9.3 Подсчет запасов газового конденсата

Геологические запасы конденсата определяются по формуле:

,

где - геологические запасы конденсата;

- геологические запасы газа;

- газоконденсатный фактор, т.е. содержание конденсата в газе, г/м³.

Извлекаемые запасы конденсата – К_извл. – определяются как разница между потенциальным его содержанием в газе и потерями (выпадением в пласте) в процессе разработки:

,

где - начальное пластовое содержание конденсата в газе;

- потери конденсата в пласте за счет снижения давления при разработке.

При содержании конденсата в газе менее 30 г/м³ конденсатоотдача может быть определен по графику (рисунок 35).

Рисунок 35 – Зависимость коэффициента извлечения конденсата β от отношения ((С₂+С₃+С₄)/С₅+в) при разработке газоконденсатных залежей на истощение.

При большем содержании конденсата для определения конденсатоотдачи необходимо определить потери конденсата в пласте при снижении пластового давления. Потери определяются специальными лабораторными исследованиями проб газоконденсатной смеси. Динамика выпадения конденсата из газа в процессе снижения давления показана на рисунке 36 (кривая 1), суммарное извлечение конденсата (кривая 2), изменение потенциального содержания конденсата в добываемом газе при разработке залежи (кривая 3).

Содержание конденсата в газе варьирует в широких пределах. Например, в газе Оренбургского газоконденсатного месторождения стабильный конденсат содержится в количестве 73 г/м³ газа. В газе пласта Д_IV Зайкинского месторождения содержание конденсата составляет более 350 г/см³ газа. Выявлена закономерность: чем выше газоконденсатный фактор, тем ниже коэффициент извлечения конденсата.

1 – дифференциальная конденсация пластовой смеси при пластовой температуре; 2 – суммарное извлечение конденсата из пласта; 3 – изменение потенциального содержания конденсата в пластовом газе.

Рисунок 36 – Кривые дифференциальной конденсации пластовой смеси.

9.4 Подсчет запасов этана, пропана, бутана, сероводорода и других полезных компонентов

Геологические запасы этана, пропана и бутанов подсчитываются и учитываются если в залежи содержится этана не менее 3% при запасах газа более 10 млрд.м³. Указанная концентрация этана – минимально рентабельна при современной технологии его извлечения из природного газа.

При наличие на многозалежном месторождении основной залежи с кондиционном содержанием этана геологические 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 условиях геологические запасы пропана и бутанов подсчитываются по фактическому их содержанию в газе.

Подсчет геологических запасов этана, пропана, бутанов, сероводорода, азота и углекислого газа в тыс. тонн производится по их потенциальному содержанию в составе пластового газа.

Потенциальное содержание этих компонентов (П_комп) в г/м³ в составе пластового газа определяется путем умножения доли компонента (l_комп) в % на его плотность (Р_комп) при 0,1 МПа и 20ºС и делении на 100:

, г/м^3.

Чтобы получить геологические запасы каждого компонента в тыс. тонн в расчете на пластовый газ, необходимо его потенциальное содержание в г/м³ умножить на геологические запасы свободного газа в млрд.м³:

Q_комп=Q_Г··П_комп,

где Q_комп – геологические запасы компонента, тыс.т.;

Q_Г - геологические запасы свободного газ, млрд.м³;

П_комп – потенциальное содержание компонента, г/м³.

Аналогично рассчитываются запасы сероводорода, азота, углекислого газа, гелия и аргона. Геологические запасы газовой серы в тыс. тонн определяются умножением запасов сероводорода на 0,94 (отложение атомной массы серы, равной 0,32 к молекулярной массе сероводорода – 0,34).

Контрольные вопросы (разделы 6 – 9)

1. Характеристика геологических, запасов углеводородов. Извлекаемые запасы.

2. Категории запасов углеводородов.

3. Перспективные и прогнозные ресурсы углеводородов.

4. Методы подсчета запасов нефти:

объемный;

материального баланса.