由于大部分储层的开采环境均在露点之下因此需要更全面地了解储层的开采情况尽管早期开采已经出现衰竭现象但分析人员认为储层未来还有很大的生产潜力[11] 该油气田发现于1966年位于北极圈以南8公里英里处在该地区采集代表性流体样品并将其运送至数千英里外的实验室进行分析是不切实际的并且需要高昂的成本此外复杂的储层构造较高的地层压力以及采出液的物理与化学性质使得作业者很难进行传统的试井作业和数据解释大部分产量来自地下米 98英尺处的Achimov地层储层由砂岩和粉砂组成夹杂泥岩带储层呈不规则分布岩相变化非常明显油层和气层的净产层厚度分别为 5米 16英尺和米 197英尺平均孔隙度为15% 18% 含油饱和度为% 含气饱和度介于56%至77%之间[12] 地层压力为 , 温度 C PhaseSampler气体 PhaseSampler液体 PhaseTester 管线取样条件 ^ 质保与质检在取样温度下获得的饱和压力可用于验证多相取样装置获得的样品液体样品泡点上和气体样品露点未标注应与取样压力相等当在管线环境和热动平衡状态下获得有效样品时液体与气体的相态包络线在取样点相交下为了确保数样品质量取样泡点测量值的可接受误差为±5% 由于露点值测量的难度更大因此露点测量值的允许误差为 ±2% 根据Afanasyev等人的资料修改参考文献2 8. 当样品压力瞬间释放至大气压力时闪光装置可帮助观察流体相态特征 12. 含气饱和度是地层孔隙中的相对气体含量通常以百分数形式表示 9. Afanasyev等人参考文献2 13. Bastos V和Harrison D Innovative Test Equipment Expedites Data Availability E&P 82卷第2 期 29年2月 GVF是以储层条件下的气体体积除以标准条件下的气体体积计算得出的该系数用于将地面测量的体积转换成储层条件下的体积原油地层体积系数用于将地面测量的原油体积转换成储层条件下的体积 11. R o m a s h k i n S A f a n a s y e v V 和 B a s t o s V Multiphase Flowmeter and Sampling System Yield Real-Time Wellsite Results World Oil 2 卷第5期 29年5月 66-7 有关PVT Express技术的更多信息请参见 Akkurt等人参考文献4 还可参考 Betancourt S Fujisawa G Mullins OC Carnegie A Dong C Kurkjian A Eriksen KO Haggag M Jaramillo AR和Terabayashi H 井下油气分析油田新技术 15卷第3期 23年秋季刊

7 4 15.5, , 压力巴 PhaseSampler 气体: 11.1 PhaseSampler 液体: 11.2 PhaseSampler 取样条件(6 mm) BHS: 1.2 B井下取样 SRS 露点测量值数学方法再混配的 PhaseSampler样品 , 温度 C ^ 利用井下样品 BHS 验证地面样品该图将BHS相态包络线和多相取样装置采集的数学再混配样品进行叠加显示图中也显示出了井下条件与管线环境以供参考多相样品的包络线在取样点处相交绿色圆点在状态方程中利用单相储层样品 SRS 获得其相态包络线最佳拟合相图蓝色向露点测量值橙色三角和数学方法再混配的单相样品红色曲线靠近为储层流体最初为单相但在储层流体流至地面的过程中压力降低使得储层流体分成两相之后对样品进行了分析并利用取样周期的平均气/液比对其进行了再混配采集的多相样品与井底样品的相态包络线在图上的取样点处相交表明凝析油和气体相在穿过流量计时处于平衡状态上图从图中可以看出通过该试验作业者得出了以下几个重要结论多相取样装置的样品可作为再混配的可靠原始材料再混配获得的气/液比可用于再现单相流动情况与实验参考点相比状态方程模型的效果更好多相取样与测试是地层流体模拟的 1 9 黑油模型管线环境下的原油密度千克/米3 体积米3/米3 5 溶解气原油体积系数原油密度 ^ 差异与潜在误差在溶解气原油体积系数和油密度方面 BOM与 PhaseSampler的分析结果存在明显差异利用BOM分析结果会低估原油收缩率并高估油密度从而在大型Berkine盆地中产生很大的误差根据 Bastos和Harrison的资料修改参考文献13 36 有效工具在该油田进行的第二项研究中利用井场分析设备和PhaseSampler服务工具对从新井中获得的样品进行了物理再混配在储层条件下将样品还原一天后将25厘米 3 的样品送至 PVT实验室进行质检并确定饱和压力该实验测定的露点压力为376.8巴 psi 基本上与先前基于数学方法再混配的状态方程预测的382巴 5539 psi 一致这一结果证明了利用物理方法再混配多相取样装置所采集样品的可行性同时也表明与通过在下游放置分离器的常规方法获得的样品相比利用多相取样装置采集的样品更容易完成再混配研究结果最终表明物理再混配与井底数据相结合可为作业者提供有关流动状态的基本信息基于以上实例以及六个月内所做的其他努力斯伦贝谢与Rospan 公司的团队制定了一套专门针对 Urengoyskoe凝析油田的多相取样与分析方案该方案包括在每口井使用多相取样装置和MPFM 如果条件许可该方案规定在最大和最小油嘴尺寸下分别采集一个样品并将其送至实验室进行分析对每个样品对都进行数学方法再混配并对从新井中获得的样品进行物理方法再混配每隔四口井采集一个井下样品阿尔及利亚实例在Urengoyskoe油田中流量与流 14. 底部沉积物和水即BS&W 指的是采出的油中所含的杂质以地面采集样品中流体的百分数来表示 ASTM标准测试D96-82中介绍了其测量方法 15. Bastos和Harrison 参考文献 Oyewole AA Testing Conventionally Untestable High-Flow-Rate Wells with a Dual Energy Venturi Flowmeter SPE 7746 发表在SPE技术年会暨展览会上美国得克萨斯州圣安东尼奥 22年9月29日-1月2日 17. Theuveny B Zinchenko IA和Shumakov Y Testing Gas Condensate Wells in Northern Siberia with Multiphase Flowmeters SPE 发表在SPE技术年会暨展览会上美国加利福尼亚州Anaheim 27年11月11-14日油田新技术

