Краткое описание программы mixedthermogas.kiev.ua/dopolnenie k...
TRANSCRIPT
Научно-техническая фирма ТЕРМОГАЗ
ДОПОЛНЕНИЕ к Руководству по эксплуатации программной системы
Web: gascondoil.com
E-mail: [email protected]
2019 г.
2
К моделированию газо-фракционного состава продукции газоконденсатных скважин ...................... 3
Вариант 3б. Формирование газо-фракционного состава продукции газоконденсатной скважины с
использованием данных о составе пластовой смеси до С5+в и фракционной разгонки на аппарате
Энглера (ГОСТ 2199-82), с переводом в разгонку по ИТК (ГОСТ 11011-85). ....................................... 4
Вариант 1. Рекомбинация состава пластовой газоконденсатной смеси с использованием данных
фракционной разгонки конденсата на аппарате ректификации нефти (АРН) по истинным
температурам кипения (ИТК). ................................................................................................................... 21
Вариант 3а. Формирование газо-фракционного состава пластовой газоконденсатной смеси с
использованием данных по составу пластовой смеси, потенциальному содержанию С5+ и разгонке
конденсата по Энглеру................................................................................................................................ 39
Моделирование дифференциальной конденсации пластового газа через редактор потоков. ............. 48
К моделированию газо-фракционного состава продукции нефтяных скважин по варианту 2а. PVT-
свойства пластовой нефти .......................................................................................................................... 58
Экспорт составов пластовых газоконденсатных смесей из таблиц Excel во входные потоки схемы. 79
Моделирование дифференциального разгазирования пластовой нефти ............................................... 85
К переводу разгонки дегазированной нефти (конденсата) по Энглеру в разгонку по ИТК в редакторе
потоков. ........................................................................................................................................................ 92
Блочное оформление схем сборных сетей. ............................................................................................. 103
К расчёту промысловых газосборных сетей ........................................................................................... 115
Пример «обратного» счёта сборной сети ................................................................................................ 124
1. Предварительный расчет – «прямой»: ............................................................................................. 124
2. Расчет с заданием давления в конце коллектора. ........................................................................... 130
Запись наименования потока (например, номера скважины) ............................................................... 131
3
К моделированию газо-фракционного состава продукции газоконденсатных
скважин
Для целей проектирования новых газодобывающих производств исходные данные,
необходимые для формирования входных потоков в программные системы технологического
моделирования, получают в результате промысловых и лабораторных исследований,
регламентируемых «Инструкцией по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных
пластов и скважин». Измеряются составы и количества газов сепарации, дегазации и дебутанизации
конденсата. Фракционный состав конденсата определяется в соответствии с ГОСТ 2177-99
(разгонка в колбе Энглера) или ГОСТ 11011-85 (разгонка по ИТК в АРН). На практике обычно
ограничиваются дегазацией и разгонкой конденсата по ГОСТ 2177-99.
В ПС «ГазКондНефть» имеются 3 варианта формирования газо-фракционного состава сырья
газоконденсатной скважины (см. Руководство по эксплуатации ПС ГазКондНефть).
При щелчке в главном окне на кнопке появляется окно со следующими кнопками:
Первые 2 варианта могут быть использованы в исследовательских лабораториях, которые
определяют («рекомбинируют») состав пластовой смеси на основе замеров газа дегазации
конденсата, отобранного в контейнер, и количества дегазированного конденсата. Дополнительно
может быть проведена дебутанизация дегазированного конденсата и измерено количество газа
дебутанизации. Но если лаборатории не выходят за пределы «Инструкции по комплексному
исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин», ограничиваясь составом пластовой
смеси до группы С5+высшие, представляемой одной концентрацией (а это не позволяет напрямую
использовать такой состав для моделирования систем сбора и подготовки газа), то в ПС ГКН при
рекомбинации пластовой смеси группа С5+в представляются в виде фракций. Как результат, имеем
газо-фракционный состав пластовой смеси. Кроме того, к этому составу автоматически
добавляются водяные пары при пластовых условиях, а также механический вынос
минерализованной пластовой воды с известным содержанием солей. В случае «натриевых» вод
группа солей объединяется в хлорид натрия, в «кальциевых водах» – в хлорид кальция. Такое
объединение практически не отражается на точности технологических расчётов.
Третий вариант предназначен для проектных организаций, получающих данные о составе
4
пластовых газов до С5+в, фракционной разгонки и свойствах конденсатов от лабораторий или
заказчиков проектов.
В последние годы ведущие проектные организации перешли на единое представление газо-
фракционного состава сырья через 10-градусные фракции - как для газоконденсатных, так и для
нефтегазовых смесей. В ПС ГазКондНефть в третьем варианте моделирования состава сырья на
выходе из скважин для газоконденсатных смесей (ниже как вариант 3б) и во втором варианте для
нефти (вариант 2б) имеется возможность перевода разгонки конденсата по Энглеру в разгонку по
ИТК с формированием 10-градусных фракций, начиная с фракции 40-50 С. Единое формирование
газо-фракционного состава продукции для всех скважин позволяет упростить расчёт смешения
углеводородного сырья из различных источников. Метод трансформации разгонки по Энглеру в
разгонку по ИТК изложен в статье «Вопросы адекватности теплофизической базы программных
систем HYSYS, PRO-2 и ГазКондНефть. 3. Моделирование состава и свойств природного
углеводородного сырья». Экотехнологии и ресурсосбережение, 2000 г., № 4, с.23-28
(http://gascondoil.com).
Некоторые организации представляют газо-фракционный состав конденсата и нефти с первой
фракцией 45-60 С. Если такой поток будет смешиваться с другими потоками, 10-градусные
фракции которых начинаются с 40-50 С, фракцию 45-60 С необходимо представить в виде 2-х
фракций: 40-50 и 50-60 С.
Поскольку в настоящее время для проектных организаций наиболее актуальным и
практичным является вариант 3б, здесь дано его подробное описание.
Вариант 3б. Формирование газо-фракционного состава продукции
газоконденсатной скважины с использованием данных о составе пластовой
смеси до С5+в и фракционной разгонки на аппарате Энглера (ГОСТ 2199-82), с
переводом в разгонку по ИТК (ГОСТ 11011-85).
В качестве примера взяты данные Тюменской центральной лаборатории по скважине Р-62
Мыльджинской площади в интервале испытания 2368-2380, шт. 8.5 мм (Акт газоконденсатных
исследований, 1996).
После нажатия в окне «Моделирование состава пластовой смеси» на третьем варианте
«Газоконденсатной смеси» в окне «Газоконденсатная смесь» щелчок на «Да».
Файл результатов моделирования был ранее записан в схеме «Пластовые смеси.bks» под
именем MYLD3I. После двойного щелчка на нём
5
в окне «Источник данных» заполняем:
В окне «Газоконденсатные характеристики» указываем:
В окне «Состав» заполняется состав пластовой смеси, рекомбинированный в вышеуказанном Акте
до С5+в:
6
В окне «Данные по разгонке» заполняется фракционный состав конденсата по Энглеру:
В данном окне Т означает разность между температурой кипящей в колбе жидкости и
измеряемой температурой наверху горловины колбы (по «умолчанию» 30 С). Измерения,
проведенные в 2000 г. заведующим лабораторией исследования пластовых углеводородных систем
«УкрГИПРОНИИнефть» В.А.Ершовым показали, что при перегонке нефти в соответствии с ГОСТ
2199-82 температура кипящей нефти с плотностью 845 кг/м3 на 40-50 С выше температуры,
замеряемой по ГОСТ 2199-82 температуры наверху горловины колбы. При перегонке конденсата
(плотность 750 кг/м3) разность составила 20 С в начале перегонки и 40 С в конце. Вместе с
«Коэффициентом адекватности», изменение которого означает изменение содержания
соответствующей фракции в конденсате или нефти (по «умолчанию» 1), изменения Т
используются для корректировки результатов перевода разгонки по Энглеру в разгонку по ИТК (см.
ниже).
Если были измерены количества растворённых в конденсате лёгких углеводородов,
отмечается «Наличие данных» и заполняется их содержание. Если такие измерения не были
проведены, их содержание приближённо прогнозируется при переводе разгонки по Энглеру в
разгонку по ИТК (см. статью «Моделирование состава и свойств природного углеводородного
сырья» (Экотехнологии и ресурсосбережение, 2000, № 4, с. 23-28 на сайте http://gascondoil.com).
После щелчка на кнопке «Моделирование разгонки по ИТК» на экран выводится сравнение
полученных результатов со значениями из номограммы, приведенной в справочной монографии
«Методы расчёта теплофизических свойств газов и жидкостей» ВО «НЕФТЕХИМ» (М., Химия,
1974).
Температуры отгонов по Энглеру и ИТК (С)
Отгон По ИТК
% объёмн. Энглеру по номограмме данный расчёт
.0 48.0 5.6 инд. комп.
10.0 74.0 47.6 39.8
30.0 99.0 85.8 87.7
50.0 123.0 119.8 126.6
70.0 159.0 162.3 171.9
90.0 238.0 244.3 249.3
Результаты моделирования близки к данным номограммы. Однако при сравнительно низких
температурах «НК» по ГОСТ 2199-82 номограмма даёт слишком низкие ИТК фракций (в данном
примере 5.6 С), в то время как при таких температурах компонентами смеси являются лёгкие
индивидуальные углеводороды. В ПС ГКН их содержание прогнозируется (см. вышеупомянутую
статью).
7
По расчётным содержаниям ИТК-фракций автоматически производится обратный расчёт
разгонки по Энглеру, результаты которого сравниваются с измеренными данными:
Чтобы приблизить расчётную температуру при начальных отгонах к значениям из
номограммы (в данном примере повысить), нужно снизить прогнозируемое содержание первых
фракций, уменьшив значение первого коэфф. адекватности.
Получаем:
Температуры отгонов по Энглеру и ИТК (С)
Отгон По ИТК
% объёмн. Энглеру по номограмме данный расчёт
.0 48.0 5.6 инд. комп.
10.0 74.0 47.6 46.6
30.0 99.0 85.8 92.3
50.0 123.0 119.8 130.6
70.0 159.0 162.3 175.3
90.0 238.0 244.3 251.7
Однако при этом увеличилось расчётное содержание более тяжёлых фракций. Теперь следует
воздействовать на коэфф. адекватности этих фракций. Дополнительно можно проводить и
корректировки Т, учитывая, что при большем выкипании и повышением температуры в колбе
растёт и Т.
8
Таким образом, проводятся 2 проверки достоверности перевода разгонки по Энглеру в
разгонку по ИТК: сравнение с номограммой и сравнение с измеренными данными разгонки по
Энглеру. Приоритетным является сравнение с номограммой. При этом следует заметить, что нет
необходимости добиваться точного совпадения с номограммой, отклонения порядка 10-15 С для
средних фракций вполне допустимы.
После нажатия на кнопку «Закончить расчёт» активизируются кнопки «Объединение
фракций» и «Расчёт с контролем состава».
Как отмечалось выше, объединение 10-градусных фракций с целью уменьшения времени
счёта в настоящее время не актуально. После нажатия на кнопку «Расчёт с контролем состава»
видим:
В этом окне концентрации индивидуальных компонентов и фракций могут быть изменены.
9
При «Выходе» возвращаемся к окну «Газоконденсатная смесь – (MYLD3I)» и нажимаем на
кнопку «Коэффициенты адекватности». По «умолчанию» они приняты равными 1, корректируются
по результатам счета.
