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 С5 + высш. составил b = 47 см3, плотность rк = 0,6996 г/см3, молекулярная масса М = 98.
2. Начальные геологические запасы свободного газа Qг.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 МН2S (34) равно 0,94.
Таблица 3.1
Основные свойства компонентов природных газов
Параметры | СН4 | С2Н6 | С3Н8 | С4Н10 | CO2 | Н2S | N2 |
Критическое давление, Ркр, МПа | 4,73 | 4,98 | 4,34 | 3,87 | 7,38 | 9,18 | 3,46 |
Критическая температура, Ткр, К | 191,1 | 305,4 | 425,2 | 304,2 | 373,6 | 126,2 | |
Плотность при 0,1МПа и 20оС, г/м3 |
Таблица 3.2
Состав пластового газа
Компо- ненты | Газ сепарации | Газ дегазации | Газ дебутанизации | С5+высш.в дебу-танизи-ров. конден-сате, г/моль | Сум-марное содерж. каждо-го ком-понен-та, г/моль | Состав пласт. газа в моль-ных долях, % | |||
моль-ная доля, % | г-моли | моль-ная доля, % | г-моли | моль-ная доля, % | г-моли | ||||
СН4 | 87,18 | 61,23 | - | ||||||
С2Н6 | 4,80 | 18,43 | 0,94 | ||||||
С3Н8 | 1,41 | 12,76 | 29,08 | ||||||
i-С4Н10 | 0,21 | 1,99 | 19,12 | ||||||
n-C4H10 | 0,34 | 3,15 | 39,41 | ||||||
С5+высш. | 0,40 | 1,94 | 11,45 | ||||||
Н2S | 5,06 | - | - | ||||||
CO2 | 0,60 | 0,50 | - | ||||||
Итого: |
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
Компо- ненты | Газ сепарации | Газ дегазации | Газ дебутанизации | С5+высш.в дебу-танизи-ров. конден-сате, г/моль | Сум-марное содерж. каждо-го ком-понен-та, г/моль | Состав пласт. газа в моль-ных долях, % | |||
моль-ная доля, % | г-моли | моль-ная доля, % | г-моли | моль-ная доля, % | г-моли | ||||
СН4 | 87,18 | 871,8 | 61,23 | 11,32 | - | - | - | 883,12 | 85,18 |
С2Н6 | 4,80 | 48,00 | 18,43 | 3,41 | 0,94 | 0,03 | - | 51,43 | 4,96 |
С3Н8 | 1,41 | 14,10 | 12,76 | 2,36 | 29,08 | 0,83 | - | 17,29 | 1,67 |
i-С4Н10 | 0,21 | 2,10 | 1,99 | 0,37 | 19,12 | 0,55 | - | 3,01 | 0,29 |
n-C4H10 | 0,34 | 3,40 | 3,15 | 0,58 | 39,41 | 1,13 | - | 5,11 | 0,49 |
С5+высш. | 0,40 | 4,00 | 1,94 | 0,36 | 11,45 | 0,33 | 15,37 | 20,06 | 1,93 |
Н2S | 5,06 | 50,60 | - | - | - | - | - | 50,60 | 4,88 |
CO2 | 0,60 | 6,00 | 0,50 | 0,09 | - | - | - | 6,09 | 0,59 |
Итого: | 18,49 | 2,86 | 15,37 | 1036,72 |
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) С5+высш. в сыром конденсате производится по формуле:
В = (rк ∙ 24,04 ∙ b ∙ q) / (V ∙ М) (3.3)
где rк – относительная плотность С5+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 С5+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 Qк.геол производится с учетом начальных геологических запасов свободного газа в залежи Qг.геол и начального потенциального содержания стабильного конденсата Пк.
2.1. Начальное потенциальное содержание стабильного конденсата Пк определяется по содержанию С5+высш в сыром конденсате К и отсепарированном газе L из расчета на 1 м3 пластового газа:
Пк = К + L (3.4)
2.2. Содержание С5+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) ∙ rк / 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 ∙ (ML / 24,04), (3.9)
где l L – мольная доля С5+высш в отсепарированном газе, l L = 0,40;
ML – молекулярная масса С5+высш в отсепарированном газе.