8 8 18 实验结果实验结果 7 重量摩尔% 溶解气米3/米 N2 4 CO2 H2S C1 C2 井号 4 8 实验结果 35 体积米3/米3 重量摩尔% ic4 nc4 游离气 ic5 nc5 实验结果 7 C3 N2 CO2 C1 C2 C3 ic4 nc4 ic5 nc5 C6 C C6 C7 气体体积系数管线条件下的气体密度千克 / 米 3 气体密度溶解气 ^ 有效性验证虽然实验室环境温度为77 F 25 C 井场温度在14 F 4 C 至122 F C 范围内但对溶解气的测量而言 PhaseSampler分析结果与实验室结果十分相近上在测量游离气右上溶解气左下以及GVF和气体密度右下方面 PhaseSampler测量结果也与PVT组分分析结果基本一致游离气和溶解气在每张图中都用两根柱形图表示以指示用两种不同类型的气相色谱仪测量的样品体性质测量难题是复杂地质情况和位置偏僻造成的在阿尔及利亚东部的 Berkine盆地中作业者在流体参数变化明显的四口井中进行了多相取样试验油井的GOR为1 18英尺3/桶米3/米3 API重度为4 53 底部沉积物和水在% 33%之间水的含盐量从淡水到过饱和盐水[14] Sonatrach和Anadarko两大作业公司共同合作对Berkine盆地的油田进行管理他们设法确定PhaseSampler技术是否能准确测量每个井场的储层流体性质他们需要完成下述三步验证过程将PhaseSampler测量结果与BOM预测结果进行比较将PhaseSampler和PVT的GOR测量结果及气体组分进行比较通过在相同流动状态下比较多次闪蒸结果进行重复性测试在测量溶解气对游离气和溶解气进行组分分析以及确定气体体积和密度方面不同产层的PhaseSampler 29 年夏季刊测量结果与实验室结果十分相近上图油和气各八次闪蒸的结果证实了多相取样测量的重复性然而在溶解气体积原油体积系数和原油密度方面 BOM与 PhaseSampler的计算结果存在着明显差异前一页下图该结果证实了专家早期的担忧即利用BOM的分析结果会低估原油收缩率并高估原油密度对于一个规模相当于Berkine 盆地中所测试储层的油气藏来说如果将这些错误数据应用于其决策过程中就会产生巨大影响[15] 关键解决方案油气行业一直采用分离器测量法来测试流量和储层开采潜力该方法需要在测量各相之前先将多相井产物分离成各个单相但分离过程的质量问题一直是人们担忧的一个问题该分离过程需要利用依靠重力和压降的测试容器即使当测试结果看似准确时该方法也存在着固有缺陷这些固有缺陷包括气中带水水中带气和测量不连续等问题在复杂流态如段塞水流下若在错误的时间读取结果这些缺陷就会导致得出有关含水率的错误结论[16] 此外油气行业正在开采的储量类型也在不断变化目前作业者对先进技术的需求越来越高如对气/液比进行高分辨率测量以确定节流器交叉处流体性质的变化同时作业者还在努力实现更好的测试可重复性以确定正在缓慢变化的趋势降低与传统分离器相关的风险传统分离器在高温高压条件下采集油气并从永置式监测装置中获得高质量数据[17] 多相取样装置的成功有望打消业界对将MPFM用于测试和生产监测的顾虑通过实验室测试与传统取样方法的比较以及分析证明了多相取样装置能够采集代表性流体样品进行实时组分分析从而为多相流量计测量难题提供了关键的解决方案 RvF 37

于达等 :-, : ; τ = ( ) / ρ ; ; ; ρ ; θ ; ; τ ; ;,,,,,, : = ( +.. ) ρ = μ = π = ρ πμ ; ; ; μ ( ), : = -.. ( ), ( ),, :. = [ -. ] ( ) ( ) 试验条件,,. ~. /,....

于达等 :-, : ; τ = ( ) / ρ ; ; ; ρ ; θ ; ; τ ; ;,,,,,, : = ( +.. ) ρ = μ = π = ρ πμ ; ; ; μ ( ), : = -.. ( ), ( ),, :. = [ -. ] ( ) ( ) 试验条件,,. ~. /,.... - * (( )) :-,,, ( ) ~ 与常规管中气 - 液两相流动不同, 水平管气 - 液两相变质量流动存在沿程管壁入流在水平管单相变质量流动试验研究的基础上, 考虑了管壁入流对管壁摩阻系数的影响, 提出了孔缝管管壁摩阻系数相关式将气 - 液两相混合物看作均匀介质, 使水平管气 - 液两相变质量流的均相流模型的基本模型等同于单相变质量流的流动模型, 重点研究了气 - 液两相变质量流均相流模型中