Коэффициент адекватности по газосодержанию и усадке конденсата влияет и на расчётное
давление начала конденсации сформированного газо-фракционного состава пластовой смеси, что
позволяет приблизить его к фактическому значению, и при моделировании дифференциальной
конденсации верно предсказать состав и потенциальное содержание С5+ в пластовой смеси при
снижении пластового давления. Изменение данного коэффициента адекватности вызывает
изменение расчётной плотности RO4
20 каждой фракции (имитирующей изменение их группового
состава), влияющей на расчётное критическое давление каждой фракции, и, как следствие, на
коэффициенты распределения лёгких углеводородов в газе и конденсате.
В «Данных лабораторных исследований» заполняются значения измеренных плотности и
вязкости конденсата с возможностью адаптации расчётных методик, заложенных в ПС ГКН, к
фактическим данным и расчёта этих свойств для газонасыщенных конденсатов.
В «Контрольных расчётах» заполняется пластовая температура с возможностью расчёта
давления начала конденсации, а также, если имеются данные, - давление и температура сепарации,
при которых в контейнер отобран конденсат, и давление и температура дегазации конденсата. При
отсутствии этих и других данных указывается 0.
10
В «Учёте влагосодержания» указываются пластовые условия. Кроме того, здесь указывается
удельный механический вынос пластовой минерализованной воды с суммарным содержанием
солей, представленных как хлорид натрия или хлорид кальция.
После заполнения исходных данных выполняется «Расчёт и просмотр результатов»
(«Запись+запуск»).
На экран выводится:
OПРЕДЕЛЕНИЕ СОСТАВА ПЛАСТОВОЙ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ СМЕСИ
Используются данные по составу пластовой смеси,
потенциальному содеpжанию C5+ и pазгонке конденсата
по Энглеpу (с переводом в разгонку по ИТК).
И С Х О Д Н Ы Е Д А Н Н Ы Е
Пластовое давление MПа 24.50
Пластовая температура C 84.00
Давление сепаpации MПа 4.41
Tемпеpатуpа сепаpации C -7.00
Давление дегазации MПа 0.1013
Tемпеpатуpа дегазации C 20.00
11
Потенциальное содержание С5+
г/ст.м3 пластового газа 161.70
П л а с т о в ы й г а з
-----------------------------------
Компоненты моль/моль
-----------------------------------
Aзот 0.026600
Mетан 0.853300
Диоксид углерода 0.005400
Этан 0.042300
Пропан 0.026400
изо-Бутан 0.006000
н-Бутан 0.005600
C5+ 0.034400
-----------------------------------
Сумма 1.000000
Фракционный состав конденсата по Энглеру
-------------------------------
Отгон,% Температура,C
объемный
-------------------------------
0.0 48
10.0 74
20.0 85
30.0 99
40.0 111
50.0 123
60.0 135
70.0 159
80.0 187
90.0 238
97.0 295
-------------------------------
Р Е З У Л Ь Т А Т Ы Р А С Ч Е Т А
Состав конденсата, полученный в результате
перевода данных разгонки по Энглеру
в разгонку по ИТК
---------------------------------------------
К о м п о н е н т ы К о н д е н с а т
---------------------
масс.доля мольн.доля
---------------------------------------------
изо-Бутан 0.00488 0.00991
н-Бутан 0.00894 0.01817
изо-Пентан 0.02144 0.03509
н-Пентан 0.02612 0.04275
ФP. до- 50 C 0.02963 0.04390
ФP. 50- 60 C 0.03493 0.04936
ФP. 60- 70 C 0.03979 0.05365
ФP. 70- 80 C 0.04425 0.05694
ФP. 80- 90 C 0.04780 0.05872
ФP. 90-100 C 0.04996 0.05861
ФP. 100-110 C 0.05242 0.05875
ФP. 110-120 C 0.05332 0.05711
ФP. 120-130 C 0.05233 0.05360
ФP. 130-140 C 0.05025 0.04923
ФP. 140-150 C 0.04868 0.04563
ФP. 150-160 C 0.04618 0.04144
12
ФP. 160-170 C 0.04349 0.03738
ФP. 170-180 C 0.03910 0.03221
ФP. 180-190 C 0.03531 0.02789
ФP. 190-200 C 0.03250 0.02462
ФP. 200-210 C 0.02989 0.02172
ФP. 210-220 C 0.02675 0.01867
ФP. 220-230 C 0.02408 0.01614
ФP. 230-240 C 0.02239 0.01443
ФP. 240-250 C 0.02070 0.01283
ФP. 250-260 C 0.01938 0.01155
ФP. 260-270 C 0.01822 0.01045
ФP. 270-280 C 0.01656 0.00915
ФP. 280-290 C 0.01458 0.00775
ФP. 290-300 C 0.01306 0.00670
ФP. 300-310 C 0.01114 0.00550
ФP. 310-320 C 0.00907 0.00432
ФP. 320-330 C 0.00708 0.00326
ФP.выше-330 C 0.00578 0.00256
---------------------------------------------
Всего 1.00000 1.00000
----------------------------------------------------------------------
К о м п о н е н т ы П л а с т о в ы й г а з
-----------------------------------------------
мольная литp массовая гpамм на 1 м3 газа:
доля доля сепаp. "сух." пласт.
----------------------------------------------------------------------
Aзот 0.02660 26.60 0.03402 30.97 29.95 28.92
Mетан 0.85330 853.30 0.62494 568.98 550.22 531.29
Диоксид углерода 0.00540 5.40 0.01085 9.88 9.55 9.23
Этан 0.04230 42.30 0.05808 52.88 51.13 49.37
Пропан 0.02640 26.40 0.05315 48.39 46.79 45.18
изо-Бутан 0.00600 6.00 0.01592 14.50 14.02 13.54
н-Бутан 0.00560 5.60 0.01486 13.53 13.08 12.63
изо-Пентан 0.00124 1.24 0.00409 3.73 3.60 3.48
н-Пентан 0.00151 1.51 0.00498 4.54 4.39 4.24
ФP. до 50 C 0.00155 1.55 0.00565 5.15 4.98 4.81
ФP. 50- 60 C 0.00175 1.75 0.00666 6.07 5.87 5.67
ФP. 60- 70 C 0.00190 1.90 0.00759 6.91 6.68 6.45
ФP. 70- 80 C 0.00202 2.02 0.00844 7.69 7.43 7.18
ФP. 80- 90 C 0.00208 2.08 0.00912 8.30 8.03 7.75
ФP. 90-100 C 0.00207 2.07 0.00953 8.68 8.39 8.10
ФP. 100-110 C 0.00208 2.08 0.01000 9.11 8.81 8.50
ФP. 110-120 C 0.00202 2.02 0.01017 9.26 8.96 8.65
ФP. 120-130 C 0.00190 1.90 0.00999 9.09 8.79 8.49
ФP. 130-140 C 0.00174 1.74 0.00959 8.73 8.44 8.15
ФP. 140-150 C 0.00161 1.61 0.00929 8.46 8.18 7.90
ФP. 150-160 C 0.00147 1.47 0.00881 8.02 7.76 7.49
ФP. 160-170 C 0.00132 1.32 0.00830 7.56 7.31 7.05
ФP. 170-180 C 0.00114 1.14 0.00746 6.79 6.57 6.34
ФP. 180-190 C 0.00099 0.99 0.00674 6.13 5.93 5.73
ФP. 190-200 C 0.00087 0.87 0.00620 5.65 5.46 5.27
ФP. 200-210 C 0.00077 0.77 0.00570 5.19 5.02 4.85
ФP. 210-220 C 0.00066 0.66 0.00510 4.65 4.49 4.34
ФP. 220-230 C 0.00057 0.57 0.00459 4.18 4.05 3.91
ФP. 230-240 C 0.00051 0.51 0.00427 3.89 3.76 3.63
ФP. 240-250 C 0.00045 0.45 0.00395 3.60 3.48 3.36
ФP. 250-260 C 0.00041 0.41 0.00370 3.37 3.26 3.14
ФP. 260-270 C 0.00037 0.37 0.00348 3.17 3.06 2.96
ФP. 270-280 C 0.00032 0.32 0.00316 2.88 2.78 2.69
ФP. 280-290 C 0.00027 0.27 0.00278 2.53 2.45 2.36
ФP. 290-300 C 0.00024 0.24 0.00249 2.27 2.19 2.12
ФP. 300-310 C 0.00019 0.19 0.00213 1.93 1.87 1.81
ФP. 310-320 C 0.00015 0.15 0.00173 1.58 1.52 1.47
13
ФP. 320-330 C 0.00012 0.12 0.00135 1.23 1.19 1.15
ФP.выше 330 C 0.00009 0.09 0.00110 1.00 0.97 0.94
----------------------------------------------------------------------
Всего 1.00000 1000.00 1.00000 910.46 880.43 850.14
Сравнение измеренных и рассчитанных характеристик сырого
и дегазированного конденсата
------------------------------------------------------------
сырой дегазированный
конденсат конденсат
-------------------------------
г/м3 см3/м3 г/м3 см3/м3
------------------------------------------------------------
Удельный выход (конденсато-
газовый фактор - КГФ) на
промысле - 428.0 - -
КГФ по результатам моделирова-
ния состава и фазового поведе-
ния пластовой смеси 211.1 311.8 177.9 247.6
------------------------------------------------------------
Pасчетные данные по разгазированию конденсата
---------------------------------------------
Количество газов дегазации,
м3/м3 дегазированного кон-
денсата 111.0
Коэффициент усадки сырого
конденсата:
объемный 0.794
массовый 0.843
Плотность конденсата, кг/м3:
сырого 677.1
дегазированного 718.5
---------------------------------------------
Результаты адаптации расчетных моделей по плотности и
вязкости конденсата: (1)-измеренные и (2)-рассчитанные
характеристики конденсата
(1) (2)
-------------------------------------------------------
Плотность при 20 C г/см3 0.7250 0.7298
Кинематич. вязкость при 20 C мм2/с 0.833 0.830
-------------------------------------------------------
Cостав газоводоконденсатной смеси на выходе из скважины
с учетом механического выноса пластовой воды
Удельный вынос воды, г/ст.м3 пл. смеси 4.0
Содержание соли в воде, г/л 100.0
Соль NaCl
-------------------------------------------------------
Kомпонент кг/кг моль/моль
-------------------------------------------------------
Aзот 0.033758 0.026361
Mетан 0.620135 0.845627
Диоксид углерода 0.010768 0.005351
Этан 0.057631 0.041920
Пропан 0.052738 0.026163
изо-Бутан 0.015800 0.005946
н-Бутан 0.014747 0.005550
изо-Пентан 0.004060 0.001231
14
н-Пентан 0.004946 0.001500
Хлорид натрия 0.000412 0.000154
Bода 0.007281 0.008838
ФP. до- 50 C 0.005610 0.001540
ФP. 50- 60 C 0.006613 0.001731
ФP. 60- 70 C 0.007534 0.001882
ФP. 70- 80 C 0.008378 0.001997
ФP. 80- 90 C 0.009051 0.002060
ФP. 90-100 C 0.009459 0.002056
ФP. 100-110 C 0.009925 0.002061
ФP. 110-120 C 0.010096 0.002003
ФP. 120-130 C 0.009909 0.001880
ФP. 130-140 C 0.009515 0.001727
ФP. 140-150 C 0.009217 0.001600
ФP. 150-160 C 0.008743 0.001454
ФP. 160-170 C 0.008235 0.001311
ФP. 170-180 C 0.007404 0.001130
ФP. 180-190 C 0.006686 0.000978
ФP. 190-200 C 0.006153 0.000863
ФP. 200-210 C 0.005659 0.000762
ФP. 210-220 C 0.005066 0.000655
ФP. 220-230 C 0.004559 0.000566
ФP. 230-240 C 0.004240 0.000506
ФP. 240-250 C 0.003920 0.000450
ФP. 250-260 C 0.003670 0.000405
ФP. 260-270 C 0.003450 0.000367
ФP. 270-280 C 0.003136 0.000321
ФP. 280-290 C 0.002760 0.000272
ФP. 290-300 C 0.002473 0.000235
ФP. 300-310 C 0.002109 0.000193
ФP. 310-320 C 0.001717 0.000152
ФP. 320-330 C 0.001341 0.000114
* ФP.выше-330 C 0.001093 0.000090
-------------------------------------------------------
Cумма 1.0 1.0
Потенциальное содержание и молекулярная масса С5+в.
