Расчет состава пластового газа

Продолжение табл. 7

Дебутанизированный конденсат прописывается на хроматографе с 3-метровой насадочной колонкой диаметром 3 мм. Колонка заполнена, например, 5% ПМС-100 на хромосорбе W. Анализ проводится с программированием температуры 8оС/мин от 25 до 275^оС на детекторе ПИД. В результате анализа получается относительное распределение нормальных алканов.

150-200 см³ дебутанизированного конденсата разгоняются на фракции на лабораторной ректификационной колонке (см. рис. 57). Для этого собирается схема (рис. 59). После разгонки определяется массовая доля фракции НК-200.

Рис. 59. Схема разгонки дебутанизированного конденсата на фракции

на лабораторной ректификационной колонке:

1 - колба с дебутанизированным конденсатом; 2 - колбонагреватель; 3 - ректификационная колонка; 4 - приемник конденсата; 5 - лед

Углеводороды С₄-С₁₁ из ряда нормальных алканов относятся к фракции НК-200. Зная величину пиков углеводородов С₄-С₁₁ и массовую долю фракции НК-200, можно определить массовое содержание углеводородных компонентов от С₄ до С₁₁. Углеводороды С₁₂₊ относятся к фракции, выкипающей выше 200^оС. Содержание углеводородов С₁₂ равно массовой доли фракции 200-КК. Определенный таким способом состав дебутанизированного конденсата (% масс) записывается в графу 16 табл. 7.

Состав отсепарированного газа вписывается в графу 2 табл. 7.

При определении состава пластового газа расчеты ведутся, исходя из 1000 молей отсепарированного газа (графа 3).

Количество молей газа дегазации определяется по формуле

А=(11,8 ^. 913)/108=99,754.

Результат записывается в строку "Всего" (графа 7).

По формуле (45) определяется количество молей газа дебутанизации

Б= (1 ^. 913)/108=8,454.

Результат записывается в строку "Всего" (см. табл. 7, графа 11).

По формуле (46) определяется количество молей дебутанизированного конденсата: В= (71 ^. 913^.0,7656^.24,04)/(108^.141)= 78,347.

Результат записывается в строку "Всего" (см. табл. 7, графа 15).

Исходя из общего числа молей газа дегазации (99,754), газа дебутанизации (8,454) и составов этих газов, определяется число молей отдельных компонентов (см. табл. 7, графы 7, 11).

Молекулярная масса газа сепарации, дегазации и дебутанизации определяется по формуле

(48)

где X_i - мольное содержание i-го компонента в газах сепарации, дегазации и дебутанизации (%); М - молекулярная масса i-го компонента.

Массовое содержание углеводородов (%) в газах сепарации, дегазации и дебутанизации (графы 4, 8, 12) определяется по формуле

(49)

Плотность газов сепарации, дегазации и дебутанизации определяется по формуле

_r = М/24,04, (50)

где г- плотность газов сепарации или дебутанизации, кг/м³; М - молекулярная масса газов сепарации, дегазации или дебутанизации.

Плотность газа сепарации, умноженная на 1000 молей газа сепарации, записывается в строку "Всего" (графа 5).

Удельное содержание газов дегазации и дебутанизации (г/м³⁾ рассчитывается по формулам:

q_г.дег=Аr_г.дег ; (51)

q_г.деб=Бr_г.деб. (52)

где q_г.дег, q_г.деб - -удельное содержание газов дегазации и дебутанизации, г/м³; А - количество молей газа дегазации, рассчитывается по формуле (44); Б - количество молей газа дебутанизации, рассчитывается по формуле (45); q_г.дег, q_г.деб вносятся в строку "Всего" (графы 9 и 13).

Содержание компонентов газа сепарации, дегазации и дебутанизации, г/м³, отсепарированного газа (графы 5, 9 и 13) рассчитывается по формулам:

(53)

(54)

(55)

где q_iг.сеп, q_iг.дег, q_iг.деб - содержание компонентов газа сепарации, дегазации и дебутанизации, г/м³ отсепарированного газа; У_iг.сеп, У_iг.дег, У_iг.деб - % масс компонентов газа сепарации, дегазации и дебутанизации; r_г.сеп - плотность газа сепарации; q_г.дег, q_{г.деб -} удельное содержание газов дегазации и дебутанизации, определенные по формулам (51) и (52).

Рассчитать компонентный состав дебутанизированного конденсата (% мол) (графа 14) можно по формуле

(56)

где Х_i, У_i - компонентный состав стабильного конденсата, % мол; % масс; M - молекулярная масса дебутанизированного конденсата; M_i - молекулярная масса компонентов стабильного конденсата от С₁ до С_n.

Молекулярная масса углеводородов С_n+ в дебутанизированном конденсате определяется по формуле

(57)

где У_сn+, X_сn+ - массовое, мольное содержание углеводородов С_n+ в дебутанизированном конденсате, %.

Например, М_C8+ = (74,81/58,83)^.141= 179,3 или М_C10+ =(58,19/39,31)^.141= 208,72 (см. табл. 7).

Исходя из общего числа молей дебутанизированного конденсата (78,347) и состава этого конденсата (% мол), определяется число молей отдельных компонентов (графа 15).

