Газа и конденсата на ГПЗ

(13)

(14)

где g_ст(Х_i) - плотность газоконденсатной смеси Х_i интервала, приведенная к стандартным условиям, кг/м³; Z(Х_i) - коэффициент сжимаемости газоконденсатной смеси для Х_i интервала; Т_срi - средняя температура i-го интервала ствола скважины; P_ст - атмосферное давление, МПа, P_ст = 1,033; Z_ст - коэффициент сжимаемости газоконденсатной смеси при стандартных условиях, Z_ст=1; Р_ср - среднее давление i-го интервала ствола скважины, МПа; DP - приращение давления в стволе скважины для i-го интервала, МПа; DХ - приращение глубины скважины для Х_i интервала, м; Х_i - точка замера по стволу скважины, м.

Подставляя в выражение (14) замеренные параметры, определяют отношение

для граничных условий:

(14*)

Определив отношение (14*), методом подбора определяют g_ст.пл.

Количество конденсата, выделившегося из пластового газа при устьевых условиях, определяется из равенства

(15)

где g_уст - плотность устьевого газа, определенная по формуле (14), кг/м³; g_пл - плотность пластового газа, определенная по формуле (14), кг/м³;

М - молекулярная масса сырого конденсата.

На основании расчетного конденсатного фактора, проб устьевого газа и конденсата, отобранного на забое, составляется рекомбинированная проба.

Рассмотрим погрешность данного метода. Если принять Р_ср= 20 МПа, Т_ср= 350 К, Р= 1 МПа и Х= 500 м, погрешность глубинного манометра 0,03 МПа, термометра 1оС и лебедки 1 м, то погрешность определения отношения составит

Само отношение составит

При r(g/Z)_пр = 3,7% или при g = 0,0840 e_g= 0,03.

Если плотность газа будет определена с такой погрешностью, то такая же ошибка накладывается на разность плотностей в интервале 500 м.

При содержании в пластовом газе С₅₊, равном 100 г/м³, количество конденсата, которое может выделиться из газа при снижении давления и температуры в интервале 500 м, составит около 15-20 г/м³. Если молекулярную массу конденсата принять равной 100, то разность плотностей составит

т.е. погрешность будет больше разности:

В середине 70-ёх гг. А.Х. Умаровым предложен комбинированный метод исследования с отбором пробы из движущегося двухфазного потока при устьевых давлении и температуре / 1 /.

На исследуемой скважине монтируется пруверная линия, состоящая из ДИКТа, двух тройников от фонтанной арматуры, отделенных друг от друга катушкой и регулируемым штуцером. К третьему фланцу тройников крепятся буферные колпаки со сливными вентилями. К катушке через капиллярные трубки подсоединяется МТСУ (рис. 27).

В основу метода положено следующее: принимается, что состав конденсата в сечении тройника (до и после штуцера) характеризуется конденсатом из его отстойника, так как в любой точке его сечения термодинамические условия одинаковы; применяя формулу смешения двух однородных жидкостей и принимая во внимание, что стабильный конденсат из потока после штуцера представляет собой смесь двух конденсатов (конденсат из потока до штуцера и конденсат, дополнительно выделившийся из газовой фазы за счет дросселирования на штуцере), допускается, что

или (16)

где r_см, r₁, r₃ - плотность стабильных конденсатов после штуцера, до штуцера и из газовой фазы потока, выделяющегося дополнительно после дросселирования, (г/см³); q₁, q₃ - удельное количество стабильного конденсата до штуцера и выделившегося дополнительно из газовой фазы потока за счет дросселирования, г/м³.

По данной формуле определяется удельное количество конденсата в двухфазном потоке до штуцера. Для этого по образцам проб стабильного конденсата из отстойника до штуцера, после штуцера и из МТСУ определяется плотность r_см, r₁, r₃, и с помощью МТСУ замеряется q₃.

Сепарируемый в МТСУ газ представляет собой газовую фазу двухфазного потока до штуцера. Для этого перед МТСУ 10 (см. рис. 27) устанавливается накопительная емкость, изготовленная из НКТ 9, которая удерживает капельножидкий конденсат, поступающий с газовым потоком.

Рис. 27. Комбинированный метод исследования скважин