Расчет состава пластового газа

Компо-	Газ сепарации	Газ дегазации	Газ дебутанизации	Дебутанизированный конденсат
ненты	% мол	моли, л/м3	% масс	г/м3	% мол	моли, л/м3	% масс	г/м3	% мол	моли, л/м3	% масс	г/м3	% мол	моли, л/м3	% масс	г/м3
С1	81,24	812,4	63,95	542,14	52,39	52,261	29,28	34,87	-	-	-	-	-	-	-	-
С2	5,72	57,2	8,44	71,55	10,51	10,484	11,01	13,11	1,20	0,101	0,66	0,13	-	-	-	-
С3	2,00	20,0	4,33	36,71	10,61	10,584	16,30	19,41	32,11	2,715	25,93	4,98	-	-	-	-
i-C4	0,34	3,4	0,97	8,22	1,96	1,955	3,97	4,73	18,20	1,539	19,37	3,72	0,15	0,117	0,06	0,28
n-C4	0,62	6,2	1,77	15,00	5,13	5,117	10,39	12,37	29,87	2,525	31,79	6,10	0,95	0,744	0,39	1,79
i-C5	0,16	1,6	0,57	4,83	0,86	0,858	2,16	2,57	8,04	0,680	10,62	2,04	6,06	4,747	3,10	14,25
n-C5	0,14	1,4	0,50	4,24	0,66	0,658	1,66	1,98	4,81	0,407	6,35	1,22	6,14	4,810	3,14	14,43
C6	0,10	1,0	0,42	3,56	0,47	0,469	1,41	1,68	1,20	0,101	1,91	0,37	12,68	9,935	7,75	35,61
C7	0,04	0,4	0,20	1,70	0,10	0,100	0,35	0,42	0,10	0,008	0,18	0,03	14,56	11,407	10,35	47,56
C8	-	-	-	-	0,01	0,010	0,04	0,05	0,01	0,001	0,02	0,004	11,45	8,971	9,28	42,64
C9	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	8,07	6,323	7,34	33,73
C10	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	7,86	6,158	7,93	36,44
C11	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	5,05	3,957	5,60	25,73
C12+	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	26,4	20,684	44,66	205,22
N2	0,50	5,0	0,69	5,85	0,17	0,170	0,17	0,20	-	-	-	-	-	-	-	-
CO2	5,79	57,9	12,5	105,97	8,07	8,050	12,37	14,73	1,72	0,145	1,39	0,27	-	-	-	-
H2S	3,32	33,2	5,55	47,05	8,97	8,948	10,65	12,68	2,65	0,224	1,65	0,32	-	-	-	-
RSH	0,03	0,3	0,11	0,93	0,09	0,090	0,24	0,29	0,09	0,008	0,13	0,02	0,63	0,494	0,40	1,84
Всего				847,75		99,754		119,09		8,454		19,20		78,347		459,52
C5+	0,44	4,4	1,69	-	2,10	2,095	5,62	-	14,16	1,197	19,08	-	98,27	76,992	99,15	-
C7+	0,04	0,4	0,2	-	0,11	0,110	0,39	-	0,11	0,009	0,20	-	73,39	57,499	85,16	-
C8+	-	-	-	-	0,01	0,010	0,04	-	0,01	0,001	0,02	-	58,83	46,092	74,81	-
C10+	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	39,31	30,798	58,19	-
M	-	20,38	-	-	-	28,70	-	-	-	54,61	-	-	-	141,33	-	-
MС5+	-	77,89	-	-	-	76,83	-	-	-	73,57	-	-	-	142,26	-	-
MС7+	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	163,61	-	-
MС8+	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	179,30	-	-
MС10+	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	208,72	-	-
MС12+	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	238,53	-	-

 

 

