МИНИСТЕРСТВО ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

МИНИСТЕРСТВО ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
ВСЕСОЮЗНЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ (ВНИИГАЗ)
«УТВЕРЖДАЮ»
Начальник геологического
управления
___________И.П.Жабрев
1983 г.
МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО
по подсчету балансовых и извлекаемых запасов конденсата, этана, пропана, бутанов,
неуглеводородных
компонентов
и
определению их потенциального содержания
в пластовом газе.
Директор ВНИИГаза
д.т.н., профессор
Москва, 1984
А.И.Гриценко
УДК 558.98.04
Настоящее методическое руководство определяет порядок
подсчета запасов и учета добычи конденсата, этана, пропана,
бутанов.
Оно
составлено
Всесоюзным
научноисследовательским институтом природных газов (ВНИИГАЗ) и
является приложением к Временной инструкции по учету запасов конденсата, этана, пропана, бутанов в горючих газах
и составлению отчетного баланса запасов по форме №7-гр
(конденсат, этан, пропан, бутаны, гелий), утвержденной
Министром геологии СССР (приказ №413 от 14 сентября 1983
г.). Кроме того, в руководстве приводится методика подсчета неуглеводородных компонентов (газовой серы, азота,
углекислого газа).
Методическое руководство согласовано с Мингазпромом,
Мингео СССР, ГКЗ СССР, Госгортехнадзором.
Составители: В.И. Старосельский, В.В. Юшкин.
© Всесоюзный научно-исследовательский институт
природных газов (ВНИИГАЗ),1984
СОДЕРЖАНИЕ
1.5. Сырой конденсат представляет собой жидкость, полу1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
чаемую непосредственно в промысловых сепараторах при данных
давлении и температуре. Он состоит их жидких при стандартных
1.1. В соответствии с Основами законодательства Союза
ССР и Союзных республик о недрах все выявленные в недрах
условиях (0,1 МПа и 20 С) углеводородов, в которых растворено то или иное количество газообразных углеводородов.
СССР запасы полезных ископаемых и их сопутствующих компо-
Стабильным
конденсатом
называется
углеводородный
кон-
нентов подлежат Государственному учету с целью определе-
денсат состоящий из углеводородов С5+, в котором растворено
ния обеспеченностью добычей разведанными запасами добыва-
не более 3-4% пропан-бутановой фракции. Упругость паров ста-
ющих предприятий и разработки мероприятий по рационально-
бильного
му комплексному освоению месторождений и использованием
рт.ст. Стабильный конденсат получается из сырого путем его
всех полезных компонентов природного газа.
дегазации.
1.6.
1.2. В составе природных газов встречаются высокие
конденсата
не
Потенциальное
превышает,
как
содержание
правило,
стабильного
500
мм.
конденсата
содержания этана, пропана, бутанов, сероводорода, угле-
определяется как отношение углеводородов С5+ в
кислого газа, азота, гелия и других компонентов. Такие
куб. метр сухого газа, т.е. газа, лишенного углеводородов
газы могут перерабатываться на газохимических комплексах
с извлечением полезных компонентов.
1.3. В стране имеются значительные ресурсы этансодержащих газов, т.е. газов, характеризующихся концентрацией
этана 3% и более и являющихся кондиционными для переработки на газохимических комплексах. Концентрация этана в
см3
или г на
С5+.
До начала разработки месторождения потенциальное содержание называется начальным. При текущих пластовых давлениях
потенциальное содержание называется текущим.
1.7.
Начальное
потенциальное
содержание
конденсата
и
его изменение по мере разработки месторождения определяется
в период разведки в соответствии с инструкцией [1].
газе 3% является минимально рентабельной при современном
1.8. В процессе разработки месторождения потенциальное
технологическом уровне извлечения этана из газа. При кон-
содержание конденсата уточняется промысловыми исследованиями
диционном
на каждом этапе снижения пластового давления по отношению к
содержании
этана
в
залежах
природного
газа
необходимо определять запасы этана, пропана, бутанов, основанные на изучении состава газа в пластовых условиях.
