Л А Б О Р А Т О Р Н А Я Р А Б О Т А №3

Подсчет запасов конденсата и попутных компонентов

газоконденсатных залежей

Порядок выполнения работы:

1. Расчет состава пластового газа.

2. Подсчет начальных запасов стабильного конденсата.

3. Расчет коэффициента извлечения конденсата.

4. Подсчет извлекаемых запасов стабильного конденсата.

5. Подсчет геологических запасов попутных компонентов.

Исходные данные:

1. На промысле из сепаратора при давлении 6, 0 МПа и температуре –15 ^ОС отобраны пробы отсепарированного газа и сырого конденсата. Конденсатно-газовый фактор (КГФ) q = 162 см³/м³; объем контейнера (V), в который отобран сырой конденсат, 85 см³. При дегазации сырого конденсата получено при стандартных условиях а = 9, 7 л газа. В процессе дебутанизации разгазированного конденсата извлечено d = 1, 5 л газа. Выход дебутанизированного конденсата С_{5 + высш.} составил b = 47 см³, плотность r_к = 0, 6996 г/см³, молекулярная масса М = 98.

2. Начальные геологические запасы свободного газа Q_г.геол составляют 120 млрд м³.

3. Таблица 3.1. Основные свойства компонентов природных газов.

4. Таблица 3.2. Состав пластового газа.

5. Плотность сырого конденсата (r) при давлении 0, 1 МПа равна 0, 783 г/см³ и начальное потенциальное содержание сырого конденсата П = 126 г/м³.

6. Отношение атомной массы серы Аs (32) к молекулярной массе сероводорода М_Н2S (34) равно 0, 94.

Таблица 3.1

Основные свойства компонентов природных газов

Таблица 3.2

Состав пластового газа

Молярная доля сухого газа равна 1, 0 – 0, 0193 = 0, 9807

Выполнение лабораторной работы:

1. Состав пластового газа определяется по пробам газа и сырого конденсата и по замерам конденсатногазового фактора.

Состав пластового газа при однократном разгазировании определяется следующим образом:

а) расчет величины конденсатно-газового фактора (КГФ), равного отношению объема сырого конденсата, скопившегося в сепараторе (см³), к объему газа (м³), прошедшего через ДИКТ в один и тот же промежуток времени;

б) отбор проб отсепарированного газа и сырого конденсата;

в) определение составов газа, газа дегазации, газа дебутанизации по отобранным пробам, а также их параметров:

а – количество газа, выделяемое при дегазации сырого конденсата в объеме контейнера, л;

d – количество газа, выделяемое при дебутанизации, дегазированного конденсата в объеме контейнера, л;

b – содержание жидких углеводородов в дебутанизированном конденсате в объеме контейнера, см³.

Расчет состава пластового газа выполняется, исходя из 1000 г-молей отсепарированного газа, и представлен в таблице 3.3.

Таблица 3.3

Состав пластового газа

1.1. Расчет количества газа A (г-молей), выделяющегося при дегазации сырого конденсата, производится по формуле:

A = (a ∙ q) / V (3.1)

где а – количество газа, выделяемое при дегазации сырого конденсата в объеме контейнера, л;

q – конденсатногазовый фактор, см³/м³;

V – объем контейнера, в который отобран сырой конденсат, см³.

A = (9, 7 ∙ 162) / 85 = 18, 49 г-молей

Полученные данные занести в графу 5 таблицы 3.3.

1.2. Расчет количества газа Б (г-молей), выделяющееся при дебутанизации дегазированного конденсата, производится по формуле:

Б = (d∙ q) / V (3.2)

где d – количество газа, выделяемое при дебутанизации, дегазированного конденсата в объеме контейнера, л;

Б = (1, 5 ∙ 162) / 85 = 2, 86 г-молей;

Полученные данные занести в графу 7 таблицы 3.3.

1.3. Расчет содержания В (г-молей) С_5+высш. в сыром конденсате производится по формуле:

В = (r_к ∙ 24, 04 ∙ b ∙ q) / (V ∙ М) (3.3)

где r_к – относительная плотность С_5+высш. при 20 ^оС;

24, 04 – газовая постоянная;

b – содержание жидких углеводородов в дебутанизированном конденсате в объеме контейнера, см³;

q – конденсатногазовый фактор, см³/м³;

V – объем контейнера, в который отобран сырой конденсат, см³;

М – молекулярная масса С_5+высш.;

В = (0, 6996 ∙ 24, 04 ∙ 47 ∙ 162) / (85 ∙ 98) = 15, 37 г-молей

Полученные данные занести в графу 8 таблицы 3.3.

1.4. После сепарации расчет числа г-молей отдельных компонентов выполняется, исходя из общего числа грамм-молей газа сепарации (1000 г-молей) и их состава.

Например, число грамм-молей в метане СН₄ равно:

87, 18 ∙ 1000 / 100 = 871, 80 г-молей

Полученные данные занести в графу 3 таблицы 3.3.

1.5. После дегазации расчет числа г-молей отдельных компонентов выполняется, исходя из общего числа грамм-молей газа дегазации (18, 49 г-молей) и их состава.

