Расчет состава пластового газа

Компо- Газ сепарации Газ дегазации Газ дебутанизации Дебутанизированный конденсат  
ненты % мол моли, л/м3 % масс г/м3 % мол моли, л/м3 % масс г/м3 % мол моли, л/м3 % масс г/м3 % мол моли, л/м3 % масс г/м3  
С1 81,24 812,4 63,95 542,14 52,39 52,261 29,28 34,87 - - - - - - - -  
С2 5,72 57,2 8,44 71,55 10,51 10,484 11,01 13,11 1,20 0,101 0,66 0,13 - - - -  
С3 2,00 20,0 4,33 36,71 10,61 10,584 16,30 19,41 32,11 2,715 25,93 4,98 - - - -  
i-C4 0,34 3,4 0,97 8,22 1,96 1,955 3,97 4,73 18,20 1,539 19,37 3,72 0,15 0,117 0,06 0,28  
n-C4 0,62 6,2 1,77 15,00 5,13 5,117 10,39 12,37 29,87 2,525 31,79 6,10 0,95 0,744 0,39 1,79  
i-C5 0,16 1,6 0,57 4,83 0,86 0,858 2,16 2,57 8,04 0,680 10,62 2,04 6,06 4,747 3,10 14,25  
n-C5 0,14 1,4 0,50 4,24 0,66 0,658 1,66 1,98 4,81 0,407 6,35 1,22 6,14 4,810 3,14 14,43  
C6 0,10 1,0 0,42 3,56 0,47 0,469 1,41 1,68 1,20 0,101 1,91 0,37 12,68 9,935 7,75 35,61  
C7 0,04 0,4 0,20 1,70 0,10 0,100 0,35 0,42 0,10 0,008 0,18 0,03 14,56 11,407 10,35 47,56  
C8 - - - - 0,01 0,010 0,04 0,05 0,01 0,001 0,02 0,004 11,45 8,971 9,28 42,64  
C9 - - - - - - - - - - - - 8,07 6,323 7,34 33,73  
C10 - - - - - - - - - - - - 7,86 6,158 7,93 36,44  
C11 - - - - - - - - - - - - 5,05 3,957 5,60 25,73  
C12+ - - - - - - - - - - - - 26,4 20,684 44,66 205,22  
N2 0,50 5,0 0,69 5,85 0,17 0,170 0,17 0,20 - - - - - - - -  
CO2 5,79 57,9 12,5 105,97 8,07 8,050 12,37 14,73 1,72 0,145 1,39 0,27 - - - -  
H2S 3,32 33,2 5,55 47,05 8,97 8,948 10,65 12,68 2,65 0,224 1,65 0,32 - - - -  
RSH 0,03 0,3 0,11 0,93 0,09 0,090 0,24 0,29 0,09 0,008 0,13 0,02 0,63 0,494 0,40 1,84  
Всего 847,75 99,754 119,09 8,454 19,20 78,347 459,52  
C5+ 0,44 4,4 1,69 - 2,10 2,095 5,62 - 14,16 1,197 19,08 - 98,27 76,992 99,15 -  
C7+ 0,04 0,4 0,2 - 0,11 0,110 0,39 - 0,11 0,009 0,20 - 73,39 57,499 85,16 -  
C8+ - - - - 0,01 0,010 0,04 - 0,01 0,001 0,02 - 58,83 46,092 74,81 -  
C10+ - - - - - - - - - - - - 39,31 30,798 58,19 -  
M - 20,38 - - - 28,70 - - - 54,61 - - - 141,33 - -  
MС5+ - 77,89 - - - 76,83 - - - 73,57 - - - 142,26 - -  
MС7+ - - - - - - - - - - - - - 163,61 - -  
MС8+ - - - - - - - - - - - - - 179,30 - -  
MС10+ - - - - - - - - - - - - - 208,72 - -  
MС12+ - - - - - - - - - - - - - 238,53 - -  
                                     

 



 

