Нефтетехнологический факультет Кафедра «Геология и геофизика» (стр. 21 )

Схема определения состава пластового газа

при одноступенчатой сепарации

Состав пластового газа определяется по пробам газа и сырого конденсата, а также по замерам конденсатогазового фактора (КГФ) из двух-трех скважин, наиболее продуктивных на исследуемой залежи. В залежах с этажом газоносности, превышающим 300 м, а также содержащих нефтяную оторочку, количество сырого конденсата может меняться по высоте структуры. В связи с этим в анализе должны участвовать скважины с таким расчетом, чтобы пробы газа и сырого конденсата из них характеризовали залежь вблизи нефтяной оторочки, в прикупольной и промежуточной зонах. В качестве среднего по залежи принимается средневзвешенное по площади содержание С5+высш., а также этана, пропана и бутанов.

При температурах сепарации, равных температуре окружающего воздуха или ниже ее, состав пластового газа определяется путем одноступенчатой сепарации. В сепараторе происходит отделение сырого конденсата от газа, причем сырой конденсат скапливается в нижней его части, а газ направляется на диафрагменный измеритель критического течения (ДИКТ), в котором замеряется дебит газа. Замеры КГФ и отборы проб сырого конденсата и отсепарированного газа производятся при давлении в сепараторе, не превышающем 5 МПа.

Величина КГФ рассчитывается как частное от деления объема сырого конденсата (см3), скопившегося в сепараторе, к объему газа (м3), прошедшего через ДИКТ за один и тот же промежуток времени.

Проба газа отбирается из верхней части сепаратора в газовый баллон емкостью 40 л, рассчитанный на давление 15 МПа. Проба сырого конденсата поступает из сепаратора в специальный контейнер, рассчитанный на давление 20 МПа. Отобранные пробы отсепарированного газа и сырого конденсата исследуются в лабораторных условиях для определения состава пластового газа.

На специальных установках проба сырого конденсата подвергается сначала дегазации, а затем дебутанизации. В результате дегазации из конденсата полностью удаляются метан, частично его гомологи н псе остальные компоненты (СО2, N2, Н2S). При дебутанизации сырого конденсата извлекаются содержащиеся в нем гомологи метана (этан, пропан, бутан). Остаток представляет собой дебутанизированмый конденсат, лишенный всех газообразных компонентов. Суммарное содержание стабильного конденсата (С5+высш.) в составе пластового газа в грамм-молях определяется суммой содержаний дебутанизи-рованного конденсата и конденсата, содержащегося в газах сепарации, дегазации и дебутанизации.

В процессе лабораторных исследований определяют:

состав отсепарированного газа; состав газа дегазации; состав газа дебутанизации; количество газа (б), выделяемое при дегазации сырого конденсата в объеме контейнера, л; количество газа (d), выделяемое при дебутанизации конденсата в объеме контейнера, л; содержание жидких УВ (С5 + высш.) в дебутанизированном конденсате в объеме контейнера (b), см3.

Расчет пластового газа ведется исходя из 100 г-молей отсепарированного газа.

Количество газа А в грамм-молях, выделяющееся при дегазации сырого конденсата, определяется по формуле

А = бq/V,                                                                        (308)

где q — конденсатогазовый фактор; V—объем контейнера, в который отобран сырой конденсат.

Аналогично подсчитывается количество газа Б в грамм-молях, выделяющееся при дебутанизации конденсата:

Б=dq/V.                                                                        (309)

Содержание в сыром конденсате пентанов и вышекипящих (С5+высш.) в грамм-молях определяется по формуле

В=(qbдк·24,04)/VМ,                                                                (310)

где дк — относительная плотность С5 + высш. при 20° С; М — молекулярная масса С5+высш.; 24,04—газовая постоянная.

Расчет состава пластового газа по рассмотренной выше схеме можно проиллюстрировать следующим примером.

На промысле из сепаратора при давлении 6 МПа и температуре — 15° С одновременно отобраны пробы отсепарированного газа и сырого конденсата. КГФ 162 см3/м3; объем контейнера 85 см3. Состав газа сепарации представлен в табл. 12. При дегазации сырого конденсата получено при стандартных условиях 9,7 л газа (табл. 12). В процессе дебутанизации разгазированного конденсата извлечено 1,5 л газа, состав которого также представлен в табл. 12.

