Отсепарированном газе от температуры сепарации

Подставляя в формулу (62) значения K и L, получаем следующее уравнение для расчета потенциального содержания конденсата в пластовом газе:

г/м³, (70)

Для примера, рассмотренного в главе 5, п. 1, потенциал С₅₊ (г/м³)

.

Для определения потенциала С₅₊ в г/м³ пластового газа необходимо потенциал С₅₊, определенный по формуле (70), умножить на , т.е. на мольную долю газа сепарации в пластовом газе: 480,42^.0,8428= 404.90 г/м³

Для определения потенциала С₅₊ в г/м³ "сухого" газа необходимо потенциал С₅₊ в г/м³ пластового газа разделить на мольную долю "сухого" газа в пластовом газе ( ): 404.90/0,9288= 435,94 г/м³ или потенциал С₅₊ в г/м³ отсепарированного газа умножить на мольную долю газа сепарации в "сухом" газе ( ): 480,42^.0,9075= 435,98 г/м³.

2. Второй способ определения потенциала С₅₊ заключается в суммировании содержания в пластовом газе компонентов С₅, С₆, С₇, С₈, С₉, С₁₀, С₁₁ и С₁₂, г/м³ (графы 25, 26 и 27 табл. 7).

Как видно из табл. 7, потенциалы С₅₊ , определенные по составу пластового газа, равны 480,3; 404,8; 435,88 г/м³.

Средние значения потенциалов С₅₊ , г/м³ газа (на примере скв. 105): на газ сепарации 480,36; на "сухой" газ 435,91; на пластовый газ 404,85. Относительная погрешность определения потенциала С₅₊ равна 0,025, т.е. меньше 1%.

Потенциальное содержание этана, пропана, бутанов определяется путем умножения мольного содержания (%) каждого из них в пластовом газе на коэффициенты, соответственно 12,5; 18,3; 24,2.

Например, (из расчета г/м³ пластового газа) С₂Н₆= 5,17^.12,5= 71,38 г/м³; С₃Н₈= 2,81^.18,3= 51,42 г/м³; iС₄Н₁₀= 0,59^.24,2= 14,28 г/м³; nС₄Н₁₀= 1,23^.24,2= 29,77 г/м³.

Те же самые значения в графе 26 табл. 7 соответственно равны: 71,46; 51,49; 14,29 и 29,72 г/м³ пластового газа.

В расчете на 1 м³ "сухого" газа С₂Н₆= 71,38/0,9288=76,85 г/м³; С₃Н₈= 51,42/0,9288=55,36 г/м³; iС₄Н₁₀= 14,28/0,9288=15,37 г/м³; nС₄Н₁₀= 29,77/0,9288= 32,05 г/м³.

Те же значения в графе 27 табл. 7 соответственно равны 76,95; 55,45; 15,38 и 32,00 г/м³ "сухого" газа.

Если в газе месторождения присутствуют кислые компоненты (H₂S и СО₂) в концентрациях и запасах, пригодных для промышленного использования, то подсчитываются запасы углекислого газа и газовой серы. При этом потенциальное содержание сероводорода( г/м³) определяется умножением его концентрации в % мол в пластовом газе на коэффициент 14,3, а углекислого газа на 18,3.

В нашем случае в пластовом газе содержится 3,57% мол H₂S и 5,57% мол СО₂; СО₂=5,57^.18,3=101,9 г/м³; H₂S=3.57^.14,3=51,0 г/м³.

Эти же значения, определенные при составлении материального баланса (графа 26 табл. 7), соответственно равны 101,95 и 50,61 г/м³.

При высоких концентрациях азота в пластовом газе подсчитываются его запасы. Потенциальное содержание азота в газе определяется умножением его концентрации в % мол на коэффициент 11,7. Например, в нашем случае N₂=0,44^.11,7=5,15 г/м³ пластового газа. Судя по графе 26 табл. 7, это же значение равно 5,10 г/м³.

Перевод потенциалов CO₂, H₂S, N₂ из размерности г/м³ пластового газа в г/м³ "сухого" газа производится аналогично переводу этана, пропана и бутанов через мольную долю "сухого" газа в пластовом газе.

3. Третий способ определения потенциального содержания конденсата в пластовом газе основывается на анализе результатов исследований по 60 газоконденсатным залежам. По результатам анализа построены номограммы (рис. 62-68) / 2 /.

Каждая из приведенных номограмм соответствует газоконденсатным системам с определенным процентным содержанием ароматических углеводородов в составе конденсата.

Рис. 62. Номограмма для определения потенциального содержания конденсата в пластовом газе при концентрации ароматических углеводородов <5%

Рис.63. Номограмма для определения потенциального содержания конденсата в пластовом газе при концентрации ароматических углеводородов от 5 до 15%

Рис. 64. Номограмма для определения потенциального содержания