高温气井产水量地面计量误差修正

林　飞， 邓克树， 马　杰， 邓传忠

(中海石油(中国)有限公司 崖城作业公司，广东 深圳 518067)



高温气井产水量地面计量误差修正

林飞， 邓克树， 马杰， 邓传忠

(中海石油(中国)有限公司 崖城作业公司，广东 深圳 518067)

气田水产量误差直接影响对气田开发方案实施效果的分析判断和调整挖潜措施的制定。而传统的水产量计量系统误差随着气藏压力的降低而增加，影响了数据的准确性。通过计算天然气饱和含水量来修正计量结果，带理论推导的半经验公式能有效减小由于生产水以气相形式存在而导致的系统误差，具有经济价值和可用性。结果表明，采用带理论推导的半经验公式计算天然气含水量对产量计量结果经过修正能大幅降低计量误差，平均误差率由60%减小到6%以内，对实际生产有一定参考价值。

天然气；饱和含水量；计算方法；产量计量；系统误差；修正

气田水产量是气田开发动态分析的重要资料，其误差将直接影响对气田开发方案实施效果的分析判断和调整挖潜措施的制定[1]。而传统的水产量计量系统误差随着气藏压力的降低而增加，影响了数据的准确性。本文以Y13气田为例，通过计算天然气饱和含水量来修正计量结果，降低计量误差，为生产实际提供指导。

Y13气田产量计量系统如图1所示，当生产压力从3.45 MPa降低至2.41 MPa后，计量的产出水量不升反降，与气井开采规律相悖。分析其原因，是由于单井产量计量设备没有温度控制单元(见图1)，导致部分产出水以饱和水蒸气的形式随着天然气进入下游流程而未被水相流量计测量，造成了产量计量的系统误差。

图1　Y13气田产量计量系统示意

Y13气藏埋深约3 800 m，温度高达175～180 ℃。到达地面产量测试设备的流体温度约130 ℃。根据水蒸气饱和压力表，在测试设备中水蒸气分压高达0.27 MPa[2]。根据道尔顿分压定律，天然气体系压力越低，水蒸气在天然气中的比例越高。计量的系统误差也会随之增加。天然气体系压力变化到一定程度时，便会出现有悖常识的错误数据。

为了解决这一问题，常见做法是给产量计量设备加装温度控制器，使绝大部分天然气饱和冷凝后通过水相流量计[3]。但海上油气生产设施空间有限，且在海洋平台上加装一套测试分离器温控设备，工程费用可能高达数百万，维护成本也较高，现场施工还会增加安全风险，因此，该方案可行性较差。通过计算天然气饱和含水量来修正计量结果，减小产量计量误差的方案可用性更强，更具经济价值。

1　天然气饱和含水量计算方法选择

计算天然气饱和含水的方法主要包括图表法和经验公式计算法两种。由于在查图表时容易产生人为误差并且不方便于计算机计算[4]，因此本文选择经验公式法计算天然气饱和含水量。目前常用的经验公式法主要包括以下三类。

1.1带理论推导的半经验公式

方法1 根据饱和蒸汽压下天然气水蒸气计算方法，考虑到气体组分的影响，根据所含酸性气体和盐类结合乌拉尔定律修正来计算天然气饱和状态下含水量[5]。

(1)

(2)

其中， 当Tc≤Tsw时：

(3)

当Tc≥Tsw时：

(4)

其中，WH2O为天然气饱和含水量，g/m3；psw为水的饱和蒸气压，MPa；W为天然气水分的盐含量，%；YH2S为天然气中H2S的摩尔分数，%；YCO2为天然气CO2中的摩尔分数，%；p为天然气体系压力，MPa；pc为水蒸气的临界压力，22.12 MPa；Tsw为天然气中饱和水蒸气的温度，K；Tc为水蒸气的临界温度，647.3 K。