начальному на 10% [2].
Для крупных месторождений (типа Оренбургского) потенци-
1.4. Газоконденсатными называют такие залежи, из газа
альное содержание конденсата определяется как среднее на ос-
которых при снижении давления выделяется жидкая углеводо-
нове определений либо по каждому УКПГ, либо по каждой сква-
родная
жине.
фаза
–
конденсат.
Различают конденсаты
сырой
и
стабильный. Учет запасов газового конденсата производится
по стабильному конденсату.
1.9.
Уточнение
потенциального
содержания
конденсата
производится на основе данных по составу отсепарированного
газа и насыщенного конденсата в соответствии с инструкцией
2. Методическое руководство по определению потенциального
[1].
содержания углеводородов С5+, этана, пропана, бутанов,
1.10.
Уменьшение
потенциального
происходит
вследствие
выпадения
содержания
части
кислых компонентов и азота в пластовом газе,
конденсата
углеводородов
С5+
подсчету их балансовых и извлекаемых запасов.
в
жидкую фазу в пласте при снижении пластового давления.
1.11. Коэффициент извлечения конденсата из недр опреде-
2.1. Для отбора проб газа и конденсата на структуре выбирается
две-три наиболее продуктивные скважины.
ляется отношением разности величин начального потенциального
При наличии в газоконденсатном пласте нефтяной зоны промышлен-
содержания конденсата и его пластовых потерь к начальному
ны размеров или большого этажа газоносности (более 300 м) пластовый
потенциальному содержанию конденсата.
газ в различных участках структуры может содержать неодинаковое ко-
1.12. Коэффициент извлечения конденсата из недр рассчи-
отбор проб необходимо производить из такого числа скважин (считаясь
тывается для конечного пластового давления 0,1 МПа.
1.13. Балансовые запасы стабильного конденсата в газоконденсатной залежи определяются содержанием в пластовом газе
всех
углеводородов,
представляющих
собой
жидкость
при
стандартных условиях, т.е. пентанов и вышекипящих (С5+).
1.14. Балансовые запасы стабильного конденсата в тоннах
подсчитываются путем умножения содержания пентанов и вышекипящих (в
г/м3)на
балансовые запасы газа (в
м3),
деленные на
106.
1.15. Запасы этана, пропана, бутанов (в тоннах) в пластовой
смеси подсчитываются путем умножения потенциального содержания в
ней каждого из компонентов (в
г/м3)
личество этана, пропана, бутанов, пентанов и вышекипящих. Поэтому
с
местоположением
нефтяной
оторочки
и
наличием
сбросов),
чтобы
обеспечить получение достаточно точных данных по содержанию гомологов метана в различных участках залежи. При этом обязательно должны
быть отобраны пробы газа и конденсата из скважины, расположенной в
своде структуры, вблизи оторочки и в промежуточном участке. Среднее
содержание этана, пропана, бутанов, пентанов и вышекипящих рассчитывается как средневзвешенное по площади.
2.2. Определение потенциального содержания углеводородов С5+
производится при исследовании пластовых проб газа и конденсата в
соответствии с методикой, разработанной во ВНИИГАЗ’е [1].
на запасы пластового газа (в
Пример: При исследовании пластовой пробы газа и конденсата по-
м3), деленные на 106. Если расчет запасов ведется на сухой газ (без
тенциальное содержание углеводородов С5+ в пластовом газе составило
С5+), то потенциальное содержание компонентов на куб.м. сухого газа
126 г/м3 на 1 м3 газа сепарации; молярные доли газа сепарации в пла-
умножается на запасы сухого газа.
стовом газе 0,960, сухого газа – 0,974. Расчет состава пластового
Запасы компонентов при указанных способах подсчета должны совпадать.
газа приведен в таблице 1.