Молекулярная масса С5+высш в отсепарированном газе определяется по графику зависимостей молекулярной массы С5+высш в отсепарированном газе от температуры сепарации (рис. 3.1). При температуре –15 ОС ML = 75 г/моль.
|
|
2.4. Расчет начального потенциального содержания стабильного конденсата Пк (г/м3) в пластовом газе производится по формуле:
Пк = К1 + К2 + К3 + L =
= (q/V) ∙ (0,03 ∙ a ∙ l 1 + 0,03 ∙ d ∙ l 2 + b ∙ rк) + 10 ∙ l L ∙ (ML / 24,04). (3.10)
Пк = (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 Qк.геол (тыс.т) определяются путем умножения потенциального содержания Пк (г/м3) на геологические запасы свободного газа Qг.геол (млрд м3) по формуле:
Qк.геол = Qг.геол ∙ Пк (3.11)
Используя исходные данные и данные таблицы 3.3, геологические запасы стабильного конденсата Qк.геол равны:
Qк.геол = 120 ∙ 77,205 = 9264,582 тыс. т
3. Расчет коэффициента извлечения конденсата kизвл.к
Коэффициент извлечения конденсата kизвл.к равен отношению разности величин начального потенциального содержания сырого конденсата П и его пластовых потерь qп.пл к начальному пластовому содержанию сырого конденсата П:
kизвл.к = (П - qп.пл.) / П (3.12)
Коэффициент извлечения конденсата kизвл.к рассчитывается для условий конечного давления 0,1 МПа.
Пластовые потери qп.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.
kизвл.к = (126 – 40 ∙ 0,783) / 126 = 0,751
4. Начальные извлекаемые запасы конденсата Qк.извл (тыс. т) подсчитываются как произведение геологических запасов конденсата Qк.геол (тыс. т) и коэффициента извлечения конденсата kизвл.к по формуле:
Qк.извл = Qк.геол ∙ kизвл.к, (3.13)
Qк.извл = 9264,582 ∙ 0,751 = 6961,672 тыс. т
Рис. 3.1. Зависимость молекулярной массы С5+высш В в отсепарированном газе от температуры сепарации tОС
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 Пкомп (г/м3) в составе пластового газа определяется как произведение доли каждого компонента в пластовом газе l комп / 100 (табл. 3.2) на его плотность dкомп при 0,1 МПа и 20оС (табл. 3.1).
Пкомп = l комп / 100 ∙ dкомп (3.14)
Для подсчета геологических запасов каждого компонента Qкомп.геол (тыс.т) в расчете на пластовый газ необходимо его потенциальное содержание Qг.геол (г/м3) умножить на геологические запасы свободного газа Qг.геол (млрд м3) в залежи:
Qкомп.геол = Qг.геол ∙ Пкомп (3.15)
5.1. Расчет потенциального содержания ПС2Н6 (г/м3) и подсчет геологических запасов этана Q(С2Н6)геол (тыс. т) производятся по формулам (3.14 – 3.15):
ПС2Н6 = 4,80 / 100 ∙ 1251 = 60,048 г/м3,
Q(С2Н6)геол = 120 ∙ 60,048= 7205,76 тыс. т
5.2. Расчет потенциального содержания ПС3Н8 (г/м3) и подсчет геологических запасов пропана Q(С3Н8)геол (тыс. т) производятся по формулам (3.14 – 3.15):
ПС3Н8 = 1,41 / 100 ∙ 1834 = 25,859 г/м3,
Q(С3Н8)геол = 120 ∙ 25,859= 3103,13 тыс. т
5.3. Расчет потенциального содержания ПС4Н10 (г/м3) и подсчет геологических запасов бутанов Q(С4Н10)геол (тыс. т) производятся по формулам (3.14 – 3.15):
ПС4Н10 = (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 ПH2S (г/м3) и подсчет геологических запасов сероводорода Q(H2S)геол (тыс. т) производятся по формулам (3.14 – 3.15):
ПH2S = 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 AS (32) к молекулярной массе сероводорода М Н2S (34)):
Q(S2)геол = Q(H2S)геол ∙ (AS / МН2S), (3.16)
Q(S2)геол = 8689,03 ∙ 0,94 = 8167,69 тыс. т
5.6. Расчет потенциального содержания ПСО2 (г/м3) и подсчет геологических запасов углекислого газа Q(СО2)геол (тыс. т) производятся по формулам (3.14 – 3.15):
ПСО2 = 0,60 / 100 ∙ 1831 = 10,986 г/м3,
Q(СО2)геол = 120 ∙ 10,986= 1318,32 тыс. т