МИНИСТЕРСТВО ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
ВСЕСОЮЗНЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ (ВНИИГАЗ)
«УТВЕРЖДАЮ»
Начальник геологического
управления
___________И. П.Жабрев
1983 г.
МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО
по подсчету балансовых и извлекаемых запасов конденсата, этана, пропана, бутанов, неуглеводородных компонентов и определению их потенциального содержания в пластовом газе.
Директор ВНИИГаза
д. т.н., профессор А. И.Гриценко
Москва, 1984
УДК 558.98.04
Настоящее методическое руководство определяет порядок подсчета запасов и учета добычи конденсата, этана, пропана, бутанов. Оно составлено Всесоюзным научно-исследовательским институтом природных газов (ВНИИГАЗ) и является приложением к Временной инструкции по учету запасов конденсата, этана, пропана, бутанов в горючих газах и составлению отчетного баланса запасов по форме №7-гр (конденсат, этан, пропан, бутаны, гелий), утвержденной Министром геологии СССР (приказ № 000 от 14 сентября 1983 г.). Кроме того, в руководстве приводится методика подсчета неуглеводородных компонентов (газовой серы, азота, углекислого газа).
Методическое руководство согласовано с Мингазпромом, Мингео СССР, ГКЗ СССР, Госгортехнадзором.
Составители: В. И. Старосельский, В. В. Юшкин.
© Всесоюзный научно-исследовательский институт
природных газов (ВНИИГАЗ),1984
СОДЕРЖАНИЕ
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. В соответствии с Основами законодательства Союза ССР и Союзных республик о недрах все выявленные в недрах СССР запасы полезных ископаемых и их сопутствующих компонентов подлежат Государственному учету с целью определения обеспеченностью добычей разведанными запасами добывающих предприятий и разработки мероприятий по рациональному комплексному освоению месторождений и использованием всех полезных компонентов природного газа.
1.2. В составе природных газов встречаются высокие содержания этана, пропана, бутанов, сероводорода, углекислого газа, азота, гелия и других компонентов. Такие газы могут перерабатываться на газохимических комплексах с извлечением полезных компонентов.
1.3. В стране имеются значительные ресурсы этансодержащих газов, т. е. газов, характеризующихся концентрацией этана 3% и более и являющихся кондиционными для переработки на газохимических комплексах. Концентрация этана в газе 3% является минимально рентабельной при современном технологическом уровне извлечения этана из газа. При кондиционном содержании этана в залежах природного газа необходимо определять запасы этана, пропана, бутанов, основанные на изучении состава газа в пластовых условиях.
1.4. Газоконденсатными называют такие залежи, из газа которых при снижении давления выделяется жидкая углеводородная фаза – конденсат. Различают конденсаты сырой и стабильный. Учет запасов газового конденсата производится по стабильному конденсату.
1.5. Сырой конденсат представляет собой жидкость, получаемую непосредственно в промысловых сепараторах при данных давлении и температуре. Он состоит их жидких при стандартных условиях (0,1 МПа и 20 °С) углеводородов, в которых растворено то или иное количество газообразных углеводородов.
Стабильным конденсатом называется углеводородный конденсат состоящий из углеводородов С5+, в котором растворено не более 3-4% пропан-бутановой фракции. Упругость паров стабильного конденсата не превышает, как правило, 500 мм. рт. ст. Стабильный конденсат получается из сырого путем его дегазации.
1.6. Потенциальное содержание стабильного конденсата определяется как отношение углеводородов С5+ в см3 или г на куб. метр сухого газа, т. е. газа, лишенного углеводородов С5+.
До начала разработки месторождения потенциальное содержание называется начальным. При текущих пластовых давлениях потенциальное содержание называется текущим.
1.7. Начальное потенциальное содержание конденсата и его изменение по мере разработки месторождения определяется в период разведки в соответствии с инструкцией [1].
