Показатели точности при расчете газоконденсатной характеристики

Залежи

Газоконденсатную характеристику залежи (месторождения) составляет совокупность результатов промысловых и лабораторных исследований, которые служат исходными данными для подсчета запасов компонентов пластового газа и конденсата, составления проекта разработки и обустройства. От точности газоконденсатной характеристики зависит точность прогнозирования добычи конденсата, установления технологических режимов эксплуатации промыслового оборудования. Поэтому определение показателей точности газоконденсатной характеристики вызвано на только требованиями ГОСТа, но и необходимостью повышения эффективности разработки и эксплуатации газоконденсатных месторождений.

Показатели точности при расчете состава пластового газа. При расчете состава пластового газа определяют: V - объем контейнера, в который отобран на промысле сырой конденсат; количество газов дегазации (а) и дебутанизации (б); содержание жидких углеводородов С₅₊ в объеме контейнера (в); плотность () и молекулярный вес (М) конденсата; определяют также содержание в дебутанизированном конденсате изо-пентана (С) и нормального пентана (d). На промысле измеряют выход сырого конденсата в момент отбора его пробы (q_сеп).

Пример. Определить состав пластового газа и показатели точности при следующих исходных данных.

На промысле из сепаратора при давлении 6,0 МПа и температуре 258 К (минус 15^оС) были одновременно отобраны пробы газа после сепарации и сырого конденсата. Выход сырого конденсата составил q= 1625 см³ на 1 м³ отсепарированного газа.

Сырой конденсат, отобранный в контейнер объемом V= 85,00,5 см³, подвергли дегазации. При этом было выделено а= 9,720,01 л (при 750 мм рт.ст. и 20^оС) газа следующего состава, % мол:

С₁= 61,233,06	iС₅= 0,800,08
С₂= 18,430,92	nС₅= 0,590,06
С₃= 12,760,64	С₆= 0,550,06
iС₄= 1,990,20	СО₂₊= 0,600,06
nС₄= 3,150,32

При дебутанизации разгазированного конденсата было получено 1,54
0,01 л газа следующего состава, % мол:

С₂= 0,940,09	iС₅= 7,610,76
С₃= 29,081,45	nС₅= 3,370,34
iС₄= 19,120,96	С₆= 0,550,06
nС₄= 39,411,97

Выход дебутанизированного конденсата (пентанов и вышекипящих углеводородов) составил в = 47,20.5 см³, плотность этих углеводородов = 0,6990,001 г/см³ и молекулярный вес, определенный криоскопическим методом, М= 98,41,5.

Состав газа, отобранного на промысле после сепарации сырого конденсата, был следующим, % мол:

С₁= 87,184,36	iС₅= 0,110,01
С₂= 4,800,48	nС₅= 0,100,01
С₃= 1,410,14	С₆= 0,190,02
iС₄= 0,210,02	N₂= 5,060,51
nС₄= 0,340,03	СО₂₊= 0,600,06

Методом газожидкостной хроматографии в дебутанизированном конденсате было определено содержание изопентана, которое составило 11.48
0,57 % мол и н-пентана 14,060,7% мол.

В соответствии с методикой расчета состава пластового газа (глава 4) вычисляют следующие величины:

А - количество газа, г/моль, выделившегося при дегазации сырого конденсата

А= а q/V= 18,48 г/моль; (112)

(113)

Б - количество газа дебутанизации - определяют по формуле

=2,86 г/моль; (114)

г/моль (115)

В - содержание в сыром конденсате пентанов и вышекипящих углеводородов С₅₊ - вычисляют по формуле

(116)

. (117)

D - содержание изопентана (iС₅) в дебутанизированном конденсате

D= В/100= 1,76 г/моль; (118)

(119)

- содержание нормального пентана (nС₅) в дебутанизированном конденсате

= = 2,15 г/моль; (120)

(121)

F - содержание гексанов и вышекипящих (С₆₊):

F= B-(D+)= 11,4 г/моль. (122)

(123)

Вычисления данных, которыми заполнены строки и графы табл. 12, производят следующим образом. Погрешности определения мольных составов газов сепарации (графа 3), дегазации (графа 5) и дебутанизации (графа 7), сырого конденсата (графа 10) и пластового газа (графа 11) рассчитывают по формуле (111).

Погрешности определения суммарного мольного состава газов сепарации (строка 11, графа 3), дегазации (11-5) и дебутанизации (11-7), составы сырого конденсата (11-10) и пластового газа (11-12) вычисляют по формуле

(124)

Например,

Погрешности определения состава в г-молях вычисляют по формуле

(125)

Например, строка 3, графа 5:

Количество г/моль газа дегазации С_дег рассчитывают, исходя из общего числа г/мол дегазации (А= 18,480,58) и состава, по формуле

(126)

(127)

Количество г/моль газа дебутанизации С_i_деб и Ас_i_деб рассчитывают так же, как газа дегазации.

