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超高压气田天然气中气态水含量确定方法优选

文档作者：孙雷1 罗军1 张建业2 谢伟2 刘景仪3 魏瑾1 文档来源： 1．西南石油大学 2．塔里木油田公司 3．南加州大学Viterbi工程学院		点击数：	更新时间： 2023年08月15日
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2016年12月
第35卷第6期
大庆石油地质与开发
Petroleum Geology and Oilfield Development in Daqing
Dec．，2016
V01．35 No．6
DOI：10．3969／J．ISSN．1000—3754．2016．06．015
超高压气田天然气中气态水含量确定方法优选
孙雷1 罗军1 张建业2 谢伟2 刘景仪3 魏瑾1
(1．西南石油大学，四川成都610500；2．塔里木油田公司，耨疆库尔勒841000；
3．南加州大学Viterbi工程学院，加州洛杉矶90089—091 1，美国)
摘要：地层天然气中往往存在一定量的气态水，气态水的存在会影响气田正常开发，如井筒积液、水合物堵塞、
腐蚀管线，特别对于存在高矿化度地层水的高温高压或超高压气田，压力下降造成的地层水蒸发甚至可能使地
层产生“盐析”，污染储集层。因此，气态水含量的准确预测对于高温高压或超高压气田的开发具有重要意义。
以KS2高温超高压气田为例，通过对国内外高温超高压条件下天然气中气态水含量确定方法进行对比分析，发
现超高压条件下，由于气态水含量较低等原因，实验方法难以准确测定，经验公式法计算误差较大，而结合能
够适应极性物质如水、盐相平衡计算的HV混合规则的状态方程法计算结果较为可靠，同经典的Mcketta-Wehe
图版一起，能够适应高温超高压条件下天然气中气态水含量预测，从而为高温超高压气田开发提供一定依据。
关键词：超高压气田；气态水含量；状态方程法；HV混合规则；Mcketta—Wehe图版
中图分类号：TE375 文献标识码：B 文章编号：1000—3754(2016)06—0082—07
METHOD OPTIMIZATIoN FOR DETE剐MINING THE WATER
VAPOR CONTENTS IN THE NATURAL GAS OF
ULTRAHIGH．PRESSURE GASFIELDS
SUN Leil。LUO Jun 1，ZHANG Jianye2，XIE Wei2，LIU Jingyi3，WEI Jinl
(1．Southwest Petroleum University，Chengdu 610500。China；2．Tarim Oi绗eld Company，Korla 841000，China；
3．Viterbi School of Engineering，University of Southern California，Los Angeles 90089—09 1 1，USA)
Abstract：There always exit a certain amount of gaseous water in the situ natural gas，this condition may affect the
normal development of the gasfield，such as causing the bottom—hole liquid loading，hydrate blockage and pipeline
corrosion。especially for the high—temperature high—pressure and uhrahigh-pressure gasfield with high—salinity forma—
tion water。the“salting—out”may occur due to the water vaporization when the pressure decreases，and contaminate
the formations。Therefore the accurate prediction of the water vapor contents possesses important implications for the
development of the gasfield stated above．Taking KS2 high—temperature ultrahigh·pressure gasfieid as example，with
the help of the contrasts and analyses of the determining methods of the contents in the natural gas under the conditions
of the high temperature and ultrahigh pressure at home and abroad，for the latter condition，the experimental
metllod Was found to difficult to accurately to test and determine and moreover the calculated error by the empirical