В расчете на 1 м3 пластового газа потенциальное содержание углеводов С5+ составит:
126 г/м3 х 0,960 = 121 г/м3
в расчете на 1 м3 сухого газа (без С5+):
121 г/м3 : 0,974 = 124 г/м3
2.3. Пример расчета потенциального содержания в пластовом газе
этана, пропана, бутанов.
Потенциальное содержание этана, пропана, бутанов определяется
путем умножения молярного процентного содержания каждого из них в
пластовом газе на коэффициенты соответственно: 12,5; 18,3; 24,2
(таблица 2).
В расчете на 1 м3 пластового газа:
С2Н6
= 4,88 х 12,5 = 61,0 г/м3
С3Н8
= 2,29 х 18,3 = 41,9 г/м3
и С4Н10 = 0,80 х 24,2 = 19,4 г/м3
н С4Н10 = 0,65 х 24,2 = 15,7 г/м3
в расчете на 1 м3 сухого газа (без С5+):
С2Н6
= 61,0 г/м3 : 0,974 = 62,6 г/м3
С3Н8
= 41,9 г/м3 : 0,974 = 43,0 г/м3
и С4Н10 = 19,4 г/м3 : 0,974 = 19,9 г/м3
н С4Н10 = 15,7 г/м3,65 х 24,2 = 15,7 г/м3
2.4. Пример расчета
балансовых запасов и добычи этана, пропа-
на, бутанов и конденсата (С5+):
Дано:
а) Запасы пластового газа – 25 млрд.м3, в т.ч.
сухого газа (без С5+) – 24,35 млрд. м3 (25 х 0,974 = 24,35)
При утверждении запасов сухого газа:
С2Н6 =
С3Н8 =
и С4Н10 =
62,6 х 24,35 х 109
106
43,0 х 24,35 х 109
106
19,9 х 24,35 х 109
106
= 1525 тыс.т
= 1047 тыс.т
= 484 тыс.т
н С4Н10 =
С5+ =
16,1 х 24,35 х 109
106
124 х 24,35 х 109
106
= 392 тыс. т
Остаточные запасы конденсата, этана, пропана, бутанов:
С5+ = 3025 – 108 = 2917 тыс.т
= 3025 тыс.т
При утверждении запасов пластовой смеси:
С2Н6 =
С3Н8 =
61,0 х 25 х 109
106
41,9 х 25 х
= 1525 тыс.т
С2Н6 = 1525 – 54
= 1471 тыс.т
С3Н8 = 1047 – 37
= 1010 тыс.т
и С4Н10 = 484 – 17
= 467
тыс.т
н С4Н10 = 392 – 14
= 378
тыс.т
При расчете добычи компонентов на пластовую смесь сомножителями являются потенциальное содержание компонентов в пластовой смеси
109
106
и ее объемы добычи.
= 1047 тыс.т
Таблица 2
Основные физические характеристики природных газов
и С4Н10 =
н С4Н10 =
С5+ =
19,4 х 25 х 109
106
15,7 х 25 х 109
106
121 х 25 х 109
106
= 484 тыс.т
= 392 тыс. т
С3Н8 =
и С4Н10 =
н С4Н10 =
С5+ =
Плотность Критическое Критическая Коэффици-
лярная
при
давление,
температу-
ент под-
масса
0,1 МПа и
МПа
ра, К
счета ве-
20 ºС,
сового
кг/м3
количества в
г/м3 при
гда остаточные запасы конденсата и других компонентов составят:
С2Н6 =
Молеку-
= 3025 тыс.т
Добыча сухого газа в течение года составила 870 х 106 м3. То-
Добыча:
Компоненты
62,6 х 870 х 106
106
43,0 х 870 х 106
106
19,9 х 870 х 106
106
16,1 х 870 х 106
106
124 х 870 х 106
106
= 54 тыс.т
= 37 твс.т
20 ºС
Метан
16,042
0,668
4,73
191,1
6,7
Этан
30,068
1,251
4,98
305,4
12,5
Пропан
44,094
1,834
4,34
370,0
18,3
Бутан
58,120
2,418
3,87
425,2
24,2
Пентан
72,146
3,001
3,44
469,8
30,0
Гексан
86,182
3,585
3,09
507,8
35,8
44,010
1,831
7,38
304,2
18,3
Сероводород
34,016
1,431
9,18
373,6
14,3
Азот
28,016
1,166
3,46
126,2
11,7
Углекислый
газ
= 17 тыс.т
= 14 тыс.т
2.5. Если в газе месторождения присутствуют кислые компоненты
(H2S и СО2) в концентрациях и запасах, пригодных для промышленного
= 108 тыс.т
использования, то подсчитываются запасы углекислого газа и газовой
серы. При этом потенциальное содержание (в г/м3) сероводорода опре-
деляется умножением его процентного содержания на коэффициент 14,3,
зе (в г/м3) и определить запасы газовой серы произведением потенци-
а углекислого газа (двуокиси углерода) – на 18,3. Запасы двуокиси
ального содержания серы и запасов газа:
углерода могут быть также выражены в м3 и получены умножением процентного содержания СО2 на запасы газа.