в пластовой смеси: (1) -введенные с исходными данными;
(2)-рассчитанные по полученной пластовой смеси
(1) (2)
---------------------------------------------------------
Потенц. содержание С5+ пласт.газа, г/ст.м3 161.7 171.3
Молекулярная масса С5+ кг/кмоль 113.1* 119.8
---------------------------------------------------------
* - молекулярная масса С5+ соответствует потенциальному
содержанию (RC5+) и концентрации С5+ (GC5+) в пластовой
смеси: ( MC5+ = 0.024055 * RC5+ / GC5+ )
Количество паров воды в пластовой
смеси г/ст.м3 3.04
Количество воды в пластовой смеси
с учетом механического выноса г/ст.м3 6.62
Pасчетное давление начала конденсации
пластовой смеси пpи t = 84.0 C МПа 28.3
И С Т О Ч Н И К Д А Н Н Ы Х
АКТ исследования скважины Р-62 на газоконденсатность
Интервал перфорации 2368-2380 м, шт. 8.5 мм
Мыльджинское ГКМ
Тюменская центральная лаборатория, 1996
15
Видим, что содержание С5+в в г/ст.м3 в полученном газо-фракционном составе пластовой
смеси существенно выше фактического. Если мольная доля С5+в в полученных пользователем
исходных лабораторных данных по составу пластовой смеси определена верно, приближение
потенциального содержания С5+в полученного газо-фракционного состава пластовой смеси к
лабораторным данным достигается корректировкой коэффициента адекватности для молекулярной
массы. (При необходимости моделирования дифференциальной конденсации сформированной пластовой газо-фракционной смеси
следует обратить внимание на результат расчёта давления начала конденсации при пластовой температуре. В начале разработки ГКМ
давление начала конденсации или выше пластового давления, или совпадает с ним (газонасыщенное состояние). По «Акту
исследования скважины Р-62» пластовая смесь находилась в газонасыщенном состоянии. При коэффициенте адекватности
газосодержания и усадки конденсата 0.93 рассчитанное давление начала конденсации совпадает с измеренным):
OПРЕДЕЛЕНИЕ СОСТАВА ПЛАСТОВОЙ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ СМЕСИ
Используются данные по составу пластовой смеси,
потенциальному содеpжанию C5+ и pазгонке конденсата
по Энглеpу (с переводом в разгонку по ИТК).
И С Х О Д Н Ы Е Д А Н Н Ы Е
Пластовое давление MПA 24.50
Пластовая температура C 84.00
Давление сепаpации MПA 4.41
Tемпеpатуpа сепаpации C -7.00
Давление дегазации MПA 0.1013
Tемпеpатуpа дегазации C 20.00
Потенциальное содержание С5+
г/ст.м3 пластового газа 161.70
П л а с т о в ы й г а з
-----------------------------------
Компоненты моль/моль
-----------------------------------
Aзот 0.026600
Mетан 0.853300
Диоксид углерода 0.005400
Этан 0.042300
Пропан 0.026400
изо-Бутан 0.006000
н-Бутан 0.005600
C5+ 0.034400
-----------------------------------
Сумма 1.000000
16
Фракционный состав конденсата по Энглеру
-------------------------------
Отгон,% Температура,C
объемный
-------------------------------
0.0 48
10.0 74
20.0 85
30.0 99
40.0 111
50.0 123
60.0 135
70.0 159
80.0 187
90.0 238
97.0 295
-------------------------------
Р Е З У Л Ь Т А Т Ы Р А С Ч Е Т А
Состав конденсата, полученный в результате
перевода данных разгонки по Энглеру
в разгонку по ИТК
---------------------------------------------
К о м п о н е н т ы К о н д е н с а т
---------------------
масс.доля мольн.доля
---------------------------------------------
изо-Бутан 0.00488 0.00938
н-Бутан 0.00894 0.01719
изо-Пентан 0.02144 0.03320
н-Пентан 0.02612 0.04044
ФP. до- 50 C 0.02963 0.04418
ФP. 50- 60 C 0.03493 0.04968
ФP. 60- 70 C 0.03979 0.05400
ФP. 70- 80 C 0.04425 0.05731
ФP. 80- 90 C 0.04780 0.05910
ФP. 90-100 C 0.04996 0.05899
ФP. 100-110 C 0.05242 0.05913
ФP. 110-120 C 0.05332 0.05748
ФP. 120-130 C 0.05233 0.05394
ФP. 130-140 C 0.05025 0.04954
ФP. 140-150 C 0.04868 0.04592
ФP. 150-160 C 0.04617 0.04170
ФP. 160-170 C 0.04349 0.03762
ФP. 170-180 C 0.03910 0.03241
ФP. 180-190 C 0.03531 0.02806
ФP. 190-200 C 0.03250 0.02477
ФP. 200-210 C 0.02989 0.02186
ФP. 210-220 C 0.02675 0.01879
ФP. 220-230 C 0.02408 0.01625
ФP. 230-240 C 0.02239 0.01452
ФP. 240-250 C 0.02070 0.01291
ФP. 250-260 C 0.01938 0.01162
ФP. 260-270 C 0.01822 0.01052
ФP. 270-280 C 0.01656 0.00920
ФP. 280-290 C 0.01458 0.00780
ФP. 290-300 C 0.01306 0.00674
ФP. 300-310 C 0.01114 0.00554
ФP. 310-320 C 0.00907 0.00435
ФP. 320-330 C 0.00708 0.00328
ФP.выше-330 C 0.00578 0.00258
---------------------------------------------
17
Всего 1.00000 1.00000
----------------------------------------------------------------------
К о м п о н е н т ы П л а с т о в ы й г а з
-----------------------------------------------
мольная литp массовая гpамм на 1 м3 газа:
доля доля сепаp. "сух." пласт.
----------------------------------------------------------------------
Aзот 0.02660 26.60 0.03438 30.97 29.83 28.80
Mетан 0.85330 853.30 0.63154 568.98 547.89 529.05
Диоксид углерода 0.00540 5.40 0.01097 9.88 9.51 9.19
Этан 0.04230 42.30 0.05869 52.88 50.92 49.17
Пропан 0.02640 26.40 0.05371 48.39 46.59 44.99
изо-Бутан 0.00600 6.00 0.01609 14.50 13.96 13.48
н-Бутан 0.00560 5.60 0.01502 13.53 13.03 12.58
изо-Пентан 0.00117 1.17 0.00391 3.52 3.39 3.27
н-Пентан 0.00143 1.43 0.00476 4.29 4.13 3.99
ФP. до 50 C 0.00156 1.56 0.00540 4.86 4.68 4.52
ФP. 50- 60 C 0.00176 1.76 0.00636 5.73 5.52 5.33
ФP. 60- 70 C 0.00191 1.91 0.00725 6.53 6.29 6.07
ФP. 70- 80 C 0.00203 2.03 0.00806 7.26 6.99 6.75
ФP. 80- 90 C 0.00209 2.09 0.00871 7.84 7.55 7.29
ФP. 90-100 C 0.00208 2.08 0.00910 8.20 7.89 7.62
ФP. 100-110 C 0.00209 2.09 0.00955 8.60 8.28 8.00
ФP. 110-120 C 0.00203 2.03 0.00971 8.75 8.42 8.13
ФP. 120-130 C 0.00191 1.91 0.00953 8.59 8.27 7.98
ФP. 130-140 C 0.00175 1.75 0.00915 8.25 7.94 7.67
ФP. 140-150 C 0.00162 1.62 0.00887 7.99 7.69 7.43
ФP. 150-160 C 0.00147 1.47 0.00841 7.58 7.30 7.05
ФP. 160-170 C 0.00133 1.33 0.00792 7.14 6.87 6.64
ФP. 170-180 C 0.00115 1.15 0.00712 6.42 6.18 5.97
ФP. 180-190 C 0.00099 0.99 0.00643 5.79 5.58 5.39
ФP. 190-200 C 0.00088 0.88 0.00592 5.33 5.14 4.96
ФP. 200-210 C 0.00077 0.77 0.00544 4.90 4.72 4.56
ФP. 210-220 C 0.00066 0.66 0.00487 4.39 4.23 4.08
ФP. 220-230 C 0.00057 0.57 0.00439 3.95 3.80 3.67
ФP. 230-240 C 0.00051 0.51 0.00408 3.67 3.54 3.42
ФP. 240-250 C 0.00046 0.46 0.00377 3.40 3.27 3.16
ФP. 250-260 C 0.00041 0.41 0.00353 3.18 3.06 2.96
ФP. 260-270 C 0.00037 0.37 0.00332 2.99 2.88 2.78
ФP. 270-280 C 0.00033 0.33 0.00302 2.72 2.62 2.53
ФP. 280-290 C 0.00028 0.28 0.00266 2.39 2.30 2.22
ФP. 290-300 C 0.00024 0.24 0.00238 2.14 2.06 1.99
ФP. 300-310 C 0.00020 0.20 0.00203 1.83 1.76 1.70
ФP. 310-320 C 0.00015 0.15 0.00165 1.49 1.43 1.38
ФP. 320-330 C 0.00012 0.12 0.00129 1.16 1.12 1.08
ФP.выше 330 C 0.00009 0.09 0.00105 0.95 0.91 0.88
----------------------------------------------------------------------
Всего 1.00000 1000.00 1.00000 900.95 867.56 837.71
Сравнение измеренных и рассчитанных характеристик сырого
и дегазированного конденсата
------------------------------------------------------------
сырой дегазированный
конденсат конденсат
-------------------------------
г/м3 см3/м3 г/м3 см3/м3
------------------------------------------------------------
Удельный выход (конденсато-
газовый фактор - КГФ) на
промысле - 428.0 - -
КГФ по результатам моделирова-
ния состава и фазового поведе-
18
ния пластовой смеси 204.9 308.3 168.2 234.2
------------------------------------------------------------
Pасчетные данные по разгазированию конденсата
---------------------------------------------
Количество газов дегазации,
м3/м3 дегазированного кон-
денсата 134.9
Коэффициент усадки сырого
конденсата:
объемный 0.760
массовый 0.821
Плотность конденсата, кг/м3:
сырого 664.5
дегазированного 718.2
---------------------------------------------
Результаты адаптации расчетных моделей по плотности и
вязкости конденсата: (1)-измеренные и (2)-рассчитанные
характеристики конденсата
(1) (2)
-------------------------------------------------------
Плотность при 20 C г/см3 0.7250 0.7300
Кинематич. вязкость при 20 C мм2/с 0.833 0.826
-------------------------------------------------------
Cостав газоводоконденсатной смеси на выходе из скважины
с учетом механического выноса пластовой воды
Удельный вынос воды, г/ст.м3 пл. смеси 4.0
Содержание соли в воде, г/л 100.0
Соль NaCl
-------------------------------------------------------
Kомпонент кг/кг моль/моль
-------------------------------------------------------
Aзот 0.034111 0.026361
Mетан 0.626631 0.845635
Диоксид углерода 0.010881 0.005351
Этан 0.058234 0.041920
Пропан 0.053291 0.026163
изо-Бутан 0.015966 0.005946
н-Бутан 0.014901 0.005550
изо-Пентан 0.003875 0.001163
н-Пентан 0.004721 0.001416
Хлорид натрия 0.000416 0.000154
Bода 0.007350 0.008828
ФP. до- 50 C 0.005355 0.001547
ФP. 50- 60 C 0.006312 0.001740
ФP. 60- 70 C 0.007191 0.001891
ФP. 70- 80 C 0.007996 0.002007
ФP. 80- 90 C 0.008638 0.002070
ФP. 90-100 C 0.009028 0.002066
ФP. 100-110 C 0.009473 0.002071
ФP. 110-120 C 0.009635 0.002013
ФP. 120-130 C 0.009457 0.001889
ФP. 130-140 C 0.009082 0.001735
ФP. 140-150 C 0.008796 0.001608
ФP. 150-160 C 0.008344 0.001461
ФP. 160-170 C 0.007860 0.001318
ФP. 170-180 C 0.007067 0.001135
ФP. 180-190 C 0.006382 0.000983
ФP. 190-200 C 0.005873 0.000868
ФP. 200-210 C 0.005401 0.000766
19
ФP. 210-220 C 0.004835 0.000658
ФP. 220-230 C 0.004351 0.000569
ФP. 230-240 C 0.004047 0.000508
ФP. 240-250 C 0.003742 0.000452
ФP. 250-260 C 0.003503 0.000407
ФP. 260-270 C 0.003293 0.000368
ФP. 270-280 C 0.002993 0.000322
ФP. 280-290 C 0.002635 0.000273
ФP. 290-300 C 0.002361 0.000236
ФP. 300-310 C 0.002013 0.000194
ФP. 310-320 C 0.001639 0.000152
ФP. 320-330 C 0.001280 0.000115
* ФP.выше-330 C 0.001044 0.000090
-------------------------------------------------------
Cумма 1.0 1.0
Потенциальное содержание и молекулярная масса С5+в.
в пластовой смеси: (1) -введенные с исходными данными;
(2)-рассчитанные по полученной пластовой смеси
(1) (2)
---------------------------------------------------------
Потенц. содержание С5+ пласт.газа, г/ст.м3 161.7 161.8
Молекулярная масса С5+ кг/кмоль 113.1* 113.2
---------------------------------------------------------
* - молекулярная масса С5+ соответствует потенциальному
содержанию (RC5+) и концентрации С5+ (GC5+) в пластовой
смеси: ( MC5+ = 0.024055 * RC5+ / GC5+ )
Количество паров воды в пластовой
смеси г/ст.м3 3.03
Количество воды в пластовой смеси
с учетом механического выноса г/ст.м3 6.61
Pасчетное давление начала конденсации
пластовой смеси пpи t = 84.0 C МПа 24.6
И С Т О Ч Н И К Д А Н Н Ы Х
Интервал перфорации 2368-2380 м, шт. 8.5 мм
Мыльджинское ГКМ
АКТ исследования скважины Р-62 на газоконденсатность
Тюменская центральная лаборатория, 1996
Сформированный состав продукции скважины засылается в файл схемы как входной поток.
При нажатии на кнопку «Поток в схему»
появляется окно с предлагаемыми параметрами засылаемого в редактор потока. Эти параметры
могут быть изменены как в этом окне, так и в редакторе потока. По «умолчанию» состав запишется
в схему ________.bks как поток под выбранным номером, напр., 1.
20
Проверяем правильность записи.
В редакторе потоков заполняются параметры входного потока 1.
21
Вариант 1. Рекомбинация состава пластовой газоконденсатной смеси с
использованием данных фракционной разгонки конденсата на аппарате
ректификации нефти (АРН) по истинным температурам кипения (ИТК).
Вводятся следующие исходные данные.
1. В окне «Источник данных» заполняются соответствующие сведения.
22
2. В «Газоконденсатных характеристиках» вводятся количество газов дегазации,
дебутанизации (если последняя проводилась) (ст. л) и конденсатный фактор дегазированного
(дебутанизированного) конденсата в г/ст.м3 отсепарированного газа.
3. Составы газов сепарации, дегазации и дебутанизации, мол. доли.
23
4. Состав дегазированного (дебутанизированного) конденсата, масс. доли по узким фракциям, с
возможностью ввода концентраций растворенных легких углеводородов. Конечную температуру
кипения последней фракции (остатка) можно не указывать.
24
Свойства узких фракций: молекулярная масса, плотность, температура застывания (К) и
кинематическая вязкость при одной из трех температур: 20, 50 и 100°С. Если данных по последним
двум свойствам нет, оставляется 0.
5. Коэффициент адекватности по газосодержанию и усадке конденсата (по умолчанию 1,
корректируется по результатам счета). Влияет этот коэффициент и на расчётное давление начала
конденсации сформированного газо-фракционного состава пластовой смеси, что позволяет
приблизить его к фактическому значению и при моделировании дифференциальной конденсации
верно предсказать состав и потенциальное содержание С5+ в пластовой смеси при снижении
пластового давления. Изменение данного коэффициента адекватности вызывает изменение
расчётной плотности RO4
20 каждой фракции (имитирующей изменение их группового состава),
влияющей на расчётные критические параметры каждой фракции, и, как следствие, на
коэффициенты распределения лёгких углеводородов в газе и конденсате.
6. В «Контрольных расчётах» заполняются данные по параметрам сепарации и дегазации.
Другие данные могут не заполняться.
25
7. В «Учёте влагосодержания» заполняются пластовые условия. Кроме того, в составе
газоводоконденсатной смеси на выходе из скважины учитывается механический вынос пластовой
воды, содержащей соли (суммарно как хлориды натрия или кальция).
После запуска на расчёт выходит таблица:
OПРЕДЕЛЕНИЕ СОСТАВА ПЛАСТОВОЙ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ СМЕСИ
Используются данные сепаpации, дегазации, дебутанизации
и pазгонки конденсата (ИТК).
26
И С Х О Д Н Ы Е Д А Н Н Ы Е
Пластовое давление MПа 25.00
Пластовая температура C 84.00
Давление сепаpации MПа 4.41
Tемпеpатуpа сепаpации C -7.00
Давление дегазации MПа .1013
Tемпеpатуpа дегазации C 20.00
Удельный выход дебутанизиро-
ванного конденсата г/ст.м3 газа сепар. 169.00
-----------------------------------------------------------------
К о м п о н е н т ы Г а з с е п а p а ц и и
-----------------------------------------
мольн.доля литp масс.доля гpамм
-----------------------------------------------------------------
Aзот .02882 28.82 .04498 33.56
Mетан .90002 900.02 .80435 600.14
Диоксид углерода .00536 5.36 .01314 9.81
Этан .03953 39.53 .06623 49.41
Пропан .01871 18.71 .04596 34.29
Изо-бутан .00332 3.32 .01075 8.02
H-бутан .00314 3.14 .01017 7.59
Изо-пентан .00072 .72 .00289 2.16
H-пентан .00038 .38 .00153 1.14
-----------------------------------------------------------------
Всего 1.00000 1000.00 1.00000 746.12
-----------------------------------------------------------------
К о м п о н е н т ы Г а з д е г а з а ц и и
-----------------------------------------
мольн.доля литp масс.доля гpамм
-----------------------------------------------------------------
Mетан .52650 23.79 .28797 15.86
Диоксид углерода .01090 .49 .01636 .90
Этан .13910 6.28 .14263 7.86
Пропан .20260 9.15 .30459 16.78
Изо-бутан .05470 2.47 .10841 5.97
H-бутан .04920 2.22 .09751 5.37
Изо-пентан .01020 .46 .02509 1.38
H-пентан .00530 .24 .01304 .72
2,2-диметилбутан .00110 .05 .00323 .18
H-гексан .00040 .02 .00118 .06
-----------------------------------------------------------------
Всего 1.00000 45.18 1.00000 55.08
-----------------------------------------------------------------
К о м п о н е н т ы Г а з д е б у т а н и з а ц и и
-----------------------------------------
мольн.доля литp масс.доля гpамм
-----------------------------------------------------------------
Mетан .00360 .01 .00107 .01
Диоксид углерода .00220 .00 .00180 .01
Этан .00670 .01 .00374 .02
Пропан .32520 .70 .26644 1.28
Изо-бутан .31290 .67 .33795 1.62
H-бутан .30530 .65 .32974 1.58
Изо-пентан .03480 .07 .04666 .22
H-пентан .00880 .02 .01180 .06
2,2-диметилбутан .00050 .00 .00080 .00
-----------------------------------------------------------------
Всего 1.00000 2.14 1.00000 4.79
27
-----------------------------------------------------------------
К о м п о н е н т ы К о н д е н с а т
-----------------------------------------
масс.доля гpамм мольн.доля литp
-----------------------------------------------------------------
Изо-бутан .03000 5.07 .05118 2.10
H-бутан .03540 5.98 .06040 2.48
ФP. до 40 C .02460 4.16 .03252 1.33
ФP. 40- 50 C .04710 7.96 .05988 2.45
ФP. 50- 60 C .06650 11.24 .08242 3.38
ФP. 60- 70 C .08120 13.72 .09585 3.93
ФP. 70- 80 C .08260 13.96 .09307 3.82
ФP. 80- 90 C .05610 9.48 .06046 2.48
ФP. 90-100 C .05980 10.11 .06177 2.53
ФP. 100-110 C .07680 12.98 .07615 3.12
ФP. 110-120 C .06450 10.90 .06150 2.52
ФP. 120-130 C .05050 8.53 .04637 1.90
ФP. 130-140 C .04040 6.83 .03483 1.43
ФP. 140-150 C .04070 6.88 .03335 1.37
ФP. 150-160 C .03040 5.14 .02355 .97
ФP. 160-170 C .02760 4.66 .02027 .83
ФP. 170-180 C .02780 4.70 .01928 .79
ФP. 180-190 C .02180 3.68 .01441 .59
ФP. 190-200 C .02190 3.70 .01392 .57
ФP. 200-210 C .00790 1.34 .00484 .20
ФP. 210-220 C .00630 1.06 .00372 .15
ФP. 220-230 C .00790 1.34 .00450 .18
ФP. 230-240 C .01120 1.89 .00620 .25
ФP. 240-250 C .00960 1.62 .00517 .21
ФP. 250-260 C .00800 1.35 .00417 .17
ФP. 260-270 C .01130 1.91 .00572 .23
ФP. 270-280 C .01940 3.28 .00957 .39
ФP. 280-290 C .01620 2.74 .00776 .32
ФP. 290-300 C .00650 1.10 .00303 .12
ФP.выше 300 C .01000 1.69 .00413 .17
-----------------------------------------------------------------
Всего 1.00000 169.00 1.00000 41.00
Р Е З У Л Ь Т А Т Ы Р А С Ч Е Т А
----------------------------------------------------------------------
К о м п о н е н т ы П л а с т о в ы й г а з
-----------------------------------------------
мольная литp массовая гpамм на 1 м3 газа:
доля доля сепаp. "сух." пласт.