Состав сырого конденсата определяют суммированием по компонентам С_i числа г/моль в газах дегазации С_i_дег, дебутанизации С_i_деб и дебутанизированном конденсате С_i_кон и далее делением г/мол каждого компонента на общее число г/мол в сыром конденсате SС_i:

(128)

Таблица 12

Расчеты состава сырого конденсата и пластового газа газоконденсатного месторождения

Компонент	Газ сепарации	Газ дегазации	Газ дебутанизации
	% мол	г-моль	% мол	г-моль	% мол	г-моль

Метан С₁	87,184,36	871,843,6	61,230,57	11,322,28	-	-
Этан С₂	4,800,48	48,04,8	18,430,92	3,400,63	0,900,09	0,030,003
Пропан С₃	1,410,14	14,11,4	12,760,64	2,360,43	29,081,45	0,830,19
Изо-бутан С₄	0,210,02	2,10,2	1,990,19	0,370,08	19,120,96	0,540,12
Норм. бутан С₄	0,340,03	3,40,3	3,150,32	0,580,12	39,541,98	1,130,26
Изо-пентан С₅	0,110,01	1,10,1	0,800,08	0,150,03	7,610,76	0,220,02
Норм. пентан С₅	0,100,01	1,00,1	0,590,06	0,110,02	3,370,34	0,100,02
Гексан С₆₊	0,190,01	1,90,1	0,550,06	0,100,02	0,470,05	0,010,002
Азот N₂	5,060,51	-	-	-	-	-
Угл. газ СО₂	0,600,06	6,00,6	0,500,05	0,090,02	-	-
Всего	100,04,43	1000,044,3	100,01,32	18,480,58	100,02,76	2,860,09

Продолжение табл. 12

Компонент	Пентаны в дебутанизированном конденсате, г/моль	Суммарное содержание газов дегазации, дебутанизации, пентанов , г/моль	Состав сырого конденсата, % мол	Суммарное содержание газов сепарации, дегазации, дебутанизации, пентанов ±, г/моль	Состав пластового газа, % мол

Метан С₁	-	11,322,28	30.896,26	883,1243,66	85,105,57
Этан С₂	-	3,430,63	9,361,73	51,434,84	4,960,51
Пропан С₃	-	3,190,47	8,701,29	17,291.48	1,670,16
Изо-бутан С₄	-	0,910,14	2,480,39	3,010,25	0,290,02
Норм. бутан С₄	-	1,710,29	4.660,77	5,110,41	0,490,04
Изо-пентан С₅	1,760,11	2,130,04	5,810,40	3,230,15	0,310,02
Норм. пентан С₅	2,150,13	2,360,03	6,440,43	3,360,17	0,320,02
Гексан С₆₊	11.400,59	11,510,02	31,410,62	13,410,62	1,290,08
Азот N₂	-	-	-	50,605,10	4,880,53
Угл. газ СО₂	-	-	-	6,090,60	0,590,61
Всего	15,310,56	36,650,81	100,02.70	1036,544,31	100,05,61

Суммарное содержание компонентов в газах сепарации С_i_сеп, дегазации С_i_дег, дебутанизации С_i_деб и дебутанизированном конденсате С_i_к рассчитывают по формулам:

(129)

(130)

Состав пластового газа С_i_пл определяют делением количества г/моль каждого компонента SС_i_пл на общее число г/моль в пластовом газе С_S_пл.

Расчет состава пластового газа при двухступенчатой сепарации несколько усложняется, так как в этом случае на одно и то же количество отсепарированного газа приходится две пробы сырого конденсата, отобранные из первой и второй ступеней сепарации (табл. 13).

Таблица 13

Результаты измерений и расчетов, используемых в качестве исходных при определении состава пластового газа

Измеренные и расчетные данные	Сепарация
	I ступень	II ступень

Количество выделяющегося конденсата, см³ на 1 м³ отсепарированного газа	q₁	q₂
Объем контейнера, в который отобран сырой конденсат, см³	V₁	V₂
Количество газа, выделяемого из сырого конденсата в объеме контейнера, л: при дегазации	а₁	а₂
при дебутанизации	s₁	s₂
Содержание жидких углеводородов в дебутанизированном конденсате в объеме контейнера, см³	в₁	в₂
Плотность С₅₊ при 20^оС, г/см³	r₁	r₂
Молекулярный вес С₅₊	М₁	М₂
Количество газа, выделившегося из сырого конденсата, г/моль на 1000 г-молей отсепарированного газа, л:
при дегазации	;
при дебутанизации	;
Содержание С₅₊ в сыром конденсате, г/моль на 1000 г-молей отсепарированного газа