Пример расчета потенциального содержания и запасов СО2 и H2S
(примем концентрации в пластовом газе соответственно 15% и 5% мол.,
молекулярная доля сухого газа в пластовом газе 0,974, запасы пластового газа 25,0
млрд.м3,
сухого – 24,35
млрд.м3).
Из расчета на пластовый газ
Газовая сера=
5 х 14,3 х 25 х 109
106
=1680 тыс.т
Из расчета на сухой газ
5 х 14,3 х 24,35 х 109 х 0,94
Газовая сера=
0,974 х 106
=1680 тыс.т
2.6. При высоких концентрациях азота в газе подсчитываются его
На 1 м3 пластового газа:
На 1
м3
запасы, которые выражаются в м3 или в тоннах. Потенциальное содер-
СО2 = 15 х 18,3
= 274,5 г/м3
H2S =
= 71,5
6 х 14.3
г/м3
жание азота в газе определяется умножением процентного его содержания на коэффициент 11,7.
Пример расчета потенциального содержания и запасов азота (примем концентрацию в пластовом газе 15% мол., молярная доля сухого
сухого газа:
СО2 = 274,5 : 0,974
= 281,8 г/м3
H2S =
= 73,4
71,5 : 0,974
г/м3
газа в пластовом газе – 0,974, запасы пластового газа 25,0 млрд.м3,
сухого газа (без С5+) – 24,35 млрд.м3).
В пластовом газе запасы азота составят:
0,15 х 25 х 109 = 3,75 млрд.м3
Балансовые запасы СО2:
СО2 =
СО2 =
В весовых значениях в расчете на пластовый газ:
274,5 х 25 х 109
106
= 6862 тыс.т
на пластовый газ
281,8 х 24,35 х
106
H2S =
71,5 х 25 х
109
106
73,4 х 24,35 х 109
106
15 х 11,7 х 25,0 х 109
106
= 4387 тыс.т
В расчете на сухой газ:
109
= 6862 тыс.т
на сухой газ
N2=
15 х 11,7 х 24,35 х 109
0,974 х 106
= 4387 тыс.т
Таким образом, при расчете потенциального содержания в газе
Балансовые запасы H2S:
H2S =
N2=
углеводородных и неуглеводородных компонентов, определения их ре= 1787 тыс.т
на пластовый газ
сурсов и объемов добычи, следует обращать особое внимание на соответствие содержания компонентов в пластовом или сухом газе запасам
такого же газа.
= 1787 тыс.т
на сухой газ
2.7. В случае малочисленности определений состава пластового
газа, а также неполного охвата ими площади и разреза залежи, для
более надежного обоснования среднего содержания газовых компонентов
Запасы газовой серы определяют умножением запасов сероводорода
в пластовом газе могут быть дополнительно использованы анализы газа
на коэффициент 0,94, представляющий собой отношение элементарных
по пробам, отобранным с устья скважин. Полученные среднеарифметиче-
весов в молекуле сероводорода. Можно получить содержание серы в га-
ские значения содержания компонента умножаются на соответствующие
3.МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО ПО УЧЕТУ ЗАПАСОВ КОНДЕНСАТА
переводные коэффициенты и на запасы пластового газа, а в расчете на
В РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
сухой газ – делятся на мольную долю сухого газа. Такие расчеты дают
погрешность, не превышающую 10% при относительно сухих пластовых
газах с содержанием конденсата до 50 г/м3.