1.8. В процессе разработки месторождения потенциальное содержание конденсата уточняется промысловыми исследованиями на каждом этапе снижения пластового давления по отношению к начальному на 10% [2].
Для крупных месторождений (типа Оренбургского) потенциальное содержание конденсата определяется как среднее на основе определений либо по каждому УКПГ, либо по каждой скважине.
1.9. Уточнение потенциального содержания конденсата производится на основе данных по составу отсепарированного газа и насыщенного конденсата в соответствии с инструкцией [1].
1.10. Уменьшение потенциального содержания конденсата происходит вследствие выпадения части углеводородов С5+ в жидкую фазу в пласте при снижении пластового давления.
1.11. Коэффициент извлечения конденсата из недр определяется отношением разности величин начального потенциального содержания конденсата и его пластовых потерь к начальному потенциальному содержанию конденсата.
1.12. Коэффициент извлечения конденсата из недр рассчитывается для конечного пластового давления 0,1 МПа.
1.13. Балансовые запасы стабильного конденсата в газоконденсатной залежи определяются содержанием в пластовом газе всех углеводородов, представляющих собой жидкость при стандартных условиях, т. е. пентанов и вышекипящих (С5+).
1.14. Балансовые запасы стабильного конденсата в тоннах подсчитываются путем умножения содержания пентанов и вышекипящих (в г/м3)на балансовые запасы газа (в м3), деленные на 106.
1.15. Запасы этана, пропана, бутанов (в тоннах) в пластовой смеси подсчитываются путем умножения потенциального содержания в ней каждого из компонентов (в г/м3) на запасы пластового газа (в м3), деленные на 106. Если расчет запасов ведется на сухой газ (без С5+), то потенциальное содержание компонентов на куб. м. сухого газа умножается на запасы сухого газа.
Запасы компонентов при указанных способах подсчета должны совпадать.
2. Методическое руководство по определению потенциального
содержания углеводородов С5+, этана, пропана, бутанов,
кислых компонентов и азота в пластовом газе,
подсчету их балансовых и извлекаемых запасов.
2.1. Для отбора проб газа и конденсата на структуре выбирается две-три наиболее продуктивные скважины.
При наличии в газоконденсатном пласте нефтяной зоны промышленны размеров или большого этажа газоносности (более 300 м) пластовый газ в различных участках структуры может содержать неодинаковое количество этана, пропана, бутанов, пентанов и вышекипящих. Поэтому отбор проб необходимо производить из такого числа скважин (считаясь с местоположением нефтяной оторочки и наличием сбросов), чтобы обеспечить получение достаточно точных данных по содержанию гомологов метана в различных участках залежи. При этом обязательно должны быть отобраны пробы газа и конденсата из скважины, расположенной в своде структуры, вблизи оторочки и в промежуточном участке. Среднее содержание этана, пропана, бутанов, пентанов и вышекипящих рассчитывается как средневзвешенное по площади.
2.2. Определение потенциального содержания углеводородов С5+ производится при исследовании пластовых проб газа и конденсата в соответствии с методикой, разработанной во ВНИИГАЗ’е [1].
Пример: При исследовании пластовой пробы газа и конденсата потенциальное содержание углеводородов С5+ в пластовом газе составило 126 г/м3 на 1 м3 газа сепарации; молярные доли газа сепарации в пластовом газе 0,960, сухого газа – 0,974. Расчет состава пластового газа приведен в таблице 1.
В расчете на 1 м3 пластового газа потенциальное содержание углеводов С5+ составит:
126 г/м3 х 0,960 = 121 г/м3
в расчете на 1 м3 сухого газа (без С5+):
121 г/м3 : 0,974 = 124 г/м3
2.3. Пример расчета потенциального содержания в пластовом газе этана, пропана, бутанов.
Потенциальное содержание этана, пропана, бутанов определяется путем умножения молярного процентного содержания каждого из них в пластовом газе на коэффициенты соответственно: 12,5; 18,3; 24,2 (таблица 2).