Выход дебутанизированного конденсата С5+высш. составил 47см3, плотность его дк = 0,6996, молекулярная масса М=98. В соответствии с формулами (308) —(310): А = (9,7 · 162)/85= 18,48 г-моля; Б=(1,5 · 162)/ /85 = 2,86 г-моля; В = (162 · 47 · 0,6996 · 24,04)/(85 · 98) = 15,31 г-моля.

Число грамм-молей отдельных компонентов газа дегазации и дебутанизации определяется исходя из общего числа грамм-молей (А = 18,48 и Б= 2,86) и процентного состава этих газов. Для определе­ния состава пластового газа (колонка 10 в табл. 12) необходимо: построчно просуммировать данные колонок 3, 5, 7 и 8 (колонка 9); сложить полученные суммы (1036,65 г-молей) и разделить на эту величину каждую строчку колонки 9.

Таблица 12

Расчет состава пластового газа газоконденсатного месторождения

Компоненты	Газ сепарации	Газ дегазации	Газ дебутанизации	С5+высш. в дебутанизированном концентрате, г-моли	Суммарное содержание каждого компонента, г-моли	Состав пластового газа в мольных долях, %
Мольная доля, %	г-моли	Мольная доля, %	г-моли	Мольная доля, %	г-моли
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
С1	87,18	871,8	61,23	11,32	-	-	-	883,12	85,2
С2	4,8	48	18,43	3,4	0,94	0,03	-	51,43	4,96
С3	1,41	14,1	12,76	2,36	29,08	0,83	-	17,29	1,67
i = С4	0,21	2,1	1,99	0,37	19,12	0,54	-	3,01	0,29
n = С4	0,34	3,4	3,15	0,58	39,41	1,13	-	5,11	0,49
С5+ высш	0,4	4	1,94	0,36	11,45	0,33	15,31	20	1,92
H2S	5,06	50,6	-	-	-	-	-	50,6	4,88
CO2	0,6	6	0,5	0,009	-	-	-	6,09	0,59
Итого	100	1000	100	18,48	100	2,86	15,31	1036,65	100

Примечание. Мольная доля цотсепарированного газа в пластовом газе равна 1000/1036,65 = 0,964; мольная доля сухого газа равна 1- 0,0192=0,9808.

Схема определения состава пластового газа при двухступенчатой сепарации

В тех случаях, когда температура сепарации значительно выше окружающего воздуха, то отбор проб производится при двухступен­чатой сепарации. Для этого незначительная часть газа (менее 1%), выходящая из сепаратора, в котором поддерживается давление 10 МПа и выше, направляется в малый термостойкий сепаратор (МТС), давление в котором 5 МПа и температура ниже температуры окружающего воздуха. При двухступенчатой сепарации замеры КГФ производятся в сепараторе и МТС; пробы сырого конденсата также отбираются из сепаратора и МТС, а проба отсепарированного газа—на выходе из МТС.

Следовательно, на первой ступени предусматриваются исследова­ния в сепараторе, на второй — в МТС и на выходе из него.

Коренное отличие в схеме определения состава пластового газа при двухступенчатой сепарации от рассмотренной выше при одноступенчатой сепарации заключается и том, что состав газа сепарации всей системы определяется суммированием компонентов пластового газа из пробы газа сепарации, взятой на выходе из МТС. При одноступенчатой сепарации проба газа сепарации отбиралась на выходе из сепартора.

Для определения состава газа сепарации проба конденсат, отобранная в контейнер из МТС, подвергается только дегазации. Дебутанизация дегазированного конденсата, как правило, не про­водится.

Подсчет начальных запасов стабильного конденсата

Начальные балансовые запасы стабильного конденсата подсчитыва­ются с учетом начальных балансовых запасов свободного газа в залежи Qr0 и начального потенциального содержания конденсата П. Начальное потенциальное содержание стабильного конденсата скла­дывается из содержаний С5 + высш. в сыром конденсате К и отсепарированном газе L из расчета на 1 м3 пластового газа, т. е.

П=К+ L.                                                                        (311)