Графоаналитическое определение коэффициента извлечения

Конденсата

Экспериментальное определение пластовых потерь конденсата производится для пластового газа до начала разработки. Графоаналитическое определение коэффициента извлечения конденсата осуществляется в трех случаях: если давление в залежи уже ниже давления начала конденсации, если потенциальное содержание С₅₊ в пластовом газе меньше 30 г/м³, если пробы отобраны при депрессии на пласт выше допустимой или дебит газа при исследовании скважины был меньше МНД.

Существуют две обобщенные зависимости для определения коэффициента извлечения конденсата при разработке залежей на истощение до остаточного пластового давления 0,1 МПа при содержании С₅₊ в пластовом газе меньше
30 г/м³ / 14 /. Одна из них изображена на рис. 86, другая на рис. 87. В первом случае необходимо знать компонентный состав пластового газа, в другом используется фракционный состав конденсата (90% выкипания).

Например, фракционный состав конденсата:

Исходя из 90% температуры (260^оС) при остаточном пластовом давлении 0,1 МПа, количество выпавшего конденсата составит 12,5% (см. рис. 87). Значит, величина коэффициента извлечения конденсата равна 1,00-0,125= 0,875.

Если потенциальное содержание С₅₊ в пластовом газе больше 30 г/м³, но невозможно отобрать представительные пробы для рекомбинации пробы в бомбе PVT, определение коэффициента извлечения конденсата следует проводить по номограмме (рис. 88). Для этого необходимо знать групповой состав конденсата и его потенциальное содержание в пластовом газе.

Пример пользования номограммой(см. рис. 88).

В левом нижнем углу находим содержание нафтеновых углеводородов (30%). Отрезком горизонтальной линии отсекаем на кривой точку А, двигаясь от которой вертикально, находим изолинию с содержанием ароматических углеводородов (20% в точке В). Двигаясь горизонтально, находим точку С пересечения с потенциальным содержанием конденсата 200 г/м³. По этой точке определяется коэффициент конденсатоотдачи при конечном давлении 0,1 МПа (в данном примере 0,65 МПа).

Эмпирическая зависимость имеет вид

a=0,95+0,00091Z1- 0,003Z²₁- 0,081Z^.10^-2+ 0,00946Z^2.10^-4-0,01337Z₁Z^.10^-2, (88)

где функция Z1= 0,6 (4,94 Н²-11,33 Н+6,46)+10 А +0,6; Н - содержание нафтеновых УВ (в долях единицы); А - содержание ароматических УВ (в долях единицы); Z - начальное потенциальное содержание конденсата.

Пример определения:

Z1= 0,6(4,94^.0,3²-11,33^. 0,3+6,46)+2,0+0,6= 4,7;

a=0,95+0,00091^.4,7-0,003^.4,7²-0,081^.200^.10^-2+0,00946^.200^2.10^-4-0,01337^.4,7^.200^.10²= =0,64.

Для определения коэффициента конденсатоотдачи недонасыщенных газоконденсатных систем в формулу (88) вводится поправочный коэффициент на недонасыщенность системы:

Da=64,9У^2.10^-4, (89)

где У - степень недонасыщенности, % от пластового давления в залежи.

Рис. 86. Зависимость коэффициента извлечения от отношения С₂+С₃+С₄/С₅₊, где С₂, С₃, С₄ и С₅₊ - соответственно концентрация этана, пропана, бутанов и

пентанов+вышекипящие в пластовом газе

Рис. 87. Зависимость коэффициента извлечения от фракционного

Состава конденсата

Рис. 88. Номограмма для определения коэффициента конденсатоотдачи

Пример. Допустим, пластовая система, рассмотренная в предыдущем примере, недонасыщена на 25%, тогда Da= 64,9^.25^2.10^-4= 4,06%; a= 0,64+0,0406= 0,68.

Давление начала конденсации недонасыщенной газоконденсатной системы можно определить по номограммам (рис. 89). Необходимо знать групповой состав конденсата, начальное пластовое давление.

Рис. 89. Номограмма для определения давления начала конденсации

Пластового газа

Пример пользования номограммой(см. рис. 89). В левом нижнем углу находим содержание ароматических углеводородов (20%). Отрезком горизонтальной линии отсекаем на кривой точку А, двигаясь от которой вертикально, находим

линию с содержанием нафтеновых углеводородов (30%) в точке В. Далее, двигаясь горизонтально, находим точку С пересечения с пластовым давлением
(40 МПа). По этой точке определяем давление начала конденсации (в данном примере 30 МПа).

При наличии в пластовом газе большой концентрации (более 5% об) СО₂ и N₂ необходимо вносить поправочные коэффициенты в формулу определения коэффициента извлечения конденсата из недр (88) и к величине давления начала конденсации, определенной по номограмме (см. рис. 89).

А. Поправка за счет влияния азота:

(90)

(91)

где Х_N2 - содержание азота в пластовом газе, % мол; Х_М - весовая доля метановых углеводородов в конденсате; t - пластовая температура, ^оС.

Пример. Х_N2 =30% мол; Х_М=50%; t=70^оС.

Б. Поправка за счет влияния углекислого газа:

(92)

(93)

где

Пример.

Графоаналитический метод определения коэффициента конденсатоотдачи не распространяется на пластовые системы, находящиеся в околокритической зоне (КГФ от 500 до 1000 см³/м³), и на системы с содержанием H₂S более 5%, т.е. для систем, изображенных на рис. 73 в его верхней половине.

Глава 6