Удельное содержание дебутанизированного конденсата определяется по формуле

г/м³, (58)

где q - количество сырого конденсата, см³, отнесенное к 1 м³ отсепарированного газа (КГФ); в - объем жидких углеводородов в объеме контейнера (дебутанизированный конденсат), см³; V - объем контейнера, в который отобран конденсат, см³; - плотность дебутанизированного конденсата, г/см³.

Значение К₃ вносится в строку "Всего" (графа 17). Например, К₃=[(913^.71)/­/108]^. 0,7656= 459,52 г/м³.

Исходя из значения К₃ и массового содержания (%) компонентов дебутанизированного конденсата, определяется содержание компонентов отсепарированного газа, г/см³ (графа 17).

При расчете состава сырого конденсата значения граф 19 и 21 определяются как суммы соответствующих граф газов дегазации, дебутанизации и стабильного конденсата. Так, значения графы 19 определяются как сумма граф 7, 11 и 15, а графа 21 как сумма граф 9, 13 и 17.

Данные граф 18 и 20 определяются нахождением мольного и массового содержания (%) каждого компонента от суммы граф 19 и 21 соответственно.

При расчете состава пластового газа значения графы 24 определяются как сумма граф 3 и 19, а значения графы 25 как сумма граф 5 и 21. Данные граф 22 и 23 определяются нахождением мольного и массового содержания (%) каждого компонента от суммы граф 24 и 25 соответственно.

В графе 25 потенциальное содержание i-го компонента в пластовом газе получено в размерности г/м³ отсепарированного газа. Для пересчета потенциального содержания i-го компонента в размерность г/м³ пластового газа (графа 26) и г/м³ "сухого" газа (графа 27) необходимо вычислить мольную долю газа сепарации в пластовом газе и мольную долю газа сепарации в "сухом" газе.

Мольная доля газа сепарации в пластовом газе определяется по формуле

(59)

где å молей г.сеп - сумма молей газа сепарации (во всех случаях равна 1000); å молей пл. г - сумма молей пластового газа (взята из строки "Всего" графы 24).

Для нашего случая = 1000/1186,555 = 0,8428.

Для получения данных графы 26 необходимо данные графы 25 умножить на .

Мольная доля газа сепарации в "сухом" газе определяется по формуле

(60)

где - мольная доля газа сепарации в "сухом" газе; å молей г.сеп - сумма молей газа сепарации (во всех случаях равна 1000); å молей пл. г - сумма молей пластового газа (взята из строки "Всего" графы 24 табл. 7); å молей С₅₊ - сумма молей углеводородов С₅₊ в пластовом газе.

Для нашего случая = 1000/(1186,555-84,684)= 0,9075.

Для получения данных графы 27 необходимо данные графы 25 умножить на .

Мольная доля "сухого" газа в пластовом газе определяется по формуле

(61)

где С₅₊ (% мол) - мольное содержание С₅₊ в пластовом газе.

Для нашего случая = 1-(7,12/100)= 0,9288.

При расчете мольного содержания "сухого" газа в пластовом газе и газа сепарации в "сухом" газе необходимо учитывать меркаптаны. Меркаптаны природные состоят из метилмеркаптанов, этилмеркаптанов и т.д. Уже этилмеркаптаны по температуре кипения схожи с пентанами (температура кипения 36^оС). Поэтому при расчете мольной доли "сухого" газа в пластовом необходимо к "жидким" относить и меркаптаны. Для этого нужно знать мольное содержание меркаптанов в пластовом газе.

При исследовании скважины методом двухступенчатой сепарации отбираются пробы сырого конденсата из 1 и II ступеней сепарации и проба отсепарированного газа после II ступени. При этом на каждой ступени сепарации замеряется КГФ.

После анализа проб газа и конденсата из II ступени сепарации по вышеприведенной методике определяется состав газа, который является газом, вышедшим из 1 ступени сепарации. Используя этот газ сепарации 1 ступени и сырой конденсат из 1 ступени, определяется состав пластового газа.

Для низкодебитных скважин группы А-2 по вышеизложенной методике рассчитывается состав добываемого газа на данном режиме работы скважины. Определить состав пластового газа можно графическим методом при Q>Q_м и
P>Р_д или аналитическим методом при Q<Q_м и P<Р_д.

Исследования скважины группы А-2 проводились на пяти режимах работы. На каждом из режимов замерялся КГФ и отбирались пробы. Скважины при дебитах больше МНД работают с депрессией от 16% и выше. Допустимая депрессия для данной пластовой системы не должна превышать 10%. Результаты, полученные при исследовании скважины, приведены в табл. 8. По ним построены графики зависимостей потенциала С₅₊ в добываемом газе и углеводородных компонентов от депрессии на пласт (рис. 60). Экстраполяция кривых до депрессии 10% даст искомые величины потенциала С₅₊ и состава пластового газа. Сумма всех компонентов пластового газа должна составлять 100%. В продукции скважины отмечено присутствие нефти - возрастает плотность конденсата, изменяется его цвет при увеличении депрессии. При депрессиях выше 27% отмечается увеличение концентрации углеводородных компонентов (исключая метан) в добываемом газе.

Рис. 60. Изменение компонентного состава добываемого газа и

потенциала С₅₊ от депрессии на пласт

Таблица 8

Результаты исследования скважин группы А-3 на газоконденсатность