1.2纯实验数据拟合

方法2 西南石油大学诸林等[6]对Mcketta-Wehe算图的数据源进行了技术回归提出了如下算法。

(5)

A=A1+A2T+A3T2+A4T3+A5T4+

(6)

B=B1+B2T+B3T2+B4T3+B5T4+

(7)

其中，WH2O为天然气饱和含水量，g/m3；p为天然气体系压力，MPa；T为天然气水露点温度，℃；A1、A2、A3、A4、A5、A6、A7、A8、B1、B2、B3、B4、B5、B6、B7、B8为常系数(数据略)。

方法3R.F.Bukacek[7]对1.4～21 MPa压力下取得的天然气含水量数据进行了拟合，得到如下公式。

(8)

其中，WH2O为天然气饱和含水量，kg/m3；p为天然气体系压力，kPa；T为天然气体系温度，K；A0、A1、A2、A3、A4、A5、A6、A7为常系数(数据略)。

1.3对含水曲线的数学模拟

方法4东北石油大学的宁英男等[8]对Mcketta-Wehe算图的数学模拟公式如下。

(9)

(10)

(11)

(12)

其中，WH2O为天然气饱和含水量，g/m3；Cg为天然气相对密度校正系数；Cs为天然气中水分含盐量修正系数；Wo为天然气相对密度为0.6时的含水量，g/m3；t为天然气体系温度，℃；d为天然气相对密度；S为天然气中水分的含盐摩尔分数，%；T为绝对温度，K；a0、a1、a2为与体系压力有关的系数(数据略)。

1.4方法的对比选择

从本质上讲，以上4种天然气含水量计算都基于天然气含水量的经验公式[9]。即4种计算方法的基础都是通过实验方法测得在不同的工况下(压力、温度、密度等)，一等份天然气的含水量，通过不同的数学模拟和数值回归的方法整理成图标和公式。但使用经验公式作为基础的各种方法会有一个共同的缺点，就是实际用来计算的天然气与提取公式实验过程中用到的样品天然气组分不可能完全相同。当实际天然气和样品天然气组分相差不大时，用经验公式法的计算结果与实际值有所差异，但在一定程度上能反映天然气饱和含水量的情况。但当实际天然气与样品天然气组分差异比较大时，用经验公式法就不能得到比较准确的计算结果[10]。上述的4种方法都是主要针对非酸性天然气饱和含水量进行实验及提取数据源。故这些方法都更适合于非酸性天然气含水量的计算，对酸性天然气的计算偏差相对较大。

对比以上4种方法，方法2和方法4源自同一数据源。不同的是方法4是通过对已经模拟化的算图进行了公式化模拟回归，而方法2是对数据源的直接技术回归。从原理上讲，方法2比方法4更可靠。方法3由于数据源范围小，使用范围有限。

4种方法中，只有方法1对经验公式化算法用拉乌尔定律进行了修正。拉乌尔定律是物理化学基本定律之一[11]。在天然气蒸气含量计算中，将水作为模型中的溶剂，CO2、H2S、盐等物质作为溶质。在天然气系统温度下，水蒸气的蒸气压压等于纯溶剂(水)的蒸气压乘以水在溶液中的摩尔分数。由于一般油气田现场生产水中都含有CO2、H2S、无机盐，方法1中利用拉乌尔定律对这些影响水蒸气分压的因素进行了修正，所以从理论上方法1的应用范围更广。从文献资料的被引用率来看，在实际生产及研究中，方法1使用也最为广泛。

以Y13气藏为例，自1996年正式生产至今已进入开发后期阶段，现在各生产井CO2的摩尔分数在8%～15%，H2S摩尔分数约0.003 5%，天然气相对密度约0.7，产量计量设备操作压力1.3～2.5 MPa。由于Y13气藏含量较高，属于酸性气藏。对照计算方法的使用条件和Y13气藏特点，主要考虑CO2含量对计算结果的影响[11]。方法1本身就对天然气饱和含水经验公式依据CO2含量进行了理论修正，从理论上要更适合于Y13气藏的含水计算。

