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

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

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.