foto1
foto1
foto1
foto1
foto1

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Уважаемые посетители, понимаю Ваше недовольство по поводу рекламы на ресурсе, но только так мы можем поддерживать развитие проекта. Спасибо за понимание!

Методы подсчета начальных балансовых и извлекаемых запасов растворенного в нефти газа, конденсата, этана, пропана, бутанов и полезных компонентов

Рейтинг:   / 0
ПлохоОтлично 

ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ГАЗА, РАСТВОРЕННОГО В НЕФТИ

Начальные балансовые запасы газа Q н.г., растворенного в нефти, при любом режиме залежи определяются по начальным балансовым запасам нефти Q н.н. и начальному газосодержанию Го, определенному по пластовым пробам при дифференциальном разгазировании:

 

Q н.г. = Q н.н.. Го

 

На величину извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти, Q г.и. оказывает влияние режим залежи. При водонапорном и упруговодонапорном режимах пластовое давление в процессе разработки выше давления насыщения, в связи с чем величина газового фактора постоянная. Поэтому начальные извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, определяются начальными извлекаемыми запасами нефти и начальным газосодержанием:

 

Q г.и. = Q н.и.. Го

 

МЕТОДЫ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ КОНДЕНСАТА

 

Конденсат, содержащийся в газоконденсатных залежах, выделяется в жидкую фазу при снижении давления ниже точки росы. Точкой росы называется температура, при которой охлажденный газ при постоянном влагосодержании становится насыщенным водяными парами и из него начинается конденсация влаги.

Методы подсчета запасов конденсата, а также бутанов, пропана и этана определены «Инструкцией по исследованию газоконденсатных залежей с целью определения балансовых и извлекаемых запасов конденсата и других компонентов газа» и «Методическим руководством по подсчету балансовых и извлекаемых запасов конденсата, этана, пропана, бутанов, неуглеводородных компонентов и определению их потенциального содержания в пластовом газе».

При определении запасов конденсата учитывается стабильный конденсат, состоящий из жидких при стандартных условиях углеводородов С 5 + высш (пентанов и вышекипящих). Балансовые 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. Расчет состава пластового газа приведен в таблице 3.


Таблица 3 Расчет состав пластового газа газоконденсатного месторождения

Компо ненты -

Газ сепарации

Газ дегазации

Газ дебутанизации

С5+ высшие в дебута-

Суммар-ное содерж.

Состав пласт газа в

 

мольная доля,

%

г-моли

мольная доля,

%

г-моли

мольная доля,

%

г-моли

низиров. конд-те, г/моль

каждого комп-та, г/моль

мольных долях,

%

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

СН4

87,18

871,8

61,23

11,32

-

-

-

883,12

85,12

С2Н6

4,80

48

18,43

3,4

0,94

0,03

-

51,43

4,96

С3Н8

1,41

14,1

12,76

2,36

29,08

0,83

-

17,29

1,67

i-С4Н10

0,21

2,1

1,99

0,37

19,12

0,54

-

3,01

0,29

n-C4H10

0,34

3,4

3,15

0,58

39,41

1,13

-

5,11

0,49

С5+высшие

0,40

4,0

1,94

0,36

11,45

0,33

15,31

20,00

1,49

Н2S

5,06

50,6

-

-

-

-

-

50,60

4,88

CO2

0,60

6,00

0,50

0,09

-

-

-

6,09

0,59

Итого:

100

1000

100

18,48

100

2,86

15,31

1036,65

100

 

Начальные балансовые запасы стабильного конденсата в тыс. т подсчитываются с учетом начальных балансовых запасов свободного (пластового) газа в залежи Qго и начального потенциального содержания конденсата П:

 

Qко = Qго П

 

Начальное потенциальное содержание стабильного конденсата П складывается из содержаний С 5 + высш в сыром конденсате (К) и отсепарированном газе (L) из расчета на 1 м 3 пластового газа:

 

П = К + L

 

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 kи.к, равного отношению разности величины начального потенциального содержания конденсата П и его пластовых потерь q п.пл к начальному пластовому содержанию П:

 

kи.к = ( П - q п.пл ) / П

 

Начальные извлекаемые запасы конденсата Qк.и равны произведению начальных балансовых запасов стабильного конденсата Qко на коэффициент извлечения kи.к:

 

Qк.и = Qко  kи.к

 

ПОДСЧЕТ БАЛАНСОВЫХ ЗАПАСОВ ЭТАНА, ПРОПАНА, БУТАНОВ, СЕРОВОДОРОДА И ДРУГИХ ПОЛЕЗНЫХ КОМПОНЕНТОВ

 

Балансовые запасы этана, пропана и бутанов подсчитываются и учитываются на газовых, нефтегазоконденсатных и газонефтяных месторождениях или залежах при содержании этана в газе не менее 3% и разведанных текущих запасах газа не менее 10 млрд. м3. Указанная концентрация этана - минимально рентабельная при современном технологическом уровне извлечения его из природного газа. При наличии на многозалежном месторождении основной залежи с кондиционным содержанием этана балансовые запасы этана, пропана и бутанов подсчитываются и на остальных залежах с содержанием этана от 2,5 до 2,9 %. Кроме того, указанные компоненты подсчитываются на месторождениях с содержанием этана не менее 1,5 %, но при этом концентрация кислых компонентов (сероводорода и углекислоты) в сумме должна составлять не менее 50%. При перечисленных кондиционных содержаниях балансовые запасы пропана и бутанов подсчитываются по фактическому их содержанию в газе.

Подсчет балансовых запасов этана, пропана, бутанов, сероводорода, азота и углекислого газа в тыс. т производится по их потенциальному содержанию в составе пластового газа. Потенциальное содержание этих компонентов Пкомп. в г/м3 в составе пластового газа определяется путем умножения доли каждого компонента в пластовом газе е комп / 100 на его плотность r комп при 0,1 МПа и 20°С (см. табл. 3):

 

Пкомп. = е комп r комп / 100

 

Чтобы получить балансовые запасы каждого компонента Q комп (в тыс. т) в расчете на пластовый газ, необходимо его потенциальное содержание Пкомп (в г/м3) умножить на балансовые запасы свободного газа в млрд. м3 в залежи:

 

Q комп = Q н.г. / Пкомп

 

Основные физические характеристики природных газов, которые используются при подсчете запасов свободного газа, и содержащихся в них компонентов, приведены в табл. 3.


Таблица 4 Основные физические характеристики компонентов природных газов

Параметр

СН4

С2Н6

С3Н8

С4Н10

СО2

Н2S

N2

Критическое давле-ние Ркр, МПа

4,73

4,98

4,34

3,87

7,38

9,18

3,46

Критическая темпера-тура Ткр. К

191,1

305,4

370,0

425,2

304,2

373,6

126,2

Плотность при

0,1 МПа и 20°С, г/м3

668

1251

1834

2418

1831

1431

1166

Аналогично рассчитываются и балансовые запасы сероводорода. Балансовые запасы газовой серы в тыс. т определяются умножением запасов сероводорода на 0,94 - отношение атомной массы серы Аs к молекулярной массе сероводорода M Н2S:

 

Q (s2) н = Q н ( н2 s) (Аs / M Н2S)

 

Балансовые запасы углекислого газа и азота получают путем умножения балансовых запасов пластового газа в млн. м3 на долю компонента в его составе:

 

Q(co2; N2)н = Q г.н. l (co2; N2) / 100

 

Аналогично получают и балансовые запасы гелия и аргона в тыс. м3.

 

Oilloot - Рекомендует

Статистика



Яндекс.Метрика