Например, число грамм-молей в метане СН₄ равно:

61, 23 ∙ 18, 49 / 100 = 11, 32 г-молей

Полученные данные занести в графу 5 таблицы 3.3.

1.6. После дебутанизации расчет числа г-молей отдельных компонентов выполняется, исходя из общего числа грамм-молей газа дебутанизации (2, 86 г-молей) и их состава.

Например, число грамм-молей в этане С₂Н₆ равно:

0, 94 ∙ 2, 86 / 100 = 0, 03 г-молей

Полученные данные занести в графу 7 таблицы 3.3.

1.7. При расчете суммарного содержания г-молей каждого компонента (графа 9 таблицы 3.3) построчно просуммировать данные по каждому компоненту (графы 3, 5, 7, 8 таблицы 3.3).

Например,

871, 80 + 11, 32 = 883, 12 г-молей

Затем все суммы в графе 9 таблицы 3.3 сложить.

883, 12 + 51, 43 + 17, 29 + 3, 01 + 5, 11 + 20, 06 + 50, 60 + 6, 09 = 1036, 72 г-молей

1.8. При расчете состава пластового газа в мольных долях (%) (графа 10 таблицы 3.3) разделить величину каждой строки графы 9 на полученную конечную сумму 1036, 72 г-молей (графа 9 таблицы 3.3).

883, 12 / 1036, 72 ∙ 100 = 85, 18 %

Полученные данные занести в графу 10 таблицы 3.3.

1.9. Мольная доля газа сепарации j в пластовом газе рассчитывается по данным таблицы 3.3 (графы 3, 9):

j = 1000 / 1036, 72 = 0, 964

где 1036, 72 = 1000 + 18, 49 + 2, 86 + 15, 37

2. Подсчет начальных геологических запасов стабильного конденсата Q_к.геол производится с учетом начальных геологических запасов свободного газа в залежи Q_г.геол и начального потенциального содержания стабильного конденсата П_к.

2.1. Начальное потенциальное содержание стабильного конденсата П_к определяется по содержанию С_5+высш в сыром конденсате К и отсепарированном газе L из расчета на 1 м³ пластового газа:

П_к = К + L (3.4)

2.2. Содержание С_5+высш. в сыром конденсате К равно сумме содержаний этих УВ в газе дегазации К₁, газе дебутанизации К₂ и дебутанизированном конденсате К₃:

К = К₁ + К₂ + К₃ (3.5)

Каждое слагаемое вышеназванной формулы определяется с учетом его мольной доли l в пластовом газе, молекулярной массы М и количества газа или дебутанизированного конденсата, выделившихся при дегазации и дебутанизации сырого конденсата:

К₁ = 0, 03(a ∙ q ∙ l ₁) / V, (3.6)

К₂ = 0, 03(d∙ q ∙ l ₂) / V, (3.7)

К₃ =(b ∙ q) ∙ r_к / V (3.8)

где l ₁ – мольная доля газа дегазации в пластовом газе, l ₁ = 1, 94;

l ₂ – мольная доля газа дебутанизации в пластовом газе, l ₂ = 11, 45.

2.3. Содержание стабильного конденсата в отсепарированном газе L (г/см³) рассчитывается по формуле:

L = 10 ∙ l _L ∙ (M_L / 24, 04), (3.9)

где l _L – мольная доля С_5+высш в отсепарированном газе, l _L = 0, 40;

M_L – молекулярная масса С_5+высш в отсепарированном газе.

Молекулярная масса С_5+высш в отсепарированном газе определяется по графику зависимостей молекулярной массы С_5+высш в отсепарированном газе от температуры сепарации (рис. 3.1). При температуре –15 ^ОС M_L = 75 г/моль.

2.4. Расчет начального потенциального содержания стабильного конденсата П_к (г/м³) в пластовом газе производится по формуле:

П_к = К₁ + К₂ + К₃ + L =

= (q/V) ∙ (0, 03 ∙ a ∙ l ₁ + 0, 03 ∙ d ∙ l ₂ + b ∙ r_к) + 10 ∙ l _L ∙ (M_L / 24, 04). (3.10)

П_к = (162 / 85) ∙ (0, 03 ∙ 9, 7 ∙ 1, 94 + 0, 03 ∙ 1, 5 ∙ 11, 45 + 47 ∙ 0, 6996) +

+ 10 ∙ 0, 4 ∙ (75 / 24, 04) = 77, 205 г/м³

2.5. Геологические запасы стабильного конденсата Q_к.геол (тыс.т) определяются путем умножения потенциального содержания П_к (г/м³) на геологические запасы свободного газа Q_г.геол (млрд м³) по формуле:

Q_к.геол = Q_г.геол ∙ П_к (3.11)

Используя исходные данные и данные таблицы 3.3, геологические запасы стабильного конденсата Q_к.геол равны:

Q_к.геол = 120 ∙ 77, 205 = 9264, 582 тыс. т

3. Расчет коэффициента извлечения конденсата k_извл.к

Коэффициент извлечения конденсата k_извл.к равен отношению разности величин начального потенциального содержания сырого конденсата П и его пластовых потерь q_п.пл к начальному пластовому содержанию сырого конденсата П:

k_извл.к = (П - q_п.пл.) / П (3.12)

Коэффициент извлечения конденсата k_извл.к рассчитывается для условий конечного давления 0, 1 МПа.

