阿姆河右岸薩曼杰佩氣田凝析油潛含量確定方法

周克明 劉合年 何家歡 張培軍

1. 中國石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院 2. 中國石油海外勘探開發(fā)公司3. 中國石油（土庫曼斯坦）阿姆河天然氣公司

0 引言

土庫曼斯坦阿姆河右岸天然氣勘探開發(fā)項目是中國和土庫曼斯坦國在能源領(lǐng)域方面的重大合作項目，也是中國石油迄今為止最大規(guī)模的海外天然氣勘探開發(fā)合作項目。阿姆河右岸區(qū)塊位于土庫曼斯坦東部，北臨烏茲別克斯坦，東南接阿富汗，面積約1.43×104km2。合作區(qū)分為A、В兩個區(qū)塊，其中A區(qū)塊面積約0.1×104km2，В區(qū)塊面積約1.33×104km2。土庫曼斯坦阿姆河右岸天然氣藏多屬于濕氣氣藏。所謂濕氣通常是指甲烷含量小于95%，含相當數(shù)量的乙烷及乙烷以上烴類氣體[1]。濕氣氣藏衰竭開采時在儲層中不發(fā)生反凝析現(xiàn)象，在儲層中流體始終為氣態(tài)，而到地面分離器時則有凝析油析出，凝析油含量一般低于50 g/m3[2]。

濕氣氣藏開發(fā)過程中隨著溫度和壓力的變化，其流體性質(zhì)變化涉及生產(chǎn)過程的多個方面。劉文偉等論述了吉拉克凝析氣田地面工程方案及設(shè)計方法的優(yōu)化方法，闡述了設(shè)計參數(shù)的選取、設(shè)計成果等內(nèi)容[3]。馬永祥等利用凝析氣藏開發(fā)基本原理，解剖分析了地面和地下多種流體，首次對殘余液相進行了計算[4]。劉東等通過分析牙哈凝析氣田循環(huán)注氣開發(fā)的現(xiàn)場資料，結(jié)合數(shù)值模擬方法，研究了氣竄發(fā)生后凝析氣井產(chǎn)能變化特征[5]。趙忠德等研究認為，截至2014 年底，中國天然氣長輸管道總里程達6.9×104km，LNG接收站已達11 座，4大進口通道已經(jīng)開通，國內(nèi)天然氣主干管網(wǎng)基本形成，區(qū)域管網(wǎng)日益完善，政府出臺配套政策引導(dǎo)天然氣儲運設(shè)施健康發(fā)展，日益完善的儲運設(shè)施將為東北亞65%以上的天然氣市場提供了安全保障[6]。凝析油潛含量及穩(wěn)定凝析油組分組成數(shù)據(jù)，不僅是開發(fā)方案編制的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，也是地面工程和處理廠凈化設(shè)計的根本依據(jù)[7]。

阿姆河右岸第一天然氣處理廠氣源主要來自A區(qū)薩曼杰佩氣田，在土庫曼斯坦1975年的開發(fā)方案、1980年的開發(fā)補充方案和1990年的開發(fā)調(diào)整方案中，儲量計算時均采用凝析油潛含量（C5+含量）為18.00 g/m3。中方接手薩曼杰佩氣田進行方案編制時，由于建產(chǎn)和投產(chǎn)時間要求緊，沒有條件重新獲得真實的井流物組成，因此仍采用凝析油潛含量（C5+含量）為18.00 g/m3來編制開發(fā)方案，第一處理廠凝析油提取能力也按18.00 g/m3設(shè)計。但第一處理廠投產(chǎn)前幾年實際回收得到的商品凝析油產(chǎn)量與理論設(shè)計出現(xiàn)重大偏離，土庫曼斯坦方面對此提出嚴重質(zhì)疑，要求中方給出科學(xué)合理解釋。同時阿姆河天然氣二期工程正在設(shè)計[8]，如果凝析油潛含量和井流物組分組成計算存在問題，勢必嚴重影響二期工程的實施，不僅造成投資浪費和直接影響商品氣質(zhì)量，而且土國政府將懷疑中國石油的技術(shù)能力和管理水平。

為了解決薩曼杰佩氣田凝析油潛含量和處理廠凝析油產(chǎn)量問題，驗證第一處理廠的凈化能力和運行效果，以及為中國石油（土庫曼斯坦）阿姆河天然氣公司（以下簡稱阿姆河公司）二期工程建設(shè)提供技術(shù)支持，迫切需要建立高壓物性實驗室來準確測定井流物組成和凝析油潛含量。

1 井流物組成和凝析油潛含量測定方法

為了確定井流物組分組成和凝析油潛含量，取得合格的具有代表性的樣品至關(guān)重要。針對阿姆河右岸薩曼杰佩氣田實際情況，通過多部門聯(lián)合攻關(guān)，建立了流體取樣技術(shù)規(guī)范和流體分析實驗方法[9]。天然氣組分組成分析參見“GВ/T 13610—2014《天然氣的組成分析氣相色譜法》”標準[10]，根據(jù)阿姆河公司建立的流體取樣技術(shù)規(guī)范和流體分析實驗規(guī)范，除獲得天然氣常規(guī)組分中的N2、He、H2、O2＋Ar、CO2和H2S組分外，要求碳組分分析到C10+。凝析油組分組成分析參見“SY/T 5779—2008《石油和沉積有機質(zhì)烴類氣相色譜分析方法》”標準[11]，根據(jù)實驗規(guī)范要求，碳組分要求分析到C30+，有的甚至要超C35+。

通過閃蒸分離實驗確定凝析油潛含量，實驗設(shè)備采用中國揚州華寶石油儀器有限公司制造的PVT多功能高壓流體測試裝置。實驗前準備3個帶具塞的低溫分離瓶，對具塞和分離瓶進行編號，測定分離瓶的容積和分離瓶質(zhì)量。準備多個燒杯，將測定容積和質(zhì)量的分離瓶放入盛有適量蒸餾水的燒杯中，然后將燒杯和分離瓶一起放入冷凍箱，在－15 ℃條件下進行冷凍。在閃蒸分離實驗時，將冷凍分離瓶從冷凍箱中取出快速連接到實驗流程上，閃蒸分離實驗詳細步驟如下：

1）按圖1連接實驗流程[1]，在分離器溫度下，將配樣室中的凝析油樣品加壓至分離器壓力，充分攪拌使其成為單相，并保持分離器壓力穩(wěn)定12 h以上。

2）將分離瓶和氣量計及連接管線抽真空10 min以上。

3）在壓力穩(wěn)定后記錄泵的壓力和泵的初讀數(shù)。

4）用計量泵保持配樣器壓力，輕微打開配樣器出口閥門，將一定體積的凝析油樣品緩慢放出。

5）放出的凝析油進入低溫分離瓶進行低溫脫氣分離。

圖1 閃蒸脫氣實驗流程圖[1]

6）脫出的天然氣經(jīng)過氣體指示瓶后再進入氣量計計量其體積。

7）當脫出適量的凝析油和天然氣后，關(guān)閉配樣器出口閥。

8）記錄泵的壓力和泵的末讀數(shù)。泵的末讀數(shù)減去初讀數(shù)，即從配樣器中放出的凝析油體積。

9）記錄放出凝析油樣品體積、大氣壓力和實驗室溫度。

10）收集低溫分離器中脫氣凝析油并測定其質(zhì)量。

11）取脫氣凝析油和天然氣樣品進行組分組成分析。

12）測定脫氣凝析油密度，并計算脫氣凝析油體積和閃蒸分離氣油比。

13）重復(fù)第2～12步驟，至少重復(fù)測定3次，要求測定的氣油比相對誤差小于2%，體積系數(shù)相對誤差小于1%，偏差系數(shù)相對誤差小于1%為實驗合格。

2 中方的凝析油潛含量計算方法及計算實例

實驗室將分離器條件下取得的凝析油樣品通過閃蒸實驗，獲得分離器油的油氣組分組成和閃蒸氣油比，結(jié)合分離器條件下的天然氣組分組成和生產(chǎn)氣油比，計算出井流物的組分組成，然后再計算出以上累計組分組成，即為井流物中凝析油潛含量。