В расчете на 1 м3 пластового газа:
С2Н6 = 4,88 х 12,5 = 61,0 г/м3
С3Н8 = 2,29 х 18,3 = 41,9 г/м3
и С4Н10 = 0,80 х 24,2 = 19,4 г/м3
н С4Н10 = 0,65 х 24,2 = 15,7 г/м3
в расчете на 1 м3 сухого газа (без С5+):
С2Н6 = 61,0 г/м3 : 0,974 = 62,6 г/м3
С3Н8 = 41,9 г/м3 : 0,974 = 43,0 г/м3
и С4Н10 = 19,4 г/м3 : 0,974 = 19,9 г/м3
н С4Н10 = 15,7 г/м3,65 х 24,2 = 15,7 г/м3
2.4. Пример расчета балансовых запасов и добычи этана, пропана, бутанов и конденсата (С5+):
Дано:
а) Запасы пластового газа – 25 млрд. м3, в т. ч.
сухого газа (без С5+) – 24,35 млрд. м3 (25 х 0,974 = 24,35)
При утверждении запасов сухого газа:
С2Н6 = | 62,6 х 24,35 х 109 | = 1525 тыс. т |
106 | ||
С3Н8 = | 43,0 х 24,35 х 109 | = 1047 тыс. т |
106 | ||
и С4Н10 = | 19,9 х 24,35 х 109 | = 484 тыс. т |
106 | ||
н С4Н10 = | 16,1 х 24,35 х 109 | = 392 тыс. т |
106 | ||
С5+ = | 124 х 24,35 х 109 | = 3025 тыс. т |
106 |
При утверждении запасов пластовой смеси:
С2Н6 = | 61,0 х 25 х 109 | = 1525 тыс. т |
106 | ||
С3Н8 = | 41,9 х 25 х 109 | = 1047 тыс. т |
106 | ||
и С4Н10 = | 19,4 х 25 х 109 | = 484 тыс. т |
106 | ||
н С4Н10 = | 15,7 х 25 х 109 | = 392 тыс. т |
106 | ||
С5+ = | 121 х 25 х 109 | = 3025 тыс. т |
106 |
Добыча сухого газа в течение года составила 870 х 106 м3 . Тогда остаточные запасы конденсата и других компонентов составят:
Добыча: | С2Н6 = | 62,6 х 870 х 106 | = 54 тыс. т |
106 | |||
С3Н8 = | 43,0 х 870 х 106 | = 37 твс. т | |
106 | |||
и С4Н10 = | 19,9 х 870 х 106 | = 17 тыс. т | |
106 | |||
н С4Н10 = | 16,1 х 870 х 106 | = 14 тыс. т | |
106 | |||
С5+ = | 124 х 870 х 106 | = 108 тыс. т | |
106 |
Остаточные запасы конденсата, этана, пропана, бутанов:
С5+ = | 3025 – 108 | = 2917 тыс. т |
С2Н6 = | 1525 – 54 | = 1471 тыс. т |
С3Н8 = | 1047 – 37 | = 1010 тыс. т |
и С4Н10 = | 484 – 17 | = 467 тыс. т |
н С4Н10 = | 392 – 14 | = 378 тыс. т |
При расчете добычи компонентов на пластовую смесь сомножителями являются потенциальное содержание компонентов в пластовой смеси и ее объемы добычи.