Продолжение табл. 7

Компо	Сырой конденсат	Пластовый газ
ненты	% мол	моли,	% масс	г/м3	% мол	моли,	% масс	г/м3
		л/м3				л/м3		сепара-ции	пластового	сухого
С1	28,01	52,261	5,83	34,87	39,93	72,88	864,661	577,01	486,30	523,63
С2	5,67	10,585	2,21	13,24	5,86	5,71	67,785	84,79	71,46	76,95
С3	7,13	13,298	4,08	24,39	4,23	2,81	33,299	61,10	51,49	55,45
i-C4	1,94	3,611	1,46	8,73	1,17	0,59	7,011	16,95	14,29	15,38
n-C4	4,50	8,387	3,40	20,26	2,44	1,23	14,587	35,26	29,72	32,00
i-C5	3,37	6,285	3,16	18,86	1,63	0,66	7,885	23,69	19,97	21,50
n-C5	3,15	5,876	2,95	17,63	1,50	0,61	7,276	21,87	18,43	19,85
C6	5,63	10,505	6,30	37,66	2,86	0,97	11,505	41,22	34,74	37,41
C7	6,17	11,516	8,03	48,01	3,42	1,00	11,916	49,71	41,90	45,11
C8	4,81	8,981	7,13	42,69	2,97	0,76	8,981	42,69	35,98	38,74
C9	3,39	6,323	5,64	33,73	2,32	0,53	6,323	33,73	28,43	30,61
C10	3,30	6,158	6,09	36,44	2,53	0,52	6,158	36,44	30,71	33,07
C11	2,12	3.956	4,30	25,73	1,76	0,33	3,956	25,73	21,68	23,35
C12+	11,09	20,684	34,34	205,22	14,18	1,74	20,684	205,22	172,96	186,24
N2	0,09	0,170	0,03	0,20	0,42	0,44	5,170	6,05	5,10	5,49
CO2	4,39	8,196	2,51	15,00	8,37	5,57	66,095	120,97	101,95	109,78
H2S	4,92	9,172	2,18	13,00	4,16	3,57	42,372	60,05	50,61	54,50
RSH	0,32	0,591	0,36	2,15	0,25	0,08	0,891	3,08	2,60	2,79
Всего		186,555		597,81			1186,555	1445,56	1218,32	1311,85
C5+	43,03	80,284	77,94	-	33,17	7,12	84,684	480,3	404,8	435,88
C7+	30,88	57,618	65,53	-	27,18	4,88	58,018	-	-	-
C8+	24,71	46,102	57,5	-	23,76	3,88	46,102	-	-	-
C10+	16,51	30,798	44,73		18,47	2,59	30,798	-	-	-
M	-		-	-	-	-	29,28	-	-	-
MС5+	-	139,53	-	-	-	-	136,35	-	-	-
MС7+	-	163,49	-	-	-	-	163,03	-	-	-
MС8+	-	179,29	-	-	-	-	179,22	-	-	-
MС10+	-	208,72	-	-	-	-	208,72	-	-	-
MС12+	-	238,53	-	-	-	-	238,53	-	-	-

Дебутанизированный конденсат прописывается на хроматографе с 3-метровой насадочной колонкой диаметром 3 мм. Колонка заполнена, например, 5% ПМС-100 на хромосорбе W. Анализ проводится с программированием температуры 8оС/мин от 25 до 275^оС на детекторе ПИД. В результате анализа получается относительное распределение нормальных алканов.

150-200 см³ дебутанизированного конденсата разгоняются на фракции на лабораторной ректификационной колонке (см. рис. 57). Для этого собирается схема (рис. 59). После разгонки определяется массовая доля фракции НК-200.

 

 

Рис. 59. Схема разгонки дебутанизированного конденсата на фракции

на лабораторной ректификационной колонке:

1 - колба с дебутанизированным конденсатом; 2 - колбонагреватель; 3 - ректификационная колонка; 4 - приемник конденсата; 5 - лед

 

Углеводороды С₄-С₁₁ из ряда нормальных алканов относятся к фракции НК-200. Зная величину пиков углеводородов С₄-С₁₁ и массовую долю фракции НК-200, можно определить массовое содержание углеводородных компонентов от С₄ до С₁₁. Углеводороды С₁₂₊ относятся к фракции, выкипающей выше 200^оС. Содержание углеводородов С₁₂ равно массовой доли фракции 200-КК. Определенный таким способом состав дебутанизированного конденсата (% масс) записывается в графу 16 табл. 7.

Состав отсепарированного газа вписывается в графу 2 табл. 7.

При определении состава пластового газа расчеты ведутся, исходя из 1000 молей отсепарированного газа (графа 3).

Количество молей газа дегазации определяется по формуле

 

А=(11,8 ^. 913)/108=99,754.

 

Результат записывается в строку "Всего" (графа 7).

По формуле (45) определяется количество молей газа дебутанизации

 

Б= (1 ^. 913)/108=8,454.

 

Результат записывается в строку "Всего" (см. табл. 7, графа 11).

По формуле (46) определяется количество молей дебутанизированного конденсата: В= (71 ^. 913^.0,7656^.24,04)/(108^.141)= 78,347.

Результат записывается в строку "Всего" (см. табл. 7, графа 15).

Исходя из общего числа молей газа дегазации (99,754), газа дебутанизации (8,454) и составов этих газов, определяется число молей отдельных компонентов (см. табл. 7, графы 7, 11).