收稿日期：2016．01．15 改回日期：2016—06—10
基金项目：中国石油天然气股份有限公司“十二五”重大科技攻关项目“天然气开发关键技术研究”(2011B一1507)。
作者简介：孙雷，男，1954年生，教授，从事油气相态理论与测试、气田与凝析气田开发设计以及注气提高采收率方
面的研究工作。
E—mail：sunleiswpi@163．corn 第35卷第6期孙雷等：超高压气田天然气中气态水含量确定方法优选‘83·
formula method had a large deviation；while the computed results of EOS method integrating with HV mixing rule
were pretty reliable，for the rule is applicable for the water and salt phase equilibrium calculation，and furthermore
with the help of the classic Mcketta—Wehe board chart。the EOS method can adapt itself to the gaseous water COB—
tent prediction under high—temperature and ultrahigh pressure conditions，thus a certain evidences can be provided
for the development of such high—temperature and ultrahigh-pressure gasfield．
Key words：ultrahigh—pressure gasfield：water vapor content；the equation of state(EOS)method；HV mixing
rule：Mcketta．Wehe board chart
气藏在成藏过程中始终伴随着地层水的存在，
包括能够参与流动的游离水和不能流动的束缚水。
气藏投入开发前，地层流体始终处在气水两相平衡
的状态之下。随着气藏投入开发和压力的下降，蒸
发进入天然气中的气态水含量会不断增加，进入井
筒随温度的降低气态水产生凝析可能造成气井井底
积液，降低产能，或者在地面低温低压条件与天然
气形成天然气水合物，堵塞阀门和管线，当存在酸
性气体时，还可能腐蚀管线¨1。同时，高温高压、
超高压气田地层水矿化度往往较高，在生产过程由
于压力的降低，地层水不断蒸发，矿化度不断升
高，当剩余地层水矿化度超过盐溶极限(溶解度)
时，就会发生“盐析”【2圳，降低气井产能，因此，
天然气中气态水含量的准确预测对于高温高压及超
高压气田的开发具有重要意义。目前天然气中气态
水含量的确定方法有很多，如实验测试法”剖、图
版法[7]、经验公式计算法旧。8。、状态方程计算
法‘19之1。、人工神经网络法心2∞1等，这些方法在较
低温度压力条件下，对于气态水含量的确定均有一
定的准确性，然而对于高温高压特别是高温超高压
条件下，预测的准确性尚不清楚。近年来随着我国
特别是塔里木盆地如克深2、迪那2等超高压气田
的相继发现，超高压条件下天然气中气态水含量的
准确预测显得越来越重要。
克深2气田地层温度为167℃，地层压力为
115 MPa左右，压力系数高达1．73，属于典型的高
温超高压气田，目前已处于开发中后期，气井产水
的影响越来越明显，因此，本文以克深2气田为研
究对象，进行高温超高压条件下气态水含量确定方
法的适用性讨论，以期能够为高温超高压气田的开
发提供一定依据。
1实验方法
实验’狈4试方法能够较准确、较直观地确定天然
气中气态水含量，然而由于设备承压以及安全等原
因，目前国内外超高压条件下气态水含量的实验测
试研究较少，为了确定实验方法测试结果的可靠
性，本次实验测试采用新研发的能适应高温超高压
条件的实验设备，设计并进行了超高压条件下天然
气中气态水含量的实验测试。
1．1实验设备
本次实验设备主要包括高压驱替泵、高温高压
配样器、液氮冷阱、气水分离器、气量计、电子天
平和气相色谱仪等(图1)。其中采用液氮冷阱的
深冷分离方式是因为液氮冷阱可使温度降到
一100 oC以下，从而将分离器中的天然气冷冻成固
态的天然气水合物，在缓慢撤出冷阱后随着温度的
缓慢回升，水合物逐渐分解，分解后的水分子就凝
结为液态水，从而获得气态水含量的测定。
“¨、。舭ff b!：2 尚潞¨㈨【悼器；立泼妇。：?驯；
④一气水分离器：⑤一气量计：⑥一电子天平；⑦一气相色谱仪
⑧～天然气和地层水样品；⑨一恒温系统
图1天然气中气态水含量测试流程
Fig．1 Flow chart for the test ofthe water vapor content
1．2实验过程
实验中共选取了克深2气田3口气井
(KS201、KS3、KS202)进行天然气中气态水含量
测试，实验温度为地层温度(分别为164．5。
163．6，171．6℃)，最高实验压力为地层压力(分
别为116．15，115．88，120．6 MPa)。此外，为了
研究压力和矿化度对气态水含量的影响，进行了不
同压力和不同矿化度(12×104，16×104，20×
104mg／L)下天然气气态水含量测试。

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