Таблица 2
Основные физические характеристики природных газов
Компоненты | Молекулярная масса | Плотность при 0,1 МПа и 20 ºС, кг/м3 | Критическое давление, МПа | Критическая температура, К | Коэффициент подсчета весового количества в г/м3 при 20 ºС |
Метан | 16,042 | 0,668 | 4,73 | 191,1 | 6,7 |
Этан | 30,068 | 1,251 | 4,98 | 305,4 | 12,5 |
Пропан | 44,094 | 1,834 | 4,34 | 370,0 | 18,3 |
Бутан | 58,120 | 2,418 | 3,87 | 425,2 | 24,2 |
Пентан | 72,146 | 3,001 | 3,44 | 469,8 | 30,0 |
Гексан | 86,182 | 3,585 | 3,09 | 507,8 | 35,8 |
Углекислый газ | 44,010 | 1,831 | 7,38 | 304,2 | 18,3 |
Сероводород | 34,016 | 1,431 | 9,18 | 373,6 | 14,3 |
Азот | 28,016 | 1,166 | 3,46 | 126,2 | 11,7 |
2.5. 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 (в г/м3) сероводорода определяется умножением его процентного содержания на коэффициент 14,3, а углекислого газа (двуокиси углерода) – на 18,3. Запасы двуокиси углерода могут быть также выражены в м3 и получены умножением процентного содержания СО2 на запасы газа.
Пример расчета потенциального содержания и запасов СО2 и H2S (примем концентрации в пластовом газе соответственно 15% и 5% мол., молекулярная доля сухого газа в пластовом газе 0,974, запасы пластового газа 25,0 млрд. м3, сухого – 24,35 млрд. м3).
На 1 м3 пластового газа:
СО2 = | 15 х 18,3 | = 274,5 г/м3 |
H2S = | 6 х 14.3 | = 71,5 г/м3 |
На 1 м3 сухого газа:
СО2 = | 274,5 : 0,974 | = 281,8 г/м3 |
H2S = | 71,5 : 0,974 | = 73,4 г/м3 |
Балансовые запасы СО2:
СО2 = | 274,5 х 25 х 109 | = 6862 тыс. т | на пластовый газ |
106 | |||
СО2 = | 281,8 х 24,35 х 109 | = 6862 тыс. т | на сухой газ |
106 | |||
Балансовые запасы H2S:
H2S = | 71,5 х 25 х 109 | = 1787 тыс. т | на пластовый газ |
106 | |||
H2S = | 73,4 х 24,35 х 109 | = 1787 тыс. т | на сухой газ |
106 | |||
Запасы газовой серы определяют умножением запасов сероводорода на коэффициент 0,94, представляющий собой отношение элементарных весов в молекуле сероводорода. Можно получить содержание серы в газе (в г/м3) и определить запасы газовой серы произведением потенциального содержания серы и запасов газа:
Из расчета на пластовый газ
Газовая сера= | 5 х 14,3 х 25 х 109 | =1680 тыс. т |
106 |
Из расчета на сухой газ
Газовая сера= | 5 х 14,3 х 24,35 х 109 х 0,94 | =1680 тыс. т |
0,974 х 106 |
2.6. При высоких концентрациях азота в газе подсчитываются его запасы, которые выражаются в м3 или в тоннах. Потенциальное содержание азота в газе определяется умножением процентного его содержания на коэффициент 11,7.
Пример расчета потенциального содержания и запасов азота (примем концентрацию в пластовом газе 15% мол., молярная доля сухого газа в пластовом газе – 0,974, запасы пластового газа 25,0 млрд. м3, сухого газа (без С5+) – 24,35 млрд. м3).
В пластовом газе запасы азота составят:
0,15 х 25 х 109 = 3,75 млрд. м3
В весовых значениях в расчете на пластовый газ:
N2= | 15 х 11,7 х 25,0 х 109 | = 4387 тыс. т |
106 |
В расчете на сухой газ:
N2= | 15 х 11,7 х 24,35 х 109 | = 4387 тыс. т |
0,974 х 106 |
Таким образом, при расчете потенциального содержания в газе углеводородных и неуглеводородных компонентов, определения их ресурсов и объемов добычи, следует обращать особое внимание на соответствие содержания компонентов в пластовом или сухом газе запасам такого же газа.