2.1 閃蒸脫氣凝析油體積

閃蒸脫氣凝析油體積計算公式為：

2.2 分離器凝析油體積系數(shù)

分離器凝析油體積系數(shù)計算公式為：

2.3 閃蒸氣油比

閃蒸氣油比計算公式為：

2.4 閃蒸脫氣凝析油摩爾組成

閃蒸脫氣凝析油摩爾組成計算公式為：

2.5 分離器油組分組成

分離器油組分組成計算公式為：

2.6 井流物組分組成

井流物組分組成計算公式為：

2.7 凝析油潛含量

井流物組分組成中以上累計組分組成即為凝析油潛含量，計算公式為：

2.8 計算實例

針對阿姆河右岸薩曼杰佩氣田凝析油潛含量問題，選擇Sam-XX井進行生產(chǎn)測試和井口分離器取樣，取樣參數(shù)為：一級分離器壓力1.85 MPa，一級分離器溫度30.5 ℃，一級分離器天然氣產(chǎn)量56.58×104m3/d，油罐油產(chǎn)量3.11 m3/d，油罐油密度0.81 g/cm3，分離器天然氣相對密度0.63，地層壓力19.2 MPa，地層溫度97.8 ℃。分離器天然氣組成分析數(shù)據(jù)如表1所示，分離器油閃蒸實驗得到的油氣組成如表2所示，閃蒸實驗分析數(shù)據(jù)如表3所示。將分離器油氣組成和閃蒸實驗數(shù)據(jù)代入公式（7）和公式（8），計算井流物的組成和凝析油潛含量結(jié)果如表4所示。

通過現(xiàn)場取樣和實驗室閃蒸分離實驗，得到薩曼杰佩氣田Sam-XX井凝析油潛含量（C5+含量）為14.38 g/cm3。分析實驗結(jié)果與第一天然氣處理廠投產(chǎn)3年來實際回收得到的商品凝析油產(chǎn)量和商品氣中C5+含量之和平均為13.96 g/m3非常接近。因此，通過現(xiàn)場實際取樣和實驗室高壓物性實驗分析圓滿解決了薩曼杰佩氣田凝析油潛含量問題，消除了土庫曼斯坦方面的質(zhì)疑，實驗結(jié)果給出了科學(xué)滿意的解釋。

3 俄羅斯的凝析油潛含量確定方法

俄羅斯天然氣工業(yè)部和全蘇天然氣科學(xué)研究院在《凝析油、乙烷、丙烷、丁烷等平衡表儲量和可采儲量、非烴組分計算及其在地層氣中潛含量測定方法指南》等標準的[12]規(guī)定：將穩(wěn)定凝析油的潛含量確定為C5+，單位為cm3/m3或g/m3。

3.1 俄羅斯的實驗方法

將儲氣瓶抽真空，在分離器取得天然氣和凝析油樣品，在設(shè)定需要的溫度后，用活塞泵將壓力升高到指定壓力，利用攪拌器使復(fù)合試樣達到相平衡狀態(tài)。當混合物達到相平衡后，測量儲氣瓶內(nèi)潛在凝析油量和計算凝析油的析出量。測量穩(wěn)定凝析油析出量，需要將部分潛在凝析油從儲氣瓶中閃蒸出來，同時將分離出的氣體利用計量管計量。根據(jù)分離氣體的分析數(shù)據(jù)確定量杯中穩(wěn)定凝析油含有的烴類氣體量。將盛有量杯的油槽溫度設(shè)計為－10 ℃或更低，以便全部收集C5+組分。采用這種方法確定的穩(wěn)定凝析油析出量可以計算潛在凝析油總量。

表1 Sam-XX井天然氣組成表

表2 Sam-XX井分離器油閃蒸實驗組成表

表3 Sam-XX井分離器油閃蒸實驗數(shù)據(jù)表

3.2 俄羅斯凝析油潛含量計算方法

土庫曼斯坦人接受蘇聯(lián)《凝析氣田凝析氣含量研究——凝析氣含量研究方法》一書中的計算方法[13]。凝析油潛含量等于1 m3油層氣中得到的潛在凝析油（K）和分離氣體（L）的總和，單位為g/m3，計算公式為：