Продолжение табл. 7

Компо Сырой конденсат Пластовый газ
ненты % мол моли, % масс г/м3 % мол моли, % масс г/м3
    л/м3       л/м3   сепара-ции пластового сухого
С1 28,01 52,261 5,83 34,87 39,93 72,88 864,661 577,01 486,30 523,63
С2 5,67 10,585 2,21 13,24 5,86 5,71 67,785 84,79 71,46 76,95
С3 7,13 13,298 4,08 24,39 4,23 2,81 33,299 61,10 51,49 55,45
i-C4 1,94 3,611 1,46 8,73 1,17 0,59 7,011 16,95 14,29 15,38
n-C4 4,50 8,387 3,40 20,26 2,44 1,23 14,587 35,26 29,72 32,00
i-C5 3,37 6,285 3,16 18,86 1,63 0,66 7,885 23,69 19,97 21,50
n-C5 3,15 5,876 2,95 17,63 1,50 0,61 7,276 21,87 18,43 19,85
C6 5,63 10,505 6,30 37,66 2,86 0,97 11,505 41,22 34,74 37,41
C7 6,17 11,516 8,03 48,01 3,42 1,00 11,916 49,71 41,90 45,11
C8 4,81 8,981 7,13 42,69 2,97 0,76 8,981 42,69 35,98 38,74
C9 3,39 6,323 5,64 33,73 2,32 0,53 6,323 33,73 28,43 30,61
C10 3,30 6,158 6,09 36,44 2,53 0,52 6,158 36,44 30,71 33,07
C11 2,12 3.956 4,30 25,73 1,76 0,33 3,956 25,73 21,68 23,35
C12+ 11,09 20,684 34,34 205,22 14,18 1,74 20,684 205,22 172,96 186,24
N2 0,09 0,170 0,03 0,20 0,42 0,44 5,170 6,05 5,10 5,49
CO2 4,39 8,196 2,51 15,00 8,37 5,57 66,095 120,97 101,95 109,78
H2S 4,92 9,172 2,18 13,00 4,16 3,57 42,372 60,05 50,61 54,50
RSH 0,32 0,591 0,36 2,15 0,25 0,08 0,891 3,08 2,60 2,79
Всего 186,555 597,81 1186,555 1445,56 1218,32 1311,85
C5+ 43,03 80,284 77,94 - 33,17 7,12 84,684 480,3 404,8 435,88
C7+ 30,88 57,618 65,53 - 27,18 4,88 58,018 - - -
C8+ 24,71 46,102 57,5 - 23,76 3,88 46,102 - - -
C10+ 16,51 30,798 44,73   18,47 2,59 30,798 - - -
M - - - - - 29,28 - - -
MС5+ - 139,53 - - - - 136,35 - - -
MС7+ - 163,49 - - - - 163,03 - - -
MС8+ - 179,29 - - - - 179,22 - - -
MС10+ - 208,72 - - - - 208,72 - - -
MС12+ - 238,53 - - - - 238,53 - - -

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 275оС 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 С411 из ряда нормальных алканов относятся к фракции НК-200. Зная величину пиков углеводородов С411 и массовую долю фракции НК-200, можно определить массовое содержание углеводородных компонентов от С4 до С11. Углеводороды С12+ относятся к фракции, выкипающей выше 200оС. 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 Xi - 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:

 

qг.дег=Аrг.дег ; (51)

 

qг.деб=Бrг.деб. (52)

 

где qг.дег, qг.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); qг.дег, qг.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 qiг.сеп, qiг.дег, qiг.деб - содержание компонентов газа сепарации, дегазации и дебутанизации, г/м3 отсепарированного газа; Уiг.сеп, Уiг.дег, Уiг.деб - % масс компонентов газа сепарации, дегазации и дебутанизации; rг.сеп - плотность газа сепарации; qг.дег, qг.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 Хi, Уi - компонентный состав стабильного конденсата, % мол; % масс; M - молекулярная масса дебутанизированного конденсата; Mi - молекулярная масса компонентов стабильного конденсата от С1 до Сn.

Молекулярная масса углеводородов Сn+ в дебутанизированном конденсате определяется по формуле

 

(57)

 

где Усn+, Xсn+ - массовое, мольное содержание углеводородов Сn+ в дебутанизированном конденсате, %.

Например, МC8+ = (74,81/58,83).141= 179,3 или МC10+ =(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 36оС). 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>Qм и
P>Рд или аналитическим методом при Q<Qм и P<Рд.

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

<== предыдущая лекция | следующая лекция ==>
Отсепарированного газа и сырого конденсата | И других компонентов газа


Дата добавления: 2017-04-20; просмотров: 78; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ


Поиск по сайту:

При помощи поиска вы сможете найти нужную вам информацию, введите в поисковое поле ключевые слова и изучайте нужную вам информацию.

Поделитесь с друзьями:

Если вам понравился данный ресурс вы можете рассказать о нем друзьям. Сделать это можно через соц. кнопки выше.
helpiks.org - Хелпикс.Орг - 2014-2017 год. Материал сайта представляется для ознакомительного и учебного использования. | Поддержка
Генерация страницы за: 0.126 сек.