Показатели точности определения потенциала С₅₊ в пластовом газе. Потенциал С₅₊ (p) равняется сумме содержаний С₅₊ в сыром конденсате (К) и в отсепарированном газе (L) из расчета на 1 м³ пластового газа, а

Содержание С₅₊в сыром конденсате (К) равно сумме содержаний этих углеводородов в газах дегазации (К₁), дебутанизации (К₂), в дебутанизированном конденсате (К₃):

(131)

где - содержание С₅₊, % мол, соответственно в газе дегазации и дебутанизации; М₁ и М₂ - молекулярный вес С₅₊, содержащихся в газе дегазации и дебутанизации.

С учетом того, что молекулярный вес С₅₊ (М₁ и М₂) можно принять равным 80, получим следующую формулу

(132)

Погрешность рассчитывается по формуле

Содержание С₅₊ в отсепарированном газе определяют по формуле

(133)

где ₃ - содержание С₅₊ в отсепарированном газе, % мол; М₃ - молекулярный вес С₅₊.

(134)

Абсолютную погрешность величины газоконденсатности при двухступенчатой сепарации вычисляют по формуле (индексами указана ступень сепарации)

(135)

Потенциальное содержание бутанов (p_б), пропана (p_п) и этана (p_э) в пластовом газе определяют по формулам:

p_б=С₄^.24,2; p_n=С₃^.18,3; p_э=С₂^.12,5, (136)

где С₄, С₃, С₂ - мольное содержание бутанов, пропана, этана в пластовом газе. Множители при С₄, С₃, С₂ определяются со следующими погрешностями: (24,2±0,3), (18,3±0,2), (12,5±0,1).

Показатели точности подсчета балансовых и извлекаемых запасов конденсата, бутанов, пропана и этана в газоконденсатной залежи. Балансовые запасы конденсата (S) рассчитывают, умножая газоконденсатность (p) на первоначальные запасы газа в пласте. Тогда

Первоначальные запасы газа в пласте определяют объемным методом и по падению давления, используя расчетные формулы:

(137)

Для этих формул

(138)

где F - площадь газоносности; h - средняя эффективная толщина пласта; m - средняя пористость в долях единицы; Р_н , Р_t - давления начальное и текущее; Z_н, Z_t - коэффициенты сверхсжимаемости начальное и текущее; Т_пл, Т_ст - температура пластовая и стандартная; a_г - коэффициент газонасыщенности пласта.

Обычно при подсчете запасов конденсата Q₂и D Q₂ должны быть известны из результатов подсчета запасов газа.

Если таких данных не имеется, приходится рассчитывать по формулам (137, 138).

Балансовые запасы бутанов, пропана и этана рассчитываются по формуле (139)

(139)

Погрешности определяют по формулам:

(140)

Для подсчета извлекаемых запасов конденсата необходимо определить конденсатоотдачу пласта при заданном давлении в пласте Р_к.пл.

Принимают Р_к.пл=0,1 МПа. При потенциале С₅₊ p_к³35 г/м³ коэффициент конденсатоотдачи К_к можно определить по эмпирической графической зависимости К_к от соотношения в пластовом газе углеводородов. Цена давления на графике позволяет определять К_к с погрешностью D К_к=0,02 или D К_к=2%.

При потенциале С₅₊ p_к³30 г/м³ конденсатоотдачу определяют экспериментально в лабораторных условиях при помощи установок УГК-3 и УФР-2.

Ведут подсчет пластовых потерь конденсата q_п.п. при Р_к=0,1 МПа по формуле

(141)

где V_к - объем конденсата в установке PVT при Р_к=0,1 МПа и Т=Т_пл; V_п.г - объем пластового газа в установке РVT при начальных пластовых условиях.

(142)

Количество конденсата, извлекаемого из пласта, определяют как разницу между газоконденсатностью p_к и пластовыми потерями q_п.п, т.е. q_доб=p_к- q_п.п; Dq_доб=

Тогда коэффициент конденсатоотдачи составит

(143)

Временной инструкцией рекомендуется подсчет балансовых запасов компонентов пластового газа на основании его состава и молекулярной массы.

Показатели точности результатов таких расчетов рекомендуется определять следующим образом. Балансовые запасы пластового газа Б_пл в весовых единицах Т находят по формуле

(144)

где Р_пл, Т_пл - соответственно пластовые давления и температура; W - газонасыщенный объем порового пространства; М_пл, Z_пл - молекулярная масса и коэффициент сверхсжимаемости пластового газа.

(145)