Молекулярная масса газа сепарации, дегазации и дебутанизации определяется по формуле

 

(48)

 

где X_i - мольное содержание i-го компонента в газах сепарации, дегазации и дебутанизации (%); М - молекулярная масса i-го компонента.

Массовое содержание углеводородов (%) в газах сепарации, дегазации и дебутанизации (графы 4, 8, 12) определяется по формуле

 

(49)

 

Плотность газов сепарации, дегазации и дебутанизации определяется по формуле

 

_r = М/24,04, (50)

 

где г- плотность газов сепарации или дебутанизации, кг/м³; М - молекулярная масса газов сепарации, дегазации или дебутанизации.

Плотность газа сепарации, умноженная на 1000 молей газа сепарации, записывается в строку "Всего" (графа 5).

Удельное содержание газов дегазации и дебутанизации (г/м³⁾ рассчитывается по формулам:

 

q_г.дег=Аr_г.дег; (51)

 

q_г.деб=Бr_г.деб. (52)

 

где q_г.дег, q_г.деб - -удельное содержание газов дегазации и дебутанизации, г/м³; А - количество молей газа дегазации, рассчитывается по формуле (44); Б - количество молей газа дебутанизации, рассчитывается по формуле (45); q_г.дег, q_г.деб вносятся в строку "Всего" (графы 9 и 13).

Содержание компонентов газа сепарации, дегазации и дебутанизации, г/м³, отсепарированного газа (графы 5, 9 и 13) рассчитывается по формулам:

 

(53)

 

(54)

 

(55)

 

где q_iг.сеп, q_iг.дег, q_iг.деб - содержание компонентов газа сепарации, дегазации и дебутанизации, г/м³ отсепарированного газа; У_iг.сеп, У_iг.дег, У_iг.деб - % масс компонентов газа сепарации, дегазации и дебутанизации; r_г.сеп - плотность газа сепарации; q_г.дег, q_{г.деб -} удельное содержание газов дегазации и дебутанизации, определенные по формулам (51) и (52).

Рассчитать компонентный состав дебутанизированного конденсата (% мол) (графа 14) можно по формуле

 

(56)

 

где Х_i, У_i - компонентный состав стабильного конденсата, % мол; % масс; M - молекулярная масса дебутанизированного конденсата; M_i - молекулярная масса компонентов стабильного конденсата от С₁ до С_n.

Молекулярная масса углеводородов С_n+ в дебутанизированном конденсате определяется по формуле

 

(57)

 

где У_сn+, X_сn+ - массовое, мольное содержание углеводородов С_n+ в дебутанизированном конденсате, %.

Например, М_C8+ = (74,81/58,83)^.141= 179,3 или М_C10+ =(58,19/39,31)^.141= 208,72 (см. табл. 7).

Исходя из общего числа молей дебутанизированного конденсата (78,347) и состава этого конденсата (% мол), определяется число молей отдельных компонентов (графа 15).

Удельное содержание дебутанизированного конденсата определяется по формуле

г/м³, (58)

 

где q - количество сырого конденсата, см³, отнесенное к 1 м³ отсепарированного газа (КГФ); в - объем жидких углеводородов в объеме контейнера (дебутанизированный конденсат), см³; V - объем контейнера, в который отобран конденсат, см³; - плотность дебутанизированного конденсата, г/см³.

Значение К₃ вносится в строку "Всего" (графа 17). Например, К₃=[(913^.71)/­/108]^. 0,7656= 459,52 г/м³.

Исходя из значения К₃ и массового содержания (%) компонентов дебутанизированного конденсата, определяется содержание компонентов отсепарированного газа, г/см³ (графа 17).

При расчете состава сырого конденсата значения граф 19 и 21 определяются как суммы соответствующих граф газов дегазации, дебутанизации и стабильного конденсата. Так, значения графы 19 определяются как сумма граф 7, 11 и 15, а графа 21 как сумма граф 9, 13 и 17.

Данные граф 18 и 20 определяются нахождением мольного и массового содержания (%) каждого компонента от суммы граф 19 и 21 соответственно.

При расчете состава пластового газа значения графы 24 определяются как сумма граф 3 и 19, а значения графы 25 как сумма граф 5 и 21. Данные граф 22 и 23 определяются нахождением мольного и массового содержания (%) каждого компонента от суммы граф 24 и 25 соответственно.

В графе 25 потенциальное содержание i-го компонента в пластовом газе получено в размерности г/м³ отсепарированного газа. Для пересчета потенциального содержания i-го компонента в размерность г/м³ пластового газа (графа 26) и г/м³ "сухого" газа (графа 27) необходимо вычислить мольную долю газа сепарации в пластовом газе и мольную долю газа сепарации в "сухом" газе.

