Підрахунок запасів конденсату
Рідини, які відносяться до конденсатів за фізико – хімічними властивостями займають проміжне положення між нафтою і газом. Вони, як правило, вмішують значно більший відсоток вуглеводнів від етану до пропану, чим нафта, а також від сухих газів. Густина дегазованих нафт, як правило, більша 800 кг/м3 (0,8 т/м3), в той час як конденсатні рідини мають густину меншу 800 кг/м3. Практично до конденсатів відносять суміш таких вуглеводнів, які отримують з газу і які при стандартних умовах знаходяться в рідкому стані, тобто це пентани і високо киплячі вуглеводні.
Рахується, що при Р>25МПа і t>90°С конденсатні рідини знаходяться в газовому стані. При зниженні тиску менше тиску конденсації конденсат може випадати в пласті і при цьому в рідину в першу чергу переходять найбільш важкі компоненти, які характеризуються більш високим значенням тиску конденсації. Це не тільки приводить до втрат конденсату в пласті, але впливає на підрахунок його запасів, тому аналізи відібраних проб конденсату необхідно досліджувати на самій ранній стадії розробки. При цьому свердловини повинні знаходитись на різних ділянках структур. Необхідно також врахувати, що склад конденсату може змінюватися залежно від пори року, так як літом можуть випаровуватись більш важкі вуглеводні, а зимою навпаки конденсуватись більш легкі вуглеводні. В зв’язку з цим в промислових умовах конденсат поділяють на сирий і стабільний.
Сирий конденсат являє собою рідину, яка отримана безпосередньо на промислових сепараторах при даному тиску і температурі.
Стабільний конденсат – конденсат, який отримують з сирого шляхом дегазації в стандартних умовах.
Балансові запаси стабільного конденсату, як правило, отримують за даними балансових запасів газ) за формулою:
або 
,
де К0 – початкові балансові запаси стабільного конденсату при стандартних умовах, т;
VГ.0 – початкові балансові запаси газу, що вміщують конденсат при стандартних умовах, м3;
qк – середній початковий вміст стабільного конденсату в газі, см3/м3;
dк – густина стабільного конденсату, т/м3;
rкон – середній початковий газоконденсатний фактор, м3/м3 при стандартних умовах.
Видобувні запаси стабільного конденсату визначаються за формулою:
,
де hк – коефіцієнт конденсатовіддачі, який вираховується за формулою:
,
де Кзал – залишкові запаси конденсату, які залишилися в покладі після закінчення розробки.
Коефіцієнт конденсатовіддачі, як правило, визначається за допомогою графіка рис 13.1.
 |
Графічна залежність має вигляд:
Рисунок 13.1 – Графік залежності коефіцієнту газоввіддачі від вмісту вуглеводнів
Коефіцієнт конденсатовіддачі в більшості випадків може досягати 0,75, а при раціональній розробці газоконденсатного покладу з підтриманням пластового тиску віддачу конденсату можна довести до
0,9–0,92.
Однак, слід мати на увазі, що при експлуатації газоконденсатних покладів по мірі зниження пластового тиску з газу частково виділяється високо киплячі фракції у вигляді рідкої фази і тому склад газу змінюється в сторону зменшення в ньому вмісту високоплячих фракцій. Внаслідок чого зменшиться питома вага газу і коефіцієнт надстисливості, тому для більш точного визначення запасів газу слід періодично відбирати проби газу для лабораторних досліджень.
Без врахування цих змін для покладів в пластовому газі, яких міститься біля 400-500см3/м3 рідкої фази похибка у визначенні середнього пластового тиску досягає 15% (а відношення Р/Z біля 17%), що відповідно приводить до похибки у визначенні запасів газу. При вмісті рідинної фракції в газі менше 150-200 см3/м3 похибка при визначенні середнього пластового тиску буде більше 5% і розрахунок пластового тиску можна проводити не враховуючи об’ємів випавших в пласт рідинної фази і зміни складу газової фази.
Таким чином, при підрахунку запасів газу у газоконденсатних родовищах слід враховувати ту частину конденсату, яка вміщується в газі в газоподібному стані. Це необхідно робити тому, що після виділення газоподібного конденсату у вигляді рідкої фази, об’єм підрахованих запасів газу зменшується на величину конденсату, який виділився.