2.8. Пример: обоснование величины коэффициента извлечения конденсата из недр.
В сложившейся в настоящее время практике ежегодного учета объединениями остаточных балансовых запасов конденсата по разрабатываемым месторождениям наблюдаются два случая:
по месторождениям с большими и средними запасами газа прово-
а) залежи с содержанием С5+ боле 30 г/м3
дится полный комплекс газоконденсатных исследований и поэтому в
Опыты по дифференциальной конденсации пластовой пробы газа по-
проектах разработки имеются основные прогнозные зависимости по фа-
казали (см. таб.3 и рис.1), что давление начала конденсации равно
пластовому (27,8 МПа). При давлении 0,1 МПа в залежи в жидкую фазу
переходит С5+ 40 см3/м3 сырого конденсата.
Плотность конденсата, выпавшего в пласте при давлении 0,1 МПа,
- 0,783
г/м3.
124
по месторождениям с малыми запасами газа (до 5 млрд.м3) и, как
правило, с малыми содержанием конденсата (до 30 г/см3) основные зависимости по фазовому поведению пластового газа отсутствуют. Поэтому при ежегодном учете остаточных запасов конденсата газодобывающие
Коэффициент извлечения конденсата из недр:
124 – 40 х 0,783
зовому поведению пластового газа.
объединения вынуждены проводить списание запасов, основываясь на
данных по добыче конденсата.
= 0,748
Для месторождений с большими и средними запасами газа и значительным
зуя
удельным
содержанием
конденсата
предлагается
за
основу
б) залежи с содержанием С5+ менее 30 г/см3.
брать зависимость изменения потенциального содержания конденсата от
По обобщенным кривым пластовых потерь конденсата (2), исполь-
снижения давления (приводится в проектах разработки месторождения).
фракционный состав конденсата (90% выкипаемости), определена
величина коэффициента извлечения конденсата из недр.
Используя эту зависимость, определяют потенциальное содержание
конденсата в отбираемом из пласта газе при пластовом давлении на
Фракционный состав конденсата:
конец года. Умножением величины потенциального содержания конденса-
начало кипения, ºС
41
та на остаточные запасы газа получают остаточные запасы конденсата
10% перегоняется при ºС
67
в пласте. Умножая потенциальное содержание (среднеарифметическое за
50% перегоняется при ºС
129
год) конденсата на количество отобранного из пласта газа получают
90% перегоняется при ºС
260
количество извлеченного из пласта конденсата.
Конец кипения, ºС
300
отогнано, % об.
99,5
Исходя из 90% точки (260 ºС) при пластовом давлении, равном
0,1 МПа количество выпавшего конденсата (рис.2) составит 12,5%,
значит величина коэффициента извлечения конденсата из недр равна
1,00 – 0,125 = 0,875
Разность между запасами конденсата и суммой извлеченного из
пласта конденсата и остаточных его запасов дает пластовые потери
конденсата.
Таким
образом,
составляется
ежегодный
баланс
конденсата
по
данной залежи.
Для месторождений с малым содержанием конденсата предлагаются
обобщенные
зависимости
по
дифференциальной
конденсации
пластовых
газоконденсатных систем от фракционного состава конденсата (90% вы-
кипаемости). По общим обобщенным кривым дифференциальной конденса-
3.1.7. Путем перемножения величин потенциального содержания
ции определяются зависимость пластовых потерь конденсата для кон-
конденсата в газе (на конец года) на остаточные запасы газа опреде-
кретной залежи и по этой зависимости рассчитываются кривая измене-
лить текущие запасы конденсата в тоннах.
ния
потенциального
содержания
конденсата
от
снижения
пластового
давления данной залежи. Далее расчеты выполняются аналогично первому случаю.
3.1.8. Аналогичные расчеты производят на каждый последующий
год разработки месторождения.
Пример расчета запасов конденсата находящегося в разработке
При малых содержаниях конденсата некоторые газоконденсатные
месторождения.
залежи, как правило, находятся в недонасыщенном состоянии. Коэффи-
Дано:
циент
- начальное пластовое давление равно 26 МПа;
конденсатоотдачи
таких
месторождений
выше
примерно
на
5%
среднего коэффициент конденсатоотдаыи для залежей, давление начала
конденсации в которых равно пластовому (0,90).
- запасы газа – 10 млрд.м3, в том числе сухого (без углеводородов С5+) 9,6 млрд.м3;
- отбор сухого газа из месторождения в млрд.м3:
3.1 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАПАСОВ КОНДЕНСАТА ПО МЕРЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С СОДЕРЖАНИЕМ КОНДЕНСАТА БОЛЕЕ 30
3.1.1. Из проекта разработки месторождения использовать следующие данные:
Отбор газа,
млрд.м3
1
2
3
4
5
2
2
2
2
0,6
- потенциальное содержание углеводородов С5+ равно 200 г на м3
сухого газа;
- балансовые запасы газа в млрд.м3;
- отбор газа из месторождения в
Год разработки
г/м3
млрд.м3/год;
-
балансовые
1,92 х
106
запасы
стабильного
конденсата
равны
тонн;
- балансовые запасы стабильного конденсата в тоннах;
- конечный проектный коэффициент конденсатоотдачи равен 0,5.
- изменение потенциального содержания конденсата по мере сни-
Определяем количество конденсата, извлеченного из пласта в со-
жения пластового давления (рис.3);
- конечный проектный коэффициент конденсатоотдачи.
3.1.2. Определить пластовое давление на конец данного года
разработки.
3.1.3. По величине пластового давления определить текущее содержание конденсата (рис.3).
3.1.4. По кривой рис.3 определить среднее за год потенциальное
содержание конденсата.
3.1.5. По среднему потенциальному содержанию конденсата и ко-
ставе отобранного газа за первый год разработки:
- на конец первого года разработки пластовое давление равнялось 20 МПа;
- по кривой рис.3 потенциальное содержание конденсата при давлении 20 МПа равно 149 г/м3;
- среднее потенциальное содержание конденсата за год разработки равно 175 г/м3;
- извлечено из пласта конденсата в составе отобранного газа в
тоннах:
личеству отобранного за данный год газа определить количество из-
175 х 2 х 109
влеченного из пласта конденсата (в составе отобранного газа) в тон-
106
нах.
= 350000
- текущие запасы газа в куб.м равны:
3.1.6. Определить текущие остаточные запасы газа в пласте в
млрд.м3.