----------------------------------------------------------------------
Aзот .02648 28.82 .03441 33.56 32.34 31.20
Mетан .84885 923.82 .63168 616.00 593.61 572.67
Диоксид углерода .00538 5.86 .01099 10.72 10.33 9.96
Этан .04211 45.83 .05875 57.29 55.21 53.26
Пропан .02624 28.56 .05368 52.35 50.44 48.66
Изо-бутан .00786 8.56 .02121 20.68 19.93 19.23
H-бутан .00780 8.49 .02104 20.52 19.77 19.08
ФP. до 40 C .00297 3.23 .01032 10.06 9.70 9.35
ФP. 40- 50 C .00230 2.51 .00833 8.12 7.83 7.55
ФP. 50- 60 C .00311 3.38 .01152 11.24 10.83 10.45
ФP. 60- 70 C .00363 3.95 .01414 13.79 13.28 12.82
ФP. 70- 80 C .00351 3.82 .01431 13.96 13.45 12.98
ФP. 80- 90 C .00228 2.48 .00972 9.48 9.14 8.81
ФP. 90-100 C .00233 2.53 .01036 10.11 9.74 9.40
ФP. 100-110 C .00287 3.12 .01331 12.98 12.51 12.07
ФP. 110-120 C .00232 2.52 .01118 10.90 10.50 10.13
ФP. 120-130 C .00175 1.90 .00875 8.53 8.22 7.93
ФP. 130-140 C .00131 1.43 .00700 6.83 6.58 6.35
ФP. 140-150 C .00126 1.37 .00705 6.88 6.63 6.39
ФP. 150-160 C .00089 .97 .00527 5.14 4.95 4.78
ФP. 160-170 C .00076 .83 .00478 4.66 4.49 4.34
28
ФP. 170-180 C .00073 .79 .00482 4.70 4.53 4.37
ФP. 180-190 C .00054 .59 .00378 3.68 3.55 3.43
ФP. 190-200 C .00052 .57 .00380 3.70 3.57 3.44
ФP. 200-210 C .00018 .20 .00137 1.34 1.29 1.24
ФP. 210-220 C .00014 .15 .00109 1.06 1.03 .99
ФP. 220-230 C .00017 .18 .00137 1.34 1.29 1.24
ФP. 230-240 C .00023 .25 .00194 1.89 1.82 1.76
ФP. 240-250 C .00019 .21 .00166 1.62 1.56 1.51
ФP. 250-260 C .00016 .17 .00139 1.35 1.30 1.26
ФP. 260-270 C .00022 .23 .00196 1.91 1.84 1.78
ФP. 270-280 C .00036 .39 .00336 3.28 3.16 3.05
ФP. 280-290 C .00029 .32 .00281 2.74 2.64 2.55
ФP. 290-300 C .00011 .12 .00113 1.10 1.06 1.02
ФP.выше 300 C .00016 .17 .00173 1.69 1.63 1.57
----------------------------------------------------------------------
Всего 1.00000 1088.32 1.00000 975.19 939.73 906.59
Сравнение измеренных и рассчитанных характеристик сырого
и дегазированного конденсата
------------------------------------------------------------
сырой дегазированный
конденсат конденсат
-------------------------------
г/м3 см3/м3 г/м3 см3/м3
------------------------------------------------------------
Удельный выход (конденсато-
газовый фактор - КГФ) на
промысле - 428.0 - -
КГФ по данным разгазирования
из контейнера 228.9 348.7 173.8 245.6
в т.ч.
КГФ дебутанизиров. конденсата 169.0
газ дегазации 55.1
газ дебутанизации 4.8
КГФ по результатам моделирова-
ния состава и фазового поведе-
ния пластовой смеси 213.3 325.1 168.9 238.7
------------------------------------------------------------
Данные по разгазированию конденсата: (1)-измеренные,
(2)-расчётные
-------------------------------------------------------
(1) (2)
Количество газов дегазации,
м3/м3 дегазированного кон-
денсата 184.0 142.6
Коэффициент усадки сырого
конденсата:
объемный .704 .734
массовый .759 .792
Плотность конденсата, кг/м3:
сырого - 656.3
дегазированного - 707.7
-------------------------------------------------------
Cостав газоводоконденсатной смеси на выходе из скважины
с учетом механического выноса пластовой воды
Удельный вынос воды, г/ст.м3 пл. смеси 4.0
Содержание соли в воде, г/л 100.0
Соль NaCl
-------------------------------------------------------
29
Kомпонент кг/кг моль/моль
-------------------------------------------------------
Aзот .034145 .026245
Mетан .626771 .841266
Диоксид углерода .010903 .005334
Этан .058290 .041734
Пропан .053261 .026007
Изо-бутан .021042 .007795
H-бутан .020877 .007733
Хлорид натрия .000418 .000154
Bода .007345 .008776
ФP. до 40 C .010237 .002939
ФP. 40- 50 C .008267 .002282
ФP. 50- 60 C .011435 .003077
ФP. 60- 70 C .014027 .003595
ФP. 70- 80 C .014203 .003475
ФP. 80- 90 C .009647 .002257
ФP. 90-100 C .010283 .002306
ФP. 100-110 C .013206 .002843
ФP. 110-120 C .011091 .002296
ФP. 120-130 C .008684 .001731
ФP. 130-140 C .006947 .001301
ФP. 140-150 C .006999 .001245
ФP. 150-160 C .005227 .000879
ФP. 160-170 C .004746 .000757
ФP. 170-180 C .004780 .000720
ФP. 180-190 C .003749 .000538
ФP. 190-200 C .003766 .000520
ФP. 200-210 C .001358 .000181
ФP. 210-220 C .001083 .000139
ФP. 220-230 C .001358 .000168
ФP. 230-240 C .001926 .000232
ФP. 240-250 C .001651 .000193
ФP. 250-260 C .001376 .000156
ФP. 260-270 C .001943 .000213
ФP. 270-280 C .003336 .000357
ФP. 280-290 C .002786 .000290
ФP. 290-300 C .001118 .000113
ФP.выше 300 C .001720 .000154
-------------------------------------------------------
Cумма 1.0 1.0
Потенциальное содержание С5+
г/ст.м3 пластового газа 150.9
г/ст.м3 газа сепарации 164.2
Молекулярная масса С5+в 102.8
Количество паров воды в пластовой
смеси г/ст.м3 3.00
Количество воды в пластовой смеси
с учетом механического выноса г/ст.м3 6.57
Pасчетное давление начала конденсации
пластовой смеси пpи t = 84.0 C МПа 22.8
И С Т О Ч Н И К Д А Н Н Ы Х
АКТ исследования скважины Р-62 на газоконденсатность
Интервал перфорации 2368-2380 м, шт. 8.5 мм
Мыльджинское ГКМ
Тюменская центральная лаборатория, 1996
30
Измеренное давление начала конденсации – 24.1 МПа. При значении коэффициента
адекватности по газосодержанию конденсата 1.04
Pасчетное давление начала конденсации пластовой смеси пpи t = 84.0 C МПа 24.2
После расчёта газо-фракционного состава пластовой смеси активизируется кнопка
«Дифференциальная конденсация». При необходимости моделирования диф. конденсации, после
нажатия на кнопку появляется окно:
После заполнения значений снижающихся пластовых давлений
31
После нажатия на кнопку «Выполнить расчёт» следуют результаты моделирования диф.
конденсации пластовой смеси:
РЕЗУЛЬТАТЫ МОДЕЛИРОВАНИЯ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОЙ КОНДЕНСАЦИИ
Состав пластового газа
Aзот .0264812
Mетан .8488461
Диоксид углерода .0053819
Этан .0421098
Пропан .0262418
изо-Бутан .0078647
н-Бутан .0078031
Фр. 0- 40 C .0029651
40- 50 C .0023022
50- 60 C .0031050
60- 70 C .0036275
70- 80 C .0035062
80- 90 C .0022778
90-100 C .0023268
100-110 C .0028688
110-120 C .0023167
120-130 C .0017466
130-140 C .0013123
140-150 C .0012564
150-160 C .0008872
160-170 C .0007637
170-180 C .0007262
180-190 C .0005429
190-200 C .0005244
200-210 C .0001822
210-220 C .0001401
220-230 C .0001696
230-240 C .0002337
240-250 C .0001949
250-260 C .0001573
260-270 C .0002154
270-280 C .0003605
280-290 C .0002923
290-300 C .0001140
300-312 C .0001556
Температура 84.00 C
32
357.15 K
РАСЧЕТНОЕ давление начала конденсации 24.695 МПа
251.82 ата
N Пластовое Количество Потери Потенциальное
п/п давление выпавшего С5+в содержание
насыщенного С5+в в газе
конденсата
МПа ата см3/м3 г/м3 г/м3
1 25.00 254.9 .0 .0 150.9
2 24.20 246.8 6.3 2.8 148.2
3 20.00 203.9 51.4 24.1 126.2
4 15.00 153.0 81.7 41.7 103.0
5 10.00 102.0 91.2 51.1 85.4
6 1.00 10.2 59.1 41.2 166.9
Изменение состава пластового газа (мол.доли) при снижении давления
Пластовое давление, МПа
25.00 24.20 20.00 15.00 10.00 1.00
Aзот .0264812 .0265035 .0266907 .0268709 .0269522 .0258679
Mетан .8488461 .8493086 .8534690 .8583121 .8619068 .8367605
Диоксид углеро .0053819 .0053832 .0053964 .0054173 .0054438 .0053745
Этан .0421098 .0421069 .0420960 .0421512 .0423460 .0428223
Пропан .0262418 .0262214 .0260433 .0258826 .0259177 .0281030
изо-Бутан .0078647 .0078541 .0077556 .0076433 .0076001 .0089068
н-Бутан .0078031 .0077897 .0076639 .0075144 .0074408 .0091216
Фр. 0- 40 C .0029651 .0029576 .0028851 .0027929 .0027324 .0037246
Фр. 40- 50 C .0023022 .0022938 .0022100 .0020942 .0019979 .0031786
Фр. 50- 60 C .0031050 .0030919 .0029601 .0027726 .0026066 .0044495
Фр. 60- 70 C .0036275 .0036099 .0034305 .0031691 .0029260 .0053690
Фр. 70- 80 C .0035062 .0034866 .0032849 .0029853 .0026962 .0053109
Фр. 80- 90 C .0022778 .0022631 .0021110 .0018814 .0016548 .0034808
Фр. 90-100 C .0023268 .0023096 .0021293 .0018546 .0015808 .0035175
Фр.100-110 C .0028688 .0028443 .0025869 .0021931 .0018020 .0041860
Фр.110-120 C .0023167 .0022940 .0020534 .0016867 .0013288 .0031709
Фр.120-130 C .0017466 .0017271 .0015201 .0012059 .0009058 .0021655
Фр.130-140 C .0013123 .0012957 .0011184 .0008524 .0006071 .0014257
Фр.140-150 C .0012564 .0012383 .0010451 .0007611 .0005113 .0011570
Фр.150-160 C .0008872 .0008727 .0007177 .0004965 .0003131 .0006708
Фр.160-170 C .0007637 .0007494 .0005982 .0003907 .0002303 .0004601
Фр.170-180 C .0007262 .0007107 .0005481 .0003358 .0001845 .0003392
Фр.180-190 C .0005429 .0005296 .0003926 .0002243 .0001145 .0001917
Фр.190-200 C .0005244 .0005097 .0003610 .0001913 .0000906 .0001369
Фр.200-210 C .0001822 .0001763 .0001186 .0000579 .0000254 .0000344
Фр.210-220 C .0001401 .0001349 .0000855 .0000383 .0000156 .0000188