Мольная доля газа сепарации в пластовом газе определяется по формуле

 

(59)

 

где å молей г.сеп - сумма молей газа сепарации (во всех случаях равна 1000); å молей пл. г - сумма молей пластового газа (взята из строки "Всего" графы 24).

Для нашего случая = 1000/1186,555 = 0,8428.

Для получения данных графы 26 необходимо данные графы 25 умножить на .

Мольная доля газа сепарации в "сухом" газе определяется по формуле

 

(60)

 

где - мольная доля газа сепарации в "сухом" газе; å молей г.сеп - сумма молей газа сепарации (во всех случаях равна 1000); å молей пл. г - сумма молей пластового газа (взята из строки "Всего" графы 24 табл. 7); å молей С₅₊ - сумма молей углеводородов С₅₊ в пластовом газе.

Для нашего случая = 1000/(1186,555-84,684)= 0,9075.

Для получения данных графы 27 необходимо данные графы 25 умножить на .

Мольная доля "сухого" газа в пластовом газе определяется по формуле

 

(61)

 

где С₅₊ (% мол) - мольное содержание С₅₊ в пластовом газе.

Для нашего случая = 1-(7,12/100)= 0,9288.

При расчете мольного содержания "сухого" газа в пластовом газе и газа сепарации в "сухом" газе необходимо учитывать меркаптаны. Меркаптаны природные состоят из метилмеркаптанов, этилмеркаптанов и т.д. Уже этилмеркаптаны по температуре кипения схожи с пентанами (температура кипения 36^оС). Поэтому при расчете мольной доли "сухого" газа в пластовом необходимо к "жидким" относить и меркаптаны. Для этого нужно знать мольное содержание меркаптанов в пластовом газе.

При исследовании скважины методом двухступенчатой сепарации отбираются пробы сырого конденсата из 1 и II ступеней сепарации и проба отсепарированного газа после II ступени. При этом на каждой ступени сепарации замеряется КГФ.

После анализа проб газа и конденсата из II ступени сепарации по вышеприведенной методике определяется состав газа, который является газом, вышедшим из 1 ступени сепарации. Используя этот газ сепарации 1 ступени и сырой конденсат из 1 ступени, определяется состав пластового газа.

Для низкодебитных скважин группы А-2 по вышеизложенной методике рассчитывается состав добываемого газа на данном режиме работы скважины. Определить состав пластового газа можно графическим методом при Q>Q_м и
P>Р_д или аналитическим методом при Q<Q_м и P<Р_д.

Исследования скважины группы А-2 проводились на пяти режимах работы. На каждом из режимов замерялся КГФ и отбирались пробы. Скважины при дебитах больше МНД работают с депрессией от 16% и выше. Допустимая депрессия для данной пластовой системы не должна превышать 10%. Результаты, полученные при исследовании скважины, приведены в табл. 8. По ним построены графики зависимостей потенциала С₅₊ в добываемом газе и углеводородных компонентов от депрессии на пласт (рис. 60). Экстраполяция кривых до депрессии 10% даст искомые величины потенциала С₅₊ и состава пластового газа. Сумма всех компонентов пластового газа должна составлять 100%. В продукции скважины отмечено присутствие нефти - возрастает плотность конденсата, изменяется его цвет при увеличении депрессии. При депрессиях выше 27% отмечается увеличение концентрации углеводородных компонентов (исключая метан) в добываемом газе.

 

 

Рис. 60. Изменение компонентного состава добываемого газа и

потенциала С₅₊ от депрессии на пласт

 

Таблица 8

Результаты исследования скважин группы А-3 на газоконденсатность

Диаметр штуцера,	Депрес- сия на	Потен- циал С5+	Дебит газа,	Состав добываемого газа, % мол
мм	пласт, % от Рпл	в добы-ваемом газе, г/м3	тыс. м3/сут	CH4	C2H6	C3H8	i-C4H10	n-C4H10	C5+	N2	CO2	H2S
	15,5			82,85	4,36	1,88	0,30	0,52	2,00	4,02	2,61	1,46
				82,81	4,29	1,84	0,29	0,48	1,75	4,24	2,75	1,55
				82,81	4,19	1,79	0,28	0,46	1,35	4,44	2,95	1,73
				81,32	4,31	2,03	0,31	0,67	1,28	4,84	3,30	1,94
				79,68	4,47	2,23	0,33	0,85	1,34	5,30	3,59	2,21

⇐ Предыдущая13141516171819202122Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: