Нефтетехнологический факультет Кафедра «Геология и геофизика» (стр. 22 )

Схемы определения потенциального содержания стабильного кон­денсата для одноступенчатой и двухступенчатой сепарации различны.

Одноступенчатая сепарация

В соответствии с определением состава пластового газа содержание С5 + высш. в сыром конденсате равно сумме содержаний этих УВ в газе дегазации K1, газе дебутанизации К2 и дебутанизированном конденсате К3:

К=К1+К2+К3.                                                                        (312)

Каждое слагаемое этой формулы рассчитывается с учетом его мольной доли l в пластовом газе, молекулярной массы М и количеств газа или дебутанизированного конденсата, выделившихся при дега­зации и дебутанизации сырого конденсата (сответственно А, Б, В):

K1=А(l1/100)(М1/24,04)=(aql1М1)/(100·24,04)V=0,03(aql1)V;                (313)

K2=Б(l2/100)(М1/24,04)=(aql2М2)/(100·24,04)V=0,03(aql2)V;                (314)

(экспериментально установлено, что молекулярная масса газов дегазации и дебутанизации с приемлемой для расчетов точностью может быть принята равной 80);

К3 = ВМ3 /24,04 = (qb) дк /V.                                                        (315)

Рис. 99. Зависимость мо­лекулярной массы М С5 +высш. от температуры сепарации t

Содержание стабильного конденсата в отсепарированном газе, г/м3:

L=10lL/24,04                                                                        (316)

где lL — мольная доля С5+высш. в отсепарированном газе; МL— молекулярная масса С5 + высш. в этом газе.

Молекулярная масса С5 + высш. в отсепарированном газе может быть определена по графику зависимости этого параметра от температуры сепарации (рис. 99).

Суммируя слагаемые начального потенциального содержания кон­денсата в пластовом газе, получим:

П=К1+К2+К3+L=(q/V)(0,03al1+0,03dl2+bдк)+10lL(ML/24,04).        (317)

Тогда балансовые запасы стабильного конденсата (в тыс. т) определяются путем умножения потенциального содержания (в г/м3) на балансовые запасы свободного (пластового) газа (в млрд. м3):

Qк0 = Qr0П= Qr0 [(q/V) (0,03al1 + 0,03 al2 + bдк)+10lL(ML/24,04)].        (318)

Если воспользоваться исходными данными, на основе которых составлена табл. 12, а также данными этой таблицы, то при Qr0 = 100 млрд. м3 балансовые запасы конденсата будут равны:

бк0= 100П=100[(162/85) (0,03 ·9,7- 1,94 + 0,03 · 1,5 ·11,45 + 47 · 0,6996) + 10 · 0,4 (75/24,04)] = 7750 тыс. т.

Двухступенчатая сепарация

Как и в случае одноступенчатой сепарации, потенциальное содер­жание стабильного конденсата при двухступенчатой сепарации равно сумме содержаний С5 + высш. в газе сепарации  L1 и в сыром конденсате К1 (индексами I и II здесь и далее обозначается ступень сепарации). Однако содержание L1 в газе сепарации при двухступен­чатой сепарации определяется суммой содержаний тяжелых УВ в газе сепарации LII, газе дегазации и дегазированном конденсате КII3, определенных по пробам МТС, т. е.

.                                                                (319)

Содержание С5+высш. в сыром конденсате, взятом в контейнер непосредственно из сепаратора, определяется по формуле

К1 = К11 + К13.                                                                        (320)

Так как дебутанизация дегазированного конденсата не проводилась, К2 в обеих последних формулах не учитывается. Тогда

.                                        (321)

Используя формулы (316), (317), общую формулу определения потенциального содержания стабильного конденсата в пластовом газе можно представить в следующем виде:

=  [(qII/VII) (0,03+ bIIдк)].                                                (322)

Формула подсчета балансовых запасов конденсата аналогична формуле (318):

Qк0 = Qr0ПII        (323)

где ПII — потенциальное содержание конденсата при двухступенчатой сепарации.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ СТАБИЛЬНОГО КОНДЕНСАТА

Извлекаемые запасы стабильного конденсата зависят от величины его потерь за весь срок разработки залежи. Разработка газоконден-сатных залежей обычно ведется со снижением пластового давления. При этом значительная часть стабильного конденсата выделяется в пласт и остается неизвлеченной. Величина пластовых потерь может изменяться на разных залежах от 2 до 250 г/м3. Следовательно, сокращение потерь конденсата при разработке представляет одну из серьезнейших проблем газовой промышленности.

Величина начальных извлекаемых запасов стабильного конденсата определяется с помощью коэффициента извлечения, равного отноше­нию разности величины начального потенциального содержания конденсата и его пластовых потерь к начальному пластовому содержанию:

.                                                        (324)

На залежах, работающих без поддержания пластового давления, способы определения коэффициента извлечения стабильного конден­сата выбираются в зависимости от его начального потенциального содержания в пластовом газе.

В том случае, когда 77>30 г/м3, коэффициент извлечения стабиль­ного конденсата определяется с учетом величины пластовых потерь, устанавливаемых экспериментально до начала разработки залежей. Цель экспериментальных исследований заключается в выявлении на установке величины уменьшения потенциального содержания стабиль­ного конденсата при снижении пластового давления от начального до стандартного, равного 0,1 МПа.

Определение пластовых потерь стабильного конденсата произво­дится на установке УГК-3. Для этого отобранные на промысле пробы газа и сырого конденсата рекомбинируют в бомбе в соответствии с конденсатогазовым фактором, замеренным при отборе этих проб. Сырой конденсат переводят в газовую фазу, после чего в бомбе замеряют объем пластового газа. В дальнейшем расчет пластовых потерь стабильного конденсата ведется на 1 м3 этого объема. После выполнения этих операций температуру в бомбе доводят до пластовой. Затем производят поэтапный выпуск из бомбы с таким расчетом, чтобы получить необходимое количество точек для построения кривой дифференциальной конденсации (пластовых потерь конденсата). По замерам составляют график зависимости количество выделившегося сырого конденсата—пластовое давление (рис. 100). Коэффициент из­влечения конденсата рассчитывается для условий конечного давления 0,1 МПа.

Рис. 100. Кривая дифференциальной конденсации пластового газа

Рис. 101. Зависимость величины отношения пластовых потерь конденсата к начальному его содержанию в газе П от фракционного состава

Оставшийся в бомбе после выпуска газа сырой конденсат выпускают в ловушку, охлаждают до стандартной температуры и замеряют его объем и плотность.

Расчет коэффициента извлечения конденсата можно пояснить на следующем примере.

Согласно рис. 100 при давлении 0,1 МПа объем оставшегося в бомбе сырого конденсата составил 40 см3/м3. С учетом его плотности при давлении 0,1 МПа, равной 0,783 г/см3, и начального потенци­ального содержания 126 г/м3 = (126-40-0,783)/126 = 0,752.

Если в залежи потенциальное содержание составляют менее 30 г/м3, определение ведется на основе зависимости величины от фракционного состава конденсата для условий температур, при которых выкипает 90% конденсата (рис. 101).  Например, если 90% конденсата перегоняется при 220˚С, то величина =0,1,  а  = 0,9.