由于对天然气饱和含水量影响权重最高的是天然气体系温度，对精度影响最大的因素是酸性气体含量[12]。为了验证各种计算方法在Y13气田的含水计算的实际使用效果，本文选择了两口对于YC13气田最有代表性的A4、A6井做了单井生产测试[13]。A4井CO2摩尔分数约14%，是Y13含碳量最高的井之一，A6井CO2摩尔分数约10%，与产品天然气相当。A4井井口温度130 ℃，是大部分主力生产井温度，A6井温度约136 ℃，是最高温生产井。

测试中只保留单口被计量井生产。天然气在计量设备中仍然以高温形式存在。经过计量设备计量取得测试结果后，通过冷凝器使水蒸气冷却。再次计量单井生产水的总产量。以总产量减去计量设备计量的液相生产水量作为标准的饱和含水量。将各种方法的计算结果与标准量进行了比对，结果见表1、2。

表1　A4井饱和含水量计算准确度测试

表2　A6井饱和含水量计算准确度测试

从表1、2可以看出，方法2效果好于方法4，证明了对数据源的直接拟合要优于对图标的拟合方法。方法3误差最大，分析原因在于方法3的数据源温度和压力范围小，YC13气田的实际工况已不在其研究范围之内,造成计算结果误差大。方法1对A4、A6井的饱和含水量计算结果平均误差都在6%以内，实际使用效果在这几种方法中最好，与理论分析结果一致[14]。

所以本文选用方法1作为Y13气田的产量计量误差修正计算方法。

2　修正方法在Y13气田的应用

Y13气田使用该方法对产量计量结果经行了修正，应用效果见表3[15]。结果表明，采用方法1修正后，YC13气田所有生产井总产量计量结果的平均误差率由60%减小到6%以内。

表3　修正方法在Y13气田的应用效果

3　结论

(1) 利用计算天然气饱和含水量来修正气井产水量计量结果，能有效减小由于生产水以气相形式存在而导致的系统误差，相对于加装温度控制器，该方法在海上气田更具经济价值和可用性。

(2) 经验公式法计算天然气饱和含水量常用的三类方法中，带理论推导的半经验公式更适合于Y13气藏的含水计算，在A4、A6井的饱和含水量计算结果平均误差最小。

(3) Y13气田实际应用效果表明，采用带理论推导的半经验公式计算天然气含水量对产量计量结果经行修正能大幅降低计量误差，平均误差率由60%减小到6%以内。

(4) 每种天然气保和含水量计算方法由于研究范围与数据源不一样，适用的范围也不一样。在技术改造中推广应用时，需要选择最符合当地工艺条件的方法。

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(编辑王亚新)

The Deviation Revise in High Temperature Gas Well Production Testing Water Contents Result

Lin Fei， Deng Keshu， Ma Jie， Deng Chuanzhong

(YachengOperatingCompany,CNOOCChinaLimited,ShenzhenGuangdong518067,China)

Generally, water production of natural gas well is important in the gas field development, and parts of production water of high temperature gas wells exist in saturated water vapor form, leading to measurement result deviation. In order to reduce the water measurement result deviation of high temperature gas well production, it is necessary to calculate the saturation water content of natural gas and correct the deviation from production water measurement. Through the analysis of natural gas water content calculation method principle, and the contrast in the practical application effect of Y13 gas field, the method of semi empirical formula with theoretical derivation is suitable for the actual Y13 gas field. According to this method, the average deviation can be decreased from 60% to less than 6%.

Natural gas; Saturated water content; Calculation method; Well production testing; Deviation; correct

1006-396X(2016)02-0055-05

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn

2015-05-18

2015-12-22

林飞(1987-)，男，工程师，从事海上天然气开采研究；E-mail：feeling86982026@126.com。

TE646

Adoi:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.02.011