Фр.220-230 C .0001696 .0001624 .0000962 .0000395 .0000148 .0000159
Фр.230-240 C .0002337 .0002222 .0001221 .0000456 .0000159 .0000150
Фр.240-250 C .0001949 .0001838 .0000928 .0000316 .0000102 .0000085
Фр.250-260 C .0001573 .0001469 .0000675 .0000209 .0000062 .0000045
Фр.260-270 C .0002154 .0001988 .0000823 .0000231 .0000064 .0000041
Фр.270-280 C .0003605 .0003282 .0001212 .0000310 .0000080 .0000044
Фр.280-290 C .0002923 .0002618 .0000854 .0000199 .0000047 .0000023
Фр.290-300 C .0001140 .0001001 .0000286 .0000061 .0000013 .0000006
Фр.300-312 C .0001556 .0001331 .0000325 .0000063 .0000013 .0000004
Изменение состава пластового газа (масс.доли) при снижении давления
Пластовое давление, МПа
25.00 24.20 20.00 15.00 10.00 1.00
Aзот .0344121 .0345334 .0355694 .0366721 .0374423 .0329817
Mетан .6316752 .6337132 .6513214 .6707954 .6856782 .6109481
Диоксид углеро .0109887 .0110208 .0112994 .0116166 .0118826 .0107668
Этан .0587458 .0588992 .0602250 .0617566 .0631541 .0586141
Пропан .0536777 .0537797 .0546310 .0556018 .0566751 .0564016
изо-Бутан .0212065 .0212347 .0214459 .0216445 .0219078 .0235639
н-Бутан .0210404 .0210606 .0211924 .0212795 .0214488 .0241320
Фр. 0- 40 C .0103172 .0103186 .0102951 .0102060 .0101638 .0127158
33
Фр. 40- 50 C .0083310 .0083228 .0082016 .0079588 .0077291 .0112856
Фр. 50- 60 C .0115242 .0115063 .0112667 .0108073 .0103425 .0162030
Фр. 60- 70 C .0141367 .0141056 .0137099 .0129707 .0121903 .0205293
Фр. 70- 80 C .0143146 .0142726 .0137533 .0127998 .0117676 .0212739
Фр. 80- 90 C .0097222 .0096854 .0092400 .0084336 .0075508 .0145769
Фр. 90-100 C .0103631 .0103139 .0097254 .0086748 .0075265 .0153711
Фр.100-110 C .0133095 .0132313 .0123078 .0106856 .0089373 .0190545
Фр.110-120 C .0111780 .0110979 .0101606 .0085472 .0068540 .0150111
Фр.120-130 C .0087514 .0086771 .0078111 .0063457 .0048517 .0106459
Фр.130-140 C .0070015 .0069314 .0061193 .0047764 .0034628 .0074630
Фр.140-150 C .0070530 .0069701 .0060167 .0044874 .0030686 .0063726
Фр.150-160 C .0052686 .0051961 .0043706 .0030963 .0019877 .0039084
Фр.160-170 C .0047832 .0047064 .0038421 .0025697 .0015423 .0028275
Фр.170-180 C .0048178 .0047277 .0037289 .0023400 .0013086 .0022079
Фр.180-190 C .0037781 .0036958 .0028018 .0016396 .0008521 .0013091
Фр.190-200 C .0037953 .0036990 .0026798 .0014539 .0007010 .0009720
Фр.200-210 C .0013694 .0013290 .0009140 .0004573 .0002043 .0002539
Фр.210-220 C .0010920 .0010544 .0006835 .0003139 .0001299 .0001438
Фр.220-230 C .0013691 .0013143 .0007967 .0003345 .0001281 .0001258
Фр.230-240 C .0019408 .0018502 .0010397 .0003980 .0001412 .0001224
Фр.240-250 C .0016638 .0015731 .0008121 .0002829 .0000929 .0000709
Фр.250-260 C .0013866 .0012983 .0006099 .0001931 .0000588 .0000393
Фр.260-270 C .0019587 .0018129 .0007674 .0002208 .0000623 .0000363
Фр.270-280 C .0033617 .0030690 .0011591 .0003033 .0000793 .0000402
Фр.280-290 C .0028071 .0025209 .0008413 .0002005 .0000486 .0000213
Фр.290-300 C .0011265 .0009920 .0002898 .0000630 .0000141 .0000054
Фр.300-312 C .0017325 .0014862 .0003714 .0000731 .0000151 .0000048
Состав выпавшего конденсата ( мол.доли )
Пластовое давление, МПа
25.00 24.20 20.00 15.00 10.00 1.00
Aзот .0000000 .0099441 .0081838 .0059330 .0037566 .0003191
Mетан .0000000 .5062774 .4459595 .3566675 .2523842 .0267136
Диоксид углеро .0000000 .0044184 .0041245 .0035816 .0027815 .0003564
Этан .0000000 .0442904 .0433652 .0404727 .0344160 .0054735
Пропан .0000000 .0413659 .0435652 .0452676 .0439208 .0098786
изо-Бутан .0000000 .0157002 .0173668 .0193910 .0205970 .0061531
н-Бутан .0000000 .0177003 .0199195 .0227873 .0248961 .0082679
Фр. 0- 40 C .0000000 .0085372 .0099210 .0118579 .0136343 .0056850
Фр. 40- 50 C .0000000 .0085419 .0103128 .0129774 .0158468 .0091696
Фр. 50- 60 C .0000000 .0128123 .0156974 .0201269 .0250922 .0167376
Фр. 60- 70 C .0000000 .0166930 .0207430 .0270573 .0343480 .0264989
Фр. 70- 80 C .0000000 .0180437 .0227240 .0300962 .0387789 .0346034
Фр. 80- 90 C .0000000 .0131450 .0167623 .0224874 .0293002 .0301246
Фр. 90-100 C .0000000 .0150986 .0194721 .0263848 .0346192 .0406835
Фр.100-110 C .0000000 .0209884 .0273351 .0372852 .0490411 .0650962
Фр.110-120 C .0000000 .0191655 .0251614 .0344123 .0451571 .0666992
Фр.120-130 C .0000000 .0161653 .0213946 .0293040 .0382990 .0620775
Фр.130-140 C .0000000 .0136185 .0181345 .0247715 .0321043 .0561215
Фр.140-150 C .0000000 .0146535 .0195866 .0265607 .0339974 .0630415
Фр.150-160 C .0000000 .0116573 .0155974 .0208953 .0263223 .0510098
Фр.160-170 C .0000000 .0113332 .0151295 .0199218 .0246287 .0492540
Фр.170-180 C .0000000 .0122026 .0161917 .0208487 .0252428 .0515710
Фр.180-190 C .0000000 .0103568 .0135994 .0170380 .0201788 .0417886
Фр.190-200 C .0000000 .0113879 .0147231 .0178643 .0206870 .0431807
Фр.200-210 C .0000000 .0045163 .0057163 .0066894 .0075766 .0158775
Фр.210-220 C .0000000 .0039747 .0048938 .0055043 .0061034 .0128073
Фр.220-230 C .0000000 .0055220 .0065671 .0070812 .0076978 .0161486
Фр.230-240 C .0000000 .0087558 .0099810 .0103008 .0109970 .0230431
Фр.240-250 C .0000000 .0084244 .0091296 .0090126 .0094674 .0198066
Фр.250-260 C .0000000 .0078634 .0080321 .0075874 .0078580 .0164119
Фр.260-270 C .0000000 .0124817 .0119112 .0107808 .0110297 .0229990
Фр.270-280 C .0000000 .0242640 .0214420 .0186340 .0188673 .0392851
Фр.280-290 C .0000000 .0228907 .0185704 .0155381 .0155966 .0324349
Фр.290-300 C .0000000 .0104010 .0076829 .0062091 .0061880 .0128556
Фр.300-312 C .0000000 .0168086 .0111032 .0086721 .0085878 .0178255
34
Состав выпавшего конденсата ( масс.доли )
Пластовое давление, МПа
25.00 24.20 20.00 15.00 10.00 1.00
Aзот .0000000 .0043366 .0033516 .0021973 .0012245 .0000695
Mетан .0000000 .1264351 .1045876 .0756443 .0471099 .0033302
Диоксид углеро .0000000 .0030275 .0026540 .0020842 .0014245 .0001219
Этан .0000000 .0207357 .0190658 .0160918 .0120432 .0012792
Пропан .0000000 .0283960 .0280841 .0263898 .0225349 .0033851
изо-Бутан .0000000 .0142071 .0147579 .0149016 .0139308 .0027794
н-Бутан .0000000 .0160170 .0169271 .0175117 .0168385 .0037347
Фр. 0- 40 C .0000000 .0099690 .0108793 .0117592 .0118998 .0033138
Фр. 40- 50 C .0000000 .0103734 .0117612 .0133842 .0143841 .0055588
Фр. 50- 60 C .0000000 .0159585 .0183611 .0212900 .0233601 .0104068
Фр. 60- 70 C .0000000 .0218318 .0254761 .0300519 .0335758 .0172999
Фр. 70- 80 C .0000000 .0247220 .0292380 .0350189 .0397122 .0236667
Фр. 80- 90 C .0000000 .0188288 .0225476 .0273549 .0313693 .0215400
Фр. 90-100 C .0000000 .0225675 .0273315 .0334914 .0386753 .0303547
Фр.100-110 C .0000000 .0326779 .0399669 .0492998 .0570698 .0505932
Фр.110-120 C .0000000 .0310334 .0382603 .0473212 .0546519 .0539126
Фр.120-130 C .0000000 .0271821 .0337839 .0418465 .0481346 .0521068
Фр.130-140 C .0000000 .0243839 .0304919 .0376668 .0429642 .0501607
Фр.140-150 C .0000000 .0276059 .0346517 .0424945 .0478715 .0592855
Фр.150-160 C .0000000 .0232319 .0291906 .0353644 .0392085 .0507457
Фр.160-170 C .0000000 .0238210 .0298634 .0355607 .0386920 .0516787
Фр.170-180 C .0000000 .0271683 .0338539 .0394205 .0420068 .0573163
Фр.180-190 C .0000000 .0241875 .0298258 .0337925 .0352235 .0487175
Фр.190-200 C .0000000 .0276594 .0335819 .0368485 .0375550 .0523541
Фр.200-210 C .0000000 .0113912 .0135399 .0143289 .0142835 .0199909
Фр.210-220 C .0000000 .0103965 .0120208 .0122271 .0119324 .0167226
Фр.220-230 C .0000000 .0149597 .0167072 .0162916 .0155869 .0218384
Фр.230-240 C .0000000 .0244020 .0261220 .0243799 .0229073 .0320575
Фр.240-250 C .0000000 .0241341 .0245612 .0219268 .0202719 .0283247
Фр.250-260 C .0000000 .0232616 .0223131 .0190613 .0173746 .0242353
Фр.260-270 C .0000000 .0380894 .0341345 .0279394 .0251575 .0350349
Фр.270-280 C .0000000 .0759334 .0630147 .0495235 .0441318 .0613705
Фр.280-290 C .0000000 .0737740 .0562046 .0425282 .0375704 .0521819
Фр.290-300 C .0000000 .0344927 .0239269 .0174871 .0153382 .0212818
Фр.300-312 C .0000000 .0628083 .0389619 .0275197 .0239849 .0332498
Кроме диф. конденсации, может быть приближённо рассчитан материальный баланс ГКМ на
период разработки. Пример:
35
Материальный баланс газоконденсатного месторождения
на период разработки
Запасы газа 10.000 млрд. ст.м3
Пластовое давление 25.00 МПа
254.9 ата
Пластовая температура 84.0 C
РАСЧЕТНОЕ давление начала конденсации 24.69 МПа
251.8 ата
Балансовые запасы : C2 - 526.723 тыс. т
C3 - 481.282 тыс. т
C4 - 378.791 тыс. т
C5+в - 1508.583 тыс. т
Промысловые ресурсы С5+в
Год Отбор газа Давление Промысловые ресурсы С5+в
разра- млрд.ст м3/год в конце года тыс. т
