 |
Методы подсчёта запасов конденсата
|
|
|
|
Лекция 19
Методы подсчёта геологических и извлекаемых запасов конденсата, этана, пропана, бутанов и полезных компонентов
Метод подсчёта запасов этана, пропана и бутанов
Методы подсчета запасов конденсата, а также бутанов, пропана и этана определены «Инструкцией по исследованию газоконденсатных залежей с целью определения геологических и извлекаемых запасов конденсата и других компонентов газа» и «Методическим руководством по подсчету геологических и извлекаемых запасов конденсата, этана, пропана, бутанов, неуглеводородных компонентов и определению их потенциального содержания в пластовом газе».
Подсчёт запасов этих компонентов осуществляется в случаях:
1. Если природный газ содержит не менее 3 % этана, а запасы газа разведанные составляют более 10 млрд м3. Указанная концентрация этана – минимально рентабельная при современном технологическом уровне извлечения его из природного газа.
2. Если на изученном месторождении кроме основной залежи с кондиционным содержанием этана имеются другие залежи, по которым содержание этана составляет не менее 2,5 %.
3. Если в пластовом газе содержатся кислые компоненты (CО2 и Н2s) в количестве > 50 % и содержит этана не менее 1,5 %.
Запасы этана, пропана и бутанов подсчитываются в тыс.т.
Подсчёт ведётся по данным о содержании потенциальных компонентов в составе пластового газа.
| (19.1) |
где П с2с3с4 - потенциальное содержание этих компонентов в г/м3 в составе пластового газа. Определяется путем умножения доли каждого компонента в пластовом газе ус1с2с3 /100 на его плотность ρс2с3с4 при 0,1 МПа и 20°С:
| (19.2) |
ρс2 =1251 г/м3; ρс3 =1834 г/м3; ρс4 =2418 г/м3.
Подсчёт запасов газовой серы
|
|
|
Предварительно необходимо определить запасы содержащегося в газе Н2s.
Далее рассчитывается соотношение между атомной массой серы и молекулярной массой Н2s.
| (19.3) |
ρ Н2s=1431 г/м3
| (19.4) |
| (19.5) |
Геологические запасы газовой серы в тыс. т определяются умножением запасов сероводорода на Отношение атомной массы серы Аs к молекулярной массе сероводорода MН2S постоянная величина, которая равна 0,94.
Запасы Н2s и газовой серы рассчитываются в тыс.т.
Подсчёт запасов CО2, азота, гелия и аргона
Геологические запасы углекислого газа и азота получают путем умножения геологических запасов пластового газа в млн. м3 на долю компонента в его составе:
| (19.6) |
Аналогично получают и геологические запасы гелия и аргона в тыс. м3.
| (19.7) |
Методы подсчёта запасов конденсата
Газоконденсатные залежи отличаются от газовых содержанием в продукции скважин жидкой фазы – конденсата. В пластовых условиях газоконденсатная система насыщена высококипящими углеводородами, которые на поверхности конденсируются и выпадают в виде жидкости.
Газоконденсатная система также отличается от залежей нефти. В нефтяных залежах газ растворён в нефти, а в газоконденсатных вся пластовая углеводородная система находится в однофазном газообразном состоянии.
Условием газообразного состояния смеси углеводородов является преобладание в ее составе метана. В чисто газовых месторождениях его более 90 % (остальное - другие углеводородные газы, а также двуокись углерода, сероводород, азот и др.).
Однако наличие в смеси некоторого количества тяжелых углеводородов не значит, что она обязательно будет находиться в двухфазном состоянии. Дело в том, что при высоком давлении в пласте (вблизи критической точки на фазовой диаграмме) плотность газовой фазы приближается к плотности легких углеводородных жидкостей. В этих условиях в сжатом газе растворяются значительные количества углеводородной жидкости, подобно тому, как в бензине растворяется нефтяной битум. Такие месторождения называются газоконденсатными. Таким образом, к газоконденсатным относят такие газовые месторождения, из газа которых при снижении давления до атмосферного выделяется жидкая фаза - конденсат.
|
|
|
В нефтяных залежах газовые факторы достигают 600-700 м3/т, а в газоконденсатных залежах газовый фактор может достигать величины 18 тыс. м3/т. Плотность газа в стандартных условиях не превышает 800 г/м3.
Различают сырой конденсат и стабильный конденсат.
Сырым конденсатом называется углеводородная фаза, не прошедшая стадии стабилизации. Она находится под определённым давлением и содержит растворённый газ. Сырой конденсат получают в промышленных сепараторах при данных температуре и давлении. Так как на месторождении температура и давление изменяются в зависимости от времени года, то состав сырого конденсата изменяется. Поэтому использовать сведения о содержании сырого конденсата для подсчёта запасов конденсата нежелательно.
Стабильный конденсат (дебутанизированный) – жидкая фаза, состоящая из углеводородов от С5Н12 и высших. Получается стабилизацией конденсата путём дегазации из сырого конденсата.
При определении запасов конденсата учитывается стабильный конденсат, состоящий из жидких при стандартных условиях углеводородов С5 + высш (пентанов и вышекипящих).
Геологические запасы стабильного конденсата находятся по потенциальному содержанию его в составе пластового газа и запасам пластового газа. 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.
При температурах сепарации, равных температуре окружающего воздуха или ниже ее, состав пластового газа определяется путем одноступенчатой сепарации.
Начальные геологические запасы стабильного конденсата в тыс. т подсчитываются с учетом начальных геологических запасов свободного (пластового) газа в залежи Vго и начального потенциального содержания конденсата П:
| (19.8) |
Начальное потенциальное содержание стабильного конденсата П складывается из содержаний С5 + высш в сыром конденсате (A) и отсепарированном газе (L) из расчета на 1 м 3 пластового газа:
|
|
|
| (19.9) |
Извлекаемые запасы стабильного конденсата зависят от величины его потерь за весь срок разработки залежи. Разработка газоконденсатных залежей обычно ведется со снижением пластового давления.
Величина начальных извлекаемых запасов стабильного конденсата определяется с помощью коэффициента извлечения 
к, равного отношению разности величины начального потенциального содержания конденсата П и его пластовых потерь qп.пл к начальному пластовому содержанию П:
| (19.10) |
Начальные извлекаемые запасы конденсата Vк.и равны произведению начальных геологических запасов стабильного конденсата Vко на коэффициент извлечения к:
| (19.11) |
|
|
|