2.7. В случае малочисленности определений состава пластового газа, а также неполного охвата ими площади и разреза залежи, для более надежного обоснования среднего содержания газовых компонентов в пластовом газе могут быть дополнительно использованы анализы газа по пробам, отобранным с устья скважин. Полученные среднеарифметические значения содержания компонента умножаются на соответствующие переводные коэффициенты и на запасы пластового газа, а в расчете на сухой газ – делятся на мольную долю сухого газа. Такие расчеты дают погрешность, не превышающую 10% при относительно сухих пластовых газах с содержанием конденсата до 50 г/м3.
2.8. Пример: обоснование величины коэффициента извлечения конденсата из недр.
а) залежи с содержанием С5+ боле 30 г/м3
Опыты по дифференциальной конденсации пластовой пробы газа показали (см. таб.3 и рис.1), что давление начала конденсации равно пластовому (27,8 МПа). При давлении 0,1 МПа в залежи в жидкую фазу переходит С5+ 40 см3/м3 сырого конденсата.
Плотность конденсата, выпавшего в пласте при давлении 0,1 МПа, - 0,783 г/м3.
Коэффициент извлечения конденсата из недр:
124 – 40 х 0,783 | = 0,748 |
124 |
б) залежи с содержанием С5+ менее 30 г/см3.
По обобщенным кривым пластовых потерь конденсата (2), используя фракционный состав конденсата (90% выкипаемости), определена величина коэффициента извлечения конденсата из недр.
Фракционный состав конденсата:
начало кипения, ºС 41
10% перегоняется при ºС 67
50% перегоняется при ºС 129
90% перегоняется при ºС 260
Конец кипения, ºС 300
отогнано, % об. 99,5
Исходя из 90% точки (260 ºС) при пластовом давлении, равном 0,1 МПа количество выпавшего конденсата (рис.2) составит 12,5%, значит величина коэффициента извлечения конденсата из недр равна 1,00 – 0,125 = 0,875
3.МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО ПО УЧЕТУ ЗАПАСОВ КОНДЕНСАТА
В РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
В сложившейся в настоящее время практике ежегодного учета объединениями остаточных балансовых запасов конденсата по разрабатываемым месторождениям наблюдаются два случая:
по месторождениям с большими и средними запасами газа проводится полный комплекс газоконденсатных исследований и поэтому в проектах разработки имеются основные прогнозные зависимости по фазовому поведению пластового газа.
по месторождениям с малыми запасами газа (до 5 млрд. м3) и, как правило, с малыми содержанием конденсата (до 30 г/см3) основные зависимости по фазовому поведению пластового газа отсутствуют. Поэтому при ежегодном учете остаточных запасов конденсата газодобывающие объединения вынуждены проводить списание запасов, основываясь на данных по добыче конденсата.
Для месторождений с большими и средними запасами газа и значительным удельным содержанием конденсата предлагается за основу брать зависимость изменения потенциального содержания конденсата от снижения давления (приводится в проектах разработки месторождения).
Используя эту зависимость, определяют потенциальное содержание конденсата в отбираемом из пласта газе при пластовом давлении на конец года. Умножением величины потенциального содержания конденсата на остаточные запасы газа получают остаточные запасы конденсата в пласте. Умножая потенциальное содержание (среднеарифметическое за год) конденсата на количество отобранного из пласта газа получают количество извлеченного из пласта конденсата.
Разность между запасами конденсата и суммой извлеченного из пласта конденсата и остаточных его запасов дает пластовые потери конденсата.
Таким образом, составляется ежегодный баланс конденсата по данной залежи.
Для месторождений с малым содержанием конденсата предлагаются обобщенные зависимости по дифференциальной конденсации пластовых газоконденсатных систем от фракционного состава конденсата (90% выкипаемости). По общим обобщенным кривым дифференциальной конденсации определяются зависимость пластовых потерь конденсата для конкретной залежи и по этой зависимости рассчитываются кривая изменения потенциального содержания конденсата от снижения пластового давления данной залежи. Далее расчеты выполняются аналогично первому случаю.