ботки пластовый отсепар МПа ата годовые суммарные
1 .500 .462 23.48 239.4 74.109 74.109
2 1.000 .928 20.69 211.0 136.793 210.902
3 1.500 1.403 16.83 171.6 180.232 391.133
4 1.500 1.414 13.25 135.1 154.736 545.869
5 1.500 1.421 9.74 99.3 134.600 680.469
6 1.200 1.138 6.89 70.2 98.681 779.150
7 1.000 .951 4.45 45.4 82.899 862.049
8 .750 .714 2.57 26.2 71.019 933.067
Баланс по С5+в
Год Суммарные Содержание в залежи Потери с выпавшим
разра- промысловые в газовой фазе в залежи конденсате
ботки ресурсы тыс.т тыс.т тыс.т
1 74.109 1367.006 66.253
2 210.902 1088.333 206.727
3 391.133 761.870 350.313
4 545.869 511.213 444.031
5 680.469 325.310 493.755
6 779.150 215.573 504.446
7 862.049 145.515 492.221
8 933.067 101.362 466.923
Промысловые ресурсы С2, C3, C4
Год Годовые ресурсы тыс.т Суммарные ресурсы тыс.т
разработки C2 C3 C4 C2 C3 C4
1 26.334 24.041 18.904 26.334 24.041 18.904
2 52.659 47.925 37.551 78.993 71.966 56.455
3 79.004 71.528 55.675 157.997 143.494 112.130
4 79.104 71.239 55.002 237.101 214.734 167.132
5 79.338 71.249 54.637 316.439 285.983 221.769
6 63.773 57.404 43.971 380.212 343.387 265.740
7 53.477 48.637 37.645 433.689 392.024 303.385
8 40.377 37.490 29.825 474.066 429.514 333.210
Содержание С2, C3, C4 в залежи
Год Содержание в залежи Потери с выпавшим в залежи
разра- в газовой фазе тыс.т конденсате тыс.т
ботки C2 C3 C4 C2 C3 C4
1 498.368 454.580 357.106 1.708 2.367 2.543
2 442.468 401.789 313.998 4.982 7.243 8.088
3 361.238 326.086 252.789 7.269 11.432 13.582
4 281.818 253.208 194.693 7.661 13.118 16.672
5 203.682 182.825 139.823 6.556 12.365 16.988
6 141.679 127.886 98.111 4.874 10.055 14.907
7 90.066 82.529 64.428 3.093 6.979 11.236
8 51.161 48.121 38.975 1.673 4.112 7.238
36
Изменение состава пластового газа ( мол.доли )
при снижении давления в залежи
Пластовое давление, МПа
25.00 23.48 20.69 16.83 13.25 9.74
6.89 4.45 2.57
N2 .0264812 .0265354 .0266629 .0268113 .0269156 .0269489
.0268878 .0267109 .0263815
CH4 .8488461 .8499812 .8528091 .8565773 .8598590 .8620209
.8620270 .8591315 .8518821
CO2 .0053819 .0053852 .0053940 .0054089 .0054265 .0054459
.0054607 .0054668 .0054534
C2 .0421098 .0421033 .0420948 .0421200 .0422010 .0423702
.0426044 .0429013 .0431799
C3 .0262418 .0261920 .0260698 .0259311 .0258597 .0259381
.0262279 .0268110 .0276996
I-C4 .0078647 .0078387 .0077712 .0076823 .0076130 .0076044
.0077081 .0079877 .0084934
N-C4 .0078031 .0077702 .0076842 .0075674 .0074708 .0074442
.0075561 .0078903 .0085258
Фр.1 .0029651 .0029465 .0028971 .0028266 .0027630 .0027322
.0027763 .0029456 .0033012
Фр.2 .0023022 .0022813 .0022242 .0021380 .0020526 .0019948
.0020161 .0021750 .0025600
Фр.3 .0031050 .0030724 .0029826 .0028442 .0027033 .0026001
.0026154 .0028368 .0034082
Фр.4 .0036275 .0035835 .0034614 .0032698 .0030704 .0029153
.0029124 .0031717 .0038866
Фр.5 .0035062 .0034572 .0033199 .0031014 .0028703 .0026825
.0026551 .0028973 .0036152
Фр.6 .0022778 .0022411 .0021376 .0019707 .0017925 .0016436
.0016074 .0017533 .0022217
Фр.7 .0023268 .0022836 .0021610 .0019616 .0017481 .0015670
.0015098 .0016413 .0021050
Фр.8 .0028688 .0028074 .0026324 .0023462 .0020414 .0017823
.0016869 .0018219 .0023555
Фр.9 .0023167 .0022595 .0020961 .0018287 .0015475 .0013111
.0012154 .0013001 .0016875
Фр.10 .0017466 .0016976 .0015569 .0013268 .0010886 .0008913
.0008057 .0008493 .0011001
Фр.11 .0013123 .0012704 .0011499 .0009539 .0007557 .0005957
.0005236 .0005422 .0006980
Фр.12 .0012564 .0012108 .0010794 .0008681 .0006613 .0005002
.0004265 .0004326 .0005514
Фр.13 .0008872 .0008505 .0007451 .0005784 .0004220 .0003054
.0002520 .0002498 .0003142
Фр.14 .0007637 .0007277 .0006247 .0004660 .0003243 .0002240
.0001786 .0001726 .0002137
Фр.15 .0007262 .0006871 .0005763 .0004110 .0002719 .0001789
.0001377 .0001295 .0001574
Фр.16 .0005429 .0005095 .0004160 .0002822 .0001769 .0001107
.0000821 .0000751 .0000895
Фр.17 .0005244 .0004875 .0003859 .0002477 .0001468 .0000874
.0000624 .0000554 .0000646
Фр.18 .0001822 .0001675 .0001280 .0000774 .0000433 .0000244
.0000168 .0000145 .0000165
Фр.19 .0001401 .0001272 .0000933 .0000529 .0000279 .0000149
.0000099 .0000082 .0000092
Фр.20 .0001696 .0001516 .0001063 .0000562 .0000279 .0000142
.0000090 .0000073 .0000079
Фр.21 .0002337 .0002052 .0001367 .0000671 .0000314 .0000152
.0000093 .0000072 .0000076
Фр.22 .0001949 .0001676 .0001053 .0000480 .0000211 .0000097
.0000057 .0000043 .0000044
Фр.23 .0001573 .0001320 .0000778 .0000327 .0000136 .0000059
.0000033 .0000024 .0000024
Фр.24 .0002154 .0001756 .0000964 .0000375 .0000147 .0000061
.0000033 .0000023 .0000022
Фр.25 .0003605 .0002841 .0001443 .0000518 .0000191 .0000075
.0000039 .0000026 .0000025
Фр.26 .0002923 .0002214 .0001034 .0000343 .0000120 .0000045
37
.0000022 .0000014 .0000013
Фр.27 .0001140 .0000824 .0000352 .0000108 .0000036 .0000013
.0000006 .0000004 .0000003
Фр.28 .0001556 .0001058 .0000408 .0000115 .0000036 .0000012
.0000005 .0000003 .0000003
Изменение потенциального содержания углеводородов
в пластовом газе при снижении давления в залежи
в г/м3 пл. газа
Пластовое
давление C2 C3 C4 C5+в
МПа ата
25.00 254.9 52.7 48.1 37.9 150.9
23.48 239.4 52.7 48.0 37.7 144.5
20.69 211.0 52.7 47.8 37.4 129.5
16.83 171.6 52.7 47.6 36.9 111.1
13.25 135.1 52.8 47.4 36.5 95.8
9.74 99.3 53.0 47.6 36.4 84.6
6.89 70.2 53.3 48.1 36.9 81.1
4.45 45.4 53.7 49.2 38.4 86.7
2.57 26.2 54.0 50.8 41.1 107.0
Сформированный газо-фракционный состав пластовой смеси может быть скопирован в схему
сбора и подготовки газа с помощью кнопки «Поток в схему».
После нажатия на кнопку видим окно с заполненными «по умолчанию» параметрами сырья на
устье скважины, которые меняем на проектные:
38
При нажатии на кнопку «Записать» сформированный состав газо-фракционной смеси
попадает в редактор потока 1.
39
Принятый коэффициент адекватности по газосодержанию (см. выше) передаётся по всем
потокам расчётной схемы.
Вариант 3а. Формирование газо-фракционного состава пластовой
газоконденсатной смеси с использованием данных по составу пластовой смеси,
потенциальному содержанию С5+ и разгонке конденсата по Энглеру.
После нажатия в окне «Моделирование состава пластовой смеси» на кнопку варианта 3а
выбирается «Нет».
В следующем окне видим список названий пластовых смесей. В данном примере выбираем
пластовую смесь MYLD3E.
40
Двойной щелчок на этой строке активирует многокнопочное окно:
Вписываем «Источник данных», «Применить»:
41
В окне «Газоконденсатные характеристики» заполняем потенциальное содержание С5+в,
«Применить»:
«Применить» нажимаем после заполнения каждого окна.
В следующем окне пересылаем в левую часть компоненты пластовой смеси и заполняем их
концентрации:
Далее заполняем данные разгонки:
42
Коэффициенты адекватности по газосодержанию и усадке конденсата, молекулярной массы
конденсата по умолчанию равны 1, после получения результатов моделирования могут изменяться
до получения расчетных данных, близких к фактическим. Первый коэффициент влияет и на
расчетное давление начала конденсации пластовой смеси. Совпадение расчетного и фактического
давления конденсации необходимо для правильного расчета дифференциальной конденсации
пластовой смеси.
Заполняем фактические данные по плотности и вязкости конденсата (в данном примере
дебутанизированного).
43
Введенные данные по температурам разгонки малопригодны для идентификации фракций,
особенно, если в схеме несколько входных потоков с различных скважин. Смешение таких потоков
потребует приведения температур кипения фракций к единым температурным интервалам. Поэтому
предоставляется возможность наметить другие температурные интервалы, по усмотрению
пользователя.
Температуру конца кипения первой фракции следует задавать выше температуры кипения
последнего индивидуального компонента в смеси (н-бутана). Температура начала кипения остатка
принимается не ниже 120 °С.
В окне «Контрольные расчеты» заполняется пластовая температура, параметры сепарации и
дегазации, а также данные других замеров. Если замеров не было, заполняется 0.
В окне «Учет влагосодержания» заполняются пластовые параметры и механический вынос
пластовой воды:
44
После нажатия на кнопку «Расчет и просмотр результатов» формат результирующих таблиц,
далее «Запись+Запуск».
Выводится таблица, содержащая исходные данные, газо-фракционный состав пластовой смеси
и результаты сравнения измеренных (введенных) и расчетных данных.
OПРЕДЕЛЕНИЕ СОСТАВА ПЛАСТОВОЙ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ СМЕСИ
Используются данные по составу пластовой смеси,
потенциальному содеpжанию C5+ и pазгонке конденсата
по Энглеpу.