Пластовые потери q_п.пл определяются с учетом объема оставшегося в бомбе сырого конденсата и его плотности r при давлении 0, 1 МПа. Используя рис. 3.2, определить объем оставшегося в бомбе сырого конденсата при давлении 0, 1 МПа. Объем оставшегося в бомбе сырого конденсата составляет 40 см³/м³. С учетом его плотности r при давлении 0, 1 МПа, равной 0, 783 г/см³, и начального потенциального содержания сырого конденсата П, равного 126 см³/м³, коэффициент извлечения конденсата равен 0, 751.

k_извл.к = (126 – 40 ∙ 0, 783) / 126 = 0, 751

4. Начальные извлекаемые запасы конденсата Q_к.извл (тыс. т) подсчитываются как произведение геологических запасов конденсата Q_к.геол (тыс. т) и коэффициента извлечения конденсата k_извл.к по формуле:

Q_к.извл = Q_к.геол ∙ k_извл.к, (3.13)

Q_к.извл = 9264, 582 ∙ 0, 751 = 6961, 672 тыс. т

Рис. 3.1. Зависимость молекулярной массы С_{5+высш В} в отсепарированном газе от температуры сепарации t^ОС

Рис. 3.2. Кривая дифференциальной конденсации пластового газа

5. Подсчет геологических запасов этана, пропана, бутанов, сероводорода, азота и углекислого газа (тыс. т) производится по их потенциальному содержанию в составе пластового газа.

Потенциальное содержание этих компонентов П_комп (г/м³) в составе пластового газа определяется как произведение доли каждого компонента в пластовом газе l _комп / 100 (табл. 3.2) на его плотность d_комп при 0, 1 МПа и 20^оС (табл. 3.1).

П_комп = l _комп / 100 ∙ d_комп (3.14)

Для подсчета геологических запасов каждого компонента Q_{комп.геол} (тыс.т) в расчете на пластовый газ необходимо его потенциальное содержание Q_г.геол (г/м³) умножить на геологические запасы свободного газа Q_г.геол (млрд м³) в залежи:

Q_{комп.геол} = Q_г.геол ∙ П_комп (3.15)

5.1. Расчет потенциального содержания П_С2Н6 (г/м³) и подсчет геологических запасов этана Q_{(С2Н6)геол} (тыс. т) производятся по формулам (3.14 – 3.15):

П_С2Н6 = 4, 80 / 100 ∙ 1251 = 60, 048 г/м³,

Q_{(С2Н6)геол} = 120 ∙ 60, 048= 7205, 76 тыс. т

5.2. Расчет потенциального содержания П_С3Н8 (г/м³) и подсчет геологических запасов пропана Q_{(С3Н8)геол} (тыс. т) производятся по формулам (3.14 – 3.15):

П_С3Н8 = 1, 41 / 100 ∙ 1834 = 25, 859 г/м³,

Q_{(С3Н8)геол} = 120 ∙ 25, 859= 3103, 13 тыс. т

5.3. Расчет потенциального содержания П_С4Н10 (г/м³) и подсчет геологических запасов бутанов Q_{(С4Н10)геол} (тыс. т) производятся по формулам (3.14 – 3.15):

П_С4Н10 = (0, 21 + 0, 34) / 100 ∙ 2418 = 13, 299 г/м³,

Q_{(С4Н10)геол} = 120 ∙ 13, 299 = 1595, 88 тыс. т

5.4. Расчет потенциального содержания П_H2S (г/м³) и подсчет геологических запасов сероводорода Q_{(H2S)геол} (тыс. т) производятся по формулам (3.14 – 3.15):

П_H2S = 5, 06 / 100 ∙ 1431 = 72, 409 г/м³,

Q_{(H2S)геол} = 120 ∙ 72, 409 = 8689, 03 тыс.т

5.5. Геологические запасы газовой серы Q_(S2)геол (тыс.т) определяются умножением запасов сероводорода Q_{(H2S)геол} на 0, 94 (отношение атомной массы серы A_S (32) к молекулярной массе сероводорода М _Н2S (34)):

Q_(S2)геол = Q_{(H2S)геол} ∙ (A_S / М_Н2S), (3.16)

Q_(S2)геол = 8689, 03 ∙ 0, 94 = 8167, 69 тыс. т

5.6. Расчет потенциального содержания П_СО2 (г/м³) и подсчет геологических запасов углекислого газа Q_{(СО2)геол} (тыс. т) производятся по формулам (3.14 – 3.15):

П_СО2 = 0, 60 / 100 ∙ 1831 = 10, 986 г/м³,

Q_{(СО2)геол} = 120 ∙ 10, 986= 1318, 32 тыс. т