При малых содержаниях конденсата некоторые газоконденсатные залежи, как правило, находятся в недонасыщенном состоянии. Коэффициент конденсатоотдачи таких месторождений выше примерно на 5% среднего коэффициент конденсатоотдаыи для залежей, давление начала конденсации в которых равно пластовому (0,90).
3.1 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАПАСОВ КОНДЕНСАТА ПО МЕРЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С СОДЕРЖАНИЕМ КОНДЕНСАТА БОЛЕЕ 30 г/м3
3.1.1. Из проекта разработки месторождения использовать следующие данные:
- балансовые запасы газа в млрд. м3;
- отбор газа из месторождения в млрд. м3/год;
- балансовые запасы стабильного конденсата в тоннах;
- изменение потенциального содержания конденсата по мере снижения пластового давления (рис.3);
- конечный проектный коэффициент конденсатоотдачи.
3.1.2. Определить пластовое давление на конец данного года разработки.
3.1.3. По величине пластового давления определить текущее содержание конденсата (рис.3).
3.1.4. По кривой рис.3 определить среднее за год потенциальное содержание конденсата.
3.1.5. По среднему потенциальному содержанию конденсата и количеству отобранного за данный год газа определить количество извлеченного из пласта конденсата (в составе отобранного газа) в тоннах.
3.1.6. Определить текущие остаточные запасы газа в пласте в млрд. м3.
3.1.7. Путем перемножения величин потенциального содержания конденсата в газе (на конец года) на остаточные запасы газа определить текущие запасы конденсата в тоннах.
3.1.8. Аналогичные расчеты производят на каждый последующий год разработки месторождения.
Пример расчета запасов конденсата находящегося в разработке месторождения.
Дано:
- начальное пластовое давление равно 26 МПа;
- запасы газа – 10 млрд. м3, в том числе сухого (без углеводородов С5+) 9,6 млрд. м3;
- отбор сухого газа из месторождения в млрд. м3:
Год разработки | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
Отбор газа, млрд. м3 | 2 | 2 | 2 | 2 | 0,6 |
- потенциальное содержание углеводородов С5+ равно 200 г на м3 сухого газа;
- балансовые запасы стабильного конденсата равны
1,92 х 106 тонн;
- конечный проектный коэффициент конденсатоотдачи равен 0,5.
Определяем количество конденсата, извлеченного из пласта в составе отобранного газа за первый год разработки:
- на конец первого года разработки пластовое давление равнялось 20 МПа;
- по кривой рис.3 потенциальное содержание конденсата при давлении 20 МПа равно 149 г/м3;
- среднее потенциальное содержание конденсата за год разработки равно 175 г/м3;
- извлечено из пласта конденсата в составе отобранного газа в тоннах:
175 х 2 х 109 | = 350000 |
106 |
- текущие запасы газа в куб. м равны:
9,6 х 109 – 2 х 109 = 7,6 х 109;
- текущие запасы конденсата в тоннах:
149 х 7,6 х 109 | = 1130000 |
106 |
- пластовые потери конденсата в т онах:
1920 х 103 – 350 х 103 – 1130 х 103 = 440 х 103 т
Определяем количество конденсата, извлеченное из пласта в составе отобранного газа на второй год разработки:
- на конец года содержание конденсата при пластовом давлении 15,6 МПа равно 100 г/м3;
- среднее потенциальное содержание конденсата за второй год разработки составило 124,5 г/м3;
- извлечено из пласта конденсата в составе отобранного газа в тоннах:
124,5 х 2 х 109 | = 249000 |
106 |
- текущие запасы газа в куб. м на конец второго года разработки:
9,6 х 109 – 4 х 109 = 5,6 х 109 м3;
- текущие запасы конденсата в тоннах на конец второго года разработки:
100 х 5,6 х 109 | = 560000 |
106 |
- пластовые потери конденсата в тоннах:
1130 х 103 – 249 х 103 – 560 х 103 = 321 х 103;
Определяем количество конденсата, извлеченное из пласта в составе отобранного газа за третий год разработки:
- на конец третьего года разработки пластовое давление равнялось 10 МПа;
- потенциальное содержание конденсата в газе при этом давлении равно 56 г/м3;
- среднее потенциальное содержание конденсата в третьем году разработки равнялось 78 г/м3;
- извлечено из пласта конденсата в тоннах:
78 х 2 х 109 | = 156000 ; |
106 |
- текущие запасы газа в куб. м на конец 3-го года разработки:
9,6 х 109 – 6 х 109 = 3,6 х 109;
- текущие запасы конденсата в тоннах:
56 х 3,6 х 109 | = 20000; |
106 |
Определяем количество конденсата, извлеченное из пласта в четвертом году разработки:
- на конец четвертого года разработки пластовое давление равнялось 4,6 МПа;
- потенциальное содержание конденсата в газе при этом давлении равно 52 г/м3;
- среднее потенциальное содержание конденсата в третьем году разработки равнялось 54 г/м3;
- извлечено из пласта конденсата в тоннах:
54 х 2 х 109 | = 108000 ; |
106 |
- текущие запасы газа в куб. м на конец 3-го года разработки:
9,6 х 109 – 8 х 109 = 1,6 х 109;
- текущие запасы конденсата в тоннах:
52 х 1,6 х 109 | = 83000; |
106 |
- пластовые потери конденсата в тоннах:
200 х 103 – 108 х 103 – 83 х 103 = 9 х 103
Определяем количество конденсата, извлеченное из пласта в пятом году разработки:
- на конец пятого года разработки пластовое давление равнялось 2,3 МПа;
- потенциальное содержание конденсата в газе при этом давлении равно 60 г/м3;
- среднее потенциальное содержание конденсата в пятом году разработки равнялось 56 г/м3;
- извлечено из пласта конденсата в тоннах:
56 х 0,6 х 109 | = 33600 ; |
106 |
- текущие запасы газа в м3 равны
9,6 х 109 -8,6 х 109 = 1 х 109
- текущие запасы конденсата в тоннах равны
60 х 1 х 109 | = 60000 |
106 |
- количество конденсата, перешедшего в газовую фазу в пласте в тоннах:
93,6 х 103 – 83 х 103 = 10,6 х 103
Результаты расчета сведены в таблицу 4.
Из рассмотренных данных таблицы 4 видно, что к концу разработки месторождения (коэффициент газоотдачи принят 0,9; отобрано
8,6 х 109 м3 газа) из пласта в составе отобранного газа извлечено конденсата 896000 т, или 47% от начальных его запасов. В остаточных запасах газа осталось 60000 т конденсата, или около 3% от начальных его запасов.
Таким образом, пластовые потери конденсата равны 963400 т, или 50% от начальных запасов конденсата.
3.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАПАСОВ КОНДЕНСАТА ПО МЕРЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С СОДЕРЖАНИЕМ КОНДЕНСАТА МЕНЕЕ 30 г/м3
3.2.1. Из проекта разработки месторождения используются следующие данные:
- балансовые запасы газа в млрд. м3;
- отбор газа из месторождения в млрд. м3/год;
- начальное потенциальное содержание конденсата в г/м3;
- балансовые запасы стабильного конденсата в тоннах;
- температура выкипания 90% конденсата;
- начальное пластовое давление;
- конечный проектных коэффициент конденсатоотдачи.
3.2.2. Для определения изменения потенциального содержания конденсата в газе при снижении пластового давления использовать обобщенные зависимости «Пластовые потери конденсата – пластовое давление» (рис.4)и данные по изменению количества выпадающего конденсата с различной температурой выпипаемости (кривые 1 и 2) в % от потециального содержания на 1 ºС (таблица 5).
Пример. При пластовом давлении, равном 90% от начального, получим (7,0 – 1,3):100=6,057
Основные порталы (построено редакторами)