9,6 х 109 – 2 х 109 = 7,6 х 109;
- текущие запасы конденсата в тоннах:
149 х 7,6 х 109
106
- текущие запасы газа в куб.м на конец 3-го года разработки:
= 1130000
9,6 х 109 – 6 х 109 = 3,6 х 109;
- текущие запасы конденсата в тоннах:
- пластовые потери конденсата в т онах:
1920 х
103
– 350 х
103
– 1130 х
103
103
= 440 х
56 х 3,6 х 109
т
106
Определяем количество конденсата, извлеченное из пласта в составе отобранного газа на второй год разработки:
- на конец года содержание конденсата при пластовом давлении
15,6 МПа равно 100 г/м3;
= 20000;
Определяем количество конденсата, извлеченное из пласта в четвертом году
разработки:
- на конец четвертого года разработки пластовое давление рав-
- среднее потенциальное содержание конденсата за второй год
разработки составило 124,5 г/м3;
нялось 4,6 МПа;
- потенциальное содержание конденсата в газе при этом давлении
- извлечено из пласта конденсата в составе отобранного газа в
тоннах:
равно 52 г/м3;
- среднее потенциальное содержание конденсата в третьем году
124,5 х 2 х
109
106
разработки равнялось 54 г/м3;
= 249000
- извлечено из пласта конденсата в тоннах:
54 х 2 х 109
- текущие запасы газа в куб.м на конец второго года разработ-
= 108000 ;
106
ки:
9,6 х 109 – 4 х 109 = 5,6 х 109 м3;
- текущие запасы газа в куб.м на конец 3-го года разработки:
9,6 х 109 – 8 х 109 = 1,6 х 109;
- текущие запасы конденсата в тоннах на конец второго года
разработки:
- текущие запасы конденсата в тоннах:
100 х 5,6 х 109
106
52 х 1,6 х 109
= 560000
106
- пластовые потери конденсата в тоннах:
1130 х
103
– 249 х
103
– 560 х
103
= 83000;
- пластовые потери конденсата в тоннах:
= 321 х
103;
Определяем количество конденсата, извлеченное из пласта в составе отобранного газа за третий год разработки:
- на конец третьего года разработки пластовое давление равнялось 10 МПа;
200 х 103 – 108 х 103 – 83 х 103 = 9 х 103
Определяем количество конденсата, извлеченное из пласта в пятом году разработки:
- на конец пятого года разработки пластовое давление равнялось
2,3 МПа;
- потенциальное содержание конденсата в газе при этом давлении
равно 56 г/м3;
- среднее потенциальное содержание конденсата в третьем году
разработки равнялось 78
г/м3;
- извлечено из пласта конденсата в тоннах:
78 х 2 х
106
- потенциальное содержание конденсата в газе при этом давлении
равно 60 г/м3;
109
= 156000 ;
- среднее потенциальное содержание конденсата в пятом году
разработки равнялось 56 г/м3;
- извлечено из пласта конденсата в тоннах:
56 х 0,6 х 109
106
= 33600 ;
- текущие запасы газа в м3 равны
9,6 х 109 -8,6 х 109 = 1 х 109
- текущие запасы конденсата в тоннах равны
60 х 1 х 109
106
= 60000
- количество конденсата, перешедшего в газовую фазу в пласте в
тоннах:
93,6 х 103 – 83 х 103 = 10,6 х 103
Результаты расчета сведены в таблицу 4.
Из рассмотренных данных таблицы 4 видно, что к концу разработки
месторождения
(коэффициент
газоотдачи
принят
0,9;
отобрано
8,6 х 109 м3 газа) из пласта в составе отобранного газа извлечено
конденсата 896000 т, или 47% от начальных его запасов. В остаточных
запасах газа осталось 60000 т конденсата, или около 3% от начальных
его запасов.
Таким образом, пластовые потери конденсата равны 963400 т, или
50% от начальных запасов конденсата.
3.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАПАСОВ КОНДЕНСАТА ПО МЕРЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С СОДЕРЖАНИЕМ КОНДЕНСАТА МЕНЕЕ 30 г/м3
3.2.1. Из проекта разработки месторождения используются следующие данные:
- балансовые запасы газа в млрд.м3;
- отбор газа из месторождения в млрд.м3/год;
- начальное потенциальное содержание конденсата в г/м3;
- балансовые запасы стабильного конденсата в тоннах;
- температура выкипания 90% конденсата;
- начальное пластовое давление;
- конечный проектных коэффициент конденсатоотдачи.
3.2.2.
Для
определения
изменения
потенциального
содержания
конденсата в газе при снижении пластового давления использовать
обобщенные
зависимости
«Пластовые
потери
конденсата
–
пластовое
давление» (рис.4)и данные по изменению количества выпадающего конденсата с различной температурой выпипаемости (кривые 1 и 2) в % от
потециального содержания на 1 ºС (таблица 5).
Пример. При пластовом давлении, равном 90% от начального, получим (7,0 – 1,3):100=6,057