凝析油潛含量等于井流物脫氣天然氣（K1）、脫丁烷天然氣（K2）和脫丁烷凝析油（K3）含量的總和，計算公式為：

書中假設(shè)大多數(shù)情況下的分子量為80 g/mol即可滿足相當?shù)挠嬎憔龋虼丝蓪⒐剑?）和（10）進行一系列推導(dǎo)和簡化，得到一級分離器條件下的凝析油潛含量最終計算公式為：

3.3 俄羅斯計算結(jié)果

根據(jù)《凝析氣田凝析氣含量研究——凝析氣含量研究方法》書中的實例[13]：在6.0 MPa及－15 ℃條件下，從井場氣液分離器中同時收集了分離后的天然氣和凝析油。凝析油的析出量（q）為162 cm3/m3，用容積（V）為85 cm3的取樣容器收集凝析油。對凝析油進行脫氣處理，在標準條件下獲得天然氣量（a）為9.7 L。書中其他計算參數(shù)為：在對脫氣后的凝析油進行脫丁烷處理后，共獲得了（δ）為1.5 L的氣體，脫丁烷凝析油的析出量（β）為47 cm3，凝析油密度（）為 0.699 6 g/cm3，在－15 ℃條件下從標準曲線上得到分子量（M3）為75 g/mol，用容積為85 cm3的取樣容器收集潛在凝析油并對凝析油進行脫氣處理，共析出（L1）為1.94 L的天然氣，在中脫丁烷后天然氣摩爾含量（L2） 為11.45%，在中分離出的天然氣摩爾含量（L3）為0.4%。將所列參數(shù)和生產(chǎn)數(shù)據(jù)代入公式（11）得到凝析油潛含量為77.27 g/m3。即

表4 Sam-XX井的井流物組成和凝析油潛含量表

3.4 中方計算結(jié)果與對比

在《凝析氣田凝析氣含量研究》第“VII.12.1 確定油層氣和潛在凝析油成分”章節(jié)提供的天然氣和井流物組分組成數(shù)據(jù)如表5所示。

將文獻中的組分分析和井流物數(shù)據(jù)及生產(chǎn)數(shù)據(jù)，代入中方計算方法得到井流物分子量為19.81 g/mol，井流物C5+分子量為82.21 g/mol，凝析油潛含量為76.21 g/m3,計算結(jié)果如表6所示。

按俄羅斯天然氣工業(yè)部和全蘇天然氣科學(xué)研究院的實驗方法和計算公式，得到的凝析油潛含量為77.27 g/m3，按中方計算方法得到的凝析油潛含量為76.21 g/m3，雙方的計算結(jié)果具有很好的一致性。俄方將C5+分子量假定為80 g/mol，按中方實際計算結(jié)果為82.21 g/mol，其結(jié)果也較吻合。根據(jù)阿姆河天然氣公司流體分析規(guī)范要求，其天然氣組分要求分析到，凝析油組分要求分析超過。這表明中方的計算精度更高，計算結(jié)果更加可靠。

表5 天然氣和井流物組成數(shù)據(jù)表

在成功解決薩曼杰佩氣田凝析油潛含量問題基礎(chǔ)上，阿姆河公司流體分析實驗室先后完成了阿姆河右岸A區(qū)和В區(qū)薩曼杰佩、基斯圖凡、賈迪恩、北賈迪恩、北法拉普、皮爾古伊、別列克特利、吉爾桑、楊古依、查什古伊、伊拉曼、奧加爾雷、別希爾、霍賈古爾盧克、阿蓋雷、南霍賈母巴茲等氣田100多口井次的現(xiàn)場取樣、組分分析、閃蒸分離實驗、井流物組分組成計算，并確定了凝析油潛含量，實驗結(jié)果為中國石油阿姆河天然氣公司A區(qū)擴能改造和В區(qū)二期工程建設(shè)提供了重要的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)和技術(shù)支持。

表6 中方凝析油潛含量計算結(jié)果表

4 結(jié)論

通過建立地層流體取樣規(guī)范和地層流體高壓物性分析實驗方法，圓滿解決了薩曼杰佩氣田凝析油潛含量和凝析油產(chǎn)量這一重大技術(shù)難題。參考俄羅斯天然氣工業(yè)部相關(guān)標準和指南，利用相關(guān)生產(chǎn)和實驗數(shù)據(jù)進行對比計算，得到的結(jié)果相當一致。

阿姆河右岸薩曼杰佩氣田凝析油潛含量問題的成功解決，不僅為阿姆河天然氣公司В區(qū)開發(fā)方案設(shè)計、產(chǎn)能建設(shè)和A區(qū)擴能改造提供了重要的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)和技術(shù)支持，而且證明了中國石油在大型、特大型油氣田勘探開發(fā)、工程設(shè)計、油氣田建設(shè)方面具有較高的技術(shù)能力和管理水平。

作為阿姆河右岸天然氣項目的合同者和作業(yè)者，中國石油阿姆河天然氣公司生產(chǎn)的天然氣通過中亞天然氣管道輸向中國內(nèi)地，成為華東和華南地區(qū)包括深圳和香港等特大城市天然氣的主供氣源。該項目已成為我國實施“一帶一路”戰(zhàn)略在中亞地區(qū)的重要節(jié)點并取得了重大成就，不僅為當?shù)靥峁┝舜罅烤蜆I(yè)崗位，有效地促進了當?shù)亟?jīng)濟和社會發(fā)展，而且極大地緩解了我國天然氣供需矛盾，受益人口上億。

符 號 說 明

Vot表示閃蒸脫氣脫出的凝析油體積，m3；Wot表示閃蒸脫氣脫出的凝析油量，g；ρot表示閃蒸脫氣脫出的凝析油密度（20 ℃），g·cm－3；Bos表示分離器凝析油體積系數(shù)，m·m－3；Vos表示閃蒸脫氣實驗消耗的凝析油體積，cm3；Vot表示閃蒸脫氣脫出的凝析油體積，cm3；GORt表示閃蒸脫氣氣油比，m3·m－3；T0表示標準溫度，取293.15 K；p1表示大氣壓力，MPa；V1表示閃蒸脫氣脫出的氣體在室溫和大氣壓力下的體積，cm3；p0表示標準壓力，取0.101 MPa；T1表示室溫，K；Xti表示閃蒸脫氣脫出的凝析油i組分的摩爾分數(shù)，無量綱；Xwi表示閃蒸脫氣脫出的凝析油i組分的質(zhì)量分數(shù)，無量綱；Mi表示閃蒸脫氣脫出的凝析油i組分的分子質(zhì)量，g·mol－1；Xsi表示分離器油i組分的摩爾分數(shù)，無量綱；Yti表示閃蒸脫氣脫出的天然氣i組分的摩爾分數(shù)，無量綱；Mot表示閃蒸脫氣凝析油的平均相對摩爾質(zhì)量，g·mol－1；Xfi表示井流物i組分的摩爾分數(shù)，無量綱；GORs表示生產(chǎn)氣油比，m3·m－3；Ysi表示分離器分離的天然氣 i 組分的摩爾分數(shù)，無量綱；MC5+表示井流物C5+以上累計組分含量，g·mol－1；WC5+表示井流物C5+以上累計組分含量，g·m－3；П表示凝析油潛含量，g·m－3；q表示井場分離器析出的凝析油量，cm3·m－3；V表示取樣器的容積，cm3；a表示在標準條件下對凝析油進行脫氣處理獲得的氣體體積，L；δ表示對脫氣后的凝析油進行脫丁烷處理后獲得的氣體體積，L；β表示脫丁烷凝析油析出量，cm3，ρ420表示凝析油密度，g·cm－3；M3表示在－15℃條件下從標準曲線上得到的C5+分子量，g·mol－1，L1表示在取樣容器中收集潛在凝析油并對凝析油進行脫氣處理獲得的氣體體積，L；L2表示在C+中脫丁烷后獲得的天然氣摩爾百分含量；L表示在53中分離出的天然氣摩爾百分含量。

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