И С Х О Д Н Ы Е Д А Н Н Ы Е
Пластовое давление MПа 24.50
Пластовая температура C 84.00
Давление сепаpации MПа 4.41
Потенциальное содержание С5+
г/ст.м3 пластового газа 161.70
-----------------------------------
П л а с т о в ы й г а з
-----------------------------------
Компоненты моль/моль
-----------------------------------
Aзот .026600
Mетан .853300
Диоксид углерода .005400
Этан .042300
Пропан .026400
Изо-бутан .006000
H-бутан .005600
C5+ .034400
-----------------------------------
45
Сумма 1.000000
Фракционный состав конденсата по Энглеру
-------------------------------
Отгон,% Температура,C
обьемный
-------------------------------
.0 48
10.0 74
20.0 85
30.0 99
40.0 111
50.0 123
60.0 135
70.0 159
80.0 187
90.0 238
97.0 295
-------------------------------
Р Е З У Л Ь Т А Т Ы Р А С Ч Е Т А
Результаты адаптации расчетных моделей по плотности и
вязкости конденсата: (1)-измеренные и (2)-рассчитанные
характеристики конденсата
(1) (2)
-------------------------------------------------------
Плотность при 20 C г/см3 .7250 .7254
Кинематич. вязкость при 20 C мм2/с .833 .833
-------------------------------------------------------
Cостав газоводоконденсатной смеси на выходе из скважины
с учетом механического выноса пластовой воды
Удельный вынос воды, г/ст.м3 пл. смеси 4.0
Содержание соли в воде, г/л 100.0
Соль NaCl
-------------------------------------------------------
Kомпонент кг/кг моль/моль
-------------------------------------------------------
Aзот .034208 .026361
Mетан .628403 .845640
Диоксид углерода .010911 .005352
Этан .058399 .041920
Пропан .053441 .026163
Изо-бутан .016011 .005946
H-бутан .014943 .005550
H-пентан .027802 .008317
Хлорид натрия .000417 .000154
Bода .007366 .008823
ФP. до 70 C .011088 .002717
ФP. 70-100 C .031421 .006851
ФP. 100-150 C .052598 .009561
ФP. 150-200 C .024968 .003650
ФP. 200-250 C .014088 .001676
ФP. 250-300 C .009957 .000976
ФP.выше 300 C .003979 .000343
-------------------------------------------------------
Cумма 1.0 1.0
Потенценциальное содержание и молекулярная масса С5+
в пластовой смеси: (1) - введенные с исходными данными;
(2)-рассчитанные по составу пластовой смеси
(1) (2)
---------------------------------------------------------
46
Потенц. содержание С5+ пласт. газа,г/м3 161.7 159.4
Молекулярная масса С5+ кг/кмоль 113.0* 111.4
---------------------------------------------------------
* - молекулярная масса С5+ соответствует потенциальному
содержанию (RC5+) и концентрации С5+ (GC5+) в пластовой
смеси: ( MC5+ = 0.024055* RC5+ / GC5+ )
Количество паров воды в пластовой
смеси г/ст.м3 3.03
Количество воды в пластовой смеси
с учетом механического выноса г/ст.м3 6.61
Pасчетное давление начала конденсации
пластовой смеси пpи t = 84.0 C МПа 22.8
И С Т О Ч Н И К Д А Н Н Ы Х
АКТ исследования скважины Р-62 на газоконденсатность
Интервал перфорации 2368-2380 м, шт. 8.5 мм
Тюменская центральная лаборатория, 1996
Следует обратить внимание на рассчитанное потенциальное содержание С5+. Значительное
отклонение его от заданного может быть вызвано неточностью исходных данных по мольному
составу пластовой смеси (мольной доле С5+).
Если расчетные результаты признаны удовлетворительными (если нет – после Esc
корректировка введенных управляющих параметров - начальная температура кипения последней
фракции, см. в окне «Перераспределение фракций», коэффициент адекватности газосодержания и
усадки конденсата), после Esc активируется кнопка «Поток в схему»,
после нажатия на которую видим окно с параметрами «по умолчанию» записываемого в редактор
потоков. Их можно изменить на планируемые или в этом окне, или после записи в редакторе
потоков.
Указывается номер потока, предварительно проведенного на экране.
После «Записать» и выхода через «Esc» в многокнопочное окно «Газоконденсатная смесь» в
нем активируется кнопка «Дифференциальная конденсация», нажав на которую, можно рассчитать
как удельные характеристики при снижении давления в пласте,
47
так и приближенный материальный баланс месторождения при намеченном отборе газа по годам
разработки.
Далее на экране вызываем редактор потоков и проверяем правильность записи потока.
48
Сравниваем составы в результирующей таблице моделирования и в редакторе. В нашем
примере они совпадают, запись выполнена верно. Далее в редакторе заполняем параметры потока
по схеме: давление, температуру и расход в нужных единицах измерения.
Моделирование дифференциальной конденсации пластового газа через редактор
потоков.
В разделе «Дифференциальная конденсация (кнопка )» Руководства по эксплуатации ПС
ГазКондНефть говорится:
«Данная функция может быть использована в ПС ГКН при расчёте схемы подготовки
газоконденсатной смеси - для расчёта состава входного потока в УКПГ при снижении пластового
давления».
Предположим, ГКМ эксплуатируется во влажном режиме. При таком режиме давление начала
конденсации отбираемой газоконденсатной смеси и пластовое давление идентичны. Предположим
также, что фактические пластовые параметры ГКМ таковы: давление 31 МПа, температура 80 С.
УКПГ работает с такими параметрами:
49
После составления расчётной схемы в ПС ГКН откроем редактор входного потока 1:
Поток 1 Газ со скважин
=====================================================================
Давление 122,37 ата Температура 303,15 K
12,000 MПа 30,00 °C
моль/моль кмоль/час кг/кг кг/час
Азот 0,0013635 22,6730 0,0017455 635,0719
Метан 0,8494062 14124,4024 0,6226878 226555,4143
Диоксид углерода 0,0248896 413,8782 0,0500633 18214,7804
Этан 0,0424083 705,1890 0,0582821 21205,0327
Пропан 0,0204480 340,0208 0,0412042 14991,5173
изо-Бутан 0,0045689 75,9742 0,0121363 4415,6223
н-Бутан 0,0068735 114,2964 0,0182580 6642,9074
н-Пентан 0,0091138 151,5494 0,0300529 10934,2874
50
Хлорид натрия 0,0001539 2,5591 0,0004115 149,7094
Вода 0,0132612 220,5147 0,0109216 3973,6743
фp. до 70 °C 0,0083469 138,7969 0,0286837 10436,1413
70-100 °C 0,0039612 65,8691 0,0156601 5697,6732
100-150 °C 0,0048380 80,4490 0,0229428 8347,3857
150-200 °C 0,0032241 53,6121 0,0190100 6916,5024
200-250 °C 0,0023177 38,5400 0,0167916 6109,3631
250-300 °C 0,0016285 27,0796 0,0143237 5211,4711
выше 300 °C 0,0031967 53,1565 0,0368247 13398,1007
Сумма 16628,5605 363834,6664
Сумма С5+ 0,0366269 609,0526 0,1842895 67050,9249
Уд.содержание C5+, г/ст.м3 167,627
Доли фаз Газ: 0,92297 Углевод.жидкость: 0,06419
мол. доля Водный раствор: 0,01285 Свободная соль: 0,00000
Мол.масса 21,8801 Плотность кг/м3 139,031
Энтальпия кДж/кмоль 6588,99 Энтальпия кДж/ч 109565352,00
Требуется найти состав входного потока и параметры УКПГ при падении пластового давления
на 5 МПа.
Оценку величины пластового давления выполним по давлению начала конденсации входного
потока. После щелчка на кнопке
Выбираем поток 1
51
и производим расчёт фазового состояния с шагом по давлению 1 МПа при пластовой температуре:
P = 34.9995 МПа, 356.897 ата |0.9884797 |0.0010048 |0.0105155 |0.0000000 T =353.1500 К, 80.000 C | | | |
------------------------------------------------------------------------
P = 35.9995 МПа, 367.094 ата |0.9894285 |0.0000000 |0.0105715 |0.0000000
T =353.1500 К, 80.000 C | | | |
Видим, что расчётное давление начала конденсации 35-36 МПа. Настройка расчёта к
фактическому пластовому давлению 31 МПа выполняется с помощью коэффициента адекватности
52
P = 29.9996 МПа, 305.912 ата |0.9843544 |0.0053801 |0.0102655 |0.0000000
T =353.1500 К, 80.000 C | | | |
------------------------------------------------------------------------
P = 30.9996 МПа, 316.109 ата |0.9896443 |0.0000000 |0.0103557 |0.0000000
T =353.1500 К, 80.000 C | | | |
Видим, что расчётное давление начала конденсации стало 30-31 МПа.
Повторяем расчёт фазового состояния от 30 МПа до 31 МПа с шагом 0,1 МПа.
P = 30.4000 МПа, 309.995 ата |0.9890547 |0.0006336 |0.0103117 |0.0000000
T =353.1500 К, 80.000 C | | | |
------------------------------------------------------------------------
P = 30.5000 МПа, 311.015 ата |0.9896794 |0.0000000 |0.0103206 |0.0000000
T =353.1500 К, 80.000 C | |
53
Расчётное давление начала конденсации 30.4 – 30.5 МПа. Отличие от фактического давления
0.4-0.5 МПа. В данном примере принимаем настройку расчёта удовлетворительной.
В редакторе потока 1 заполняем пластовые параметры:
При нажатии на кнопку в редакторе потоков (см. выше) «Дифференциальная конденсация»
видим окно:
Предположим, по прогнозу эксплуатации ГКМ, через N лет давление составит 26 МПа.
Указываем это давление:
В этом окне щелчок на кнопке «Расчёт».
Результаты:
Из смеси удалён хлорид натрия!
Из смеси удалена вода!
РЕЗУЛЬТАТЫ МОДЕЛИРОВАНИЯ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОЙ
КОНДЕНСАЦИИ ПЛАСТОВОЙ СМЕСИ
Состав пластового газа
Aзот 0.0013820
Mетан 0.8609561
Диоксид углерода 0.0252280
Этан 0.0429849
Пропан 0.0207260
изо-Бутан 0.0046310
н-Бутан 0.0069670
54
н-Пентан 0.0092377
Хлорид натрия 0.0000000
Bода 0.0000000
Фр. 40- 70°C 0.0084604
70-100°C 0.0040151
100-150°C 0.0049038
150-200°C 0.0032679
200-250°C 0.0023492
250-300°C 0.0016506
300-400°C 0.0032402
Температура 80.00 °C
353.15 K
РАСЧЕТНОЕ давление начала конденсации 30.226 МПа
308.22 ата
N Пластовое Количество Потери Потенциальное
п/п давление выпавшего С5+в содержание
насыщенного С5+в в газе
конденсата
МПа ата см3/м3 г/м3 г/м3
1 26.00 265.1 106.7 39.7 133.6
Изменение состава пластового газа (мол.доли) при изменении давления
Пластовое давление,ата 265.13
Aзот 0.0014000
Mетан 0.8664837
Диоксид углерода 0.0252870
Этан 0.0428759
Пропан 0.0204753
изо-Бутан 0.0045406
н-Бутан 0.0068033
н-Пентан 0.0088923
Хлорид натрия 0.0000000
Bода 0.0000000
Фр. 40- 70°C 0.0080881
Фр. 70-100°C 0.0037663
Фр.100-150°C 0.0044378
Фр.150-200°C 0.0027785
Фр.200-250°C 0.0018026
Фр.250-300°C 0.0010677
Фр.300-400°C 0.0013009
Изменение состава пластового газа (мас.доли) при изменении давления
Пластовое давление,ата 265.13
Aзот 0.0018571
Mетан 0.6582119
Диоксид углерода 0.0527048
Этан 0.0610587
Пропан 0.0427535
изо-Бутан 0.0124979
н-Бутан 0.0187261
н-Пентан 0.0303844
Хлорид натрия 0.0000000
Bода 0.0000000
Фр. 40- 70°C 0.0288011
Фр. 70-100°C 0.0154289
Фр.100-150°C 0.0218071
Фр.150-200°C 0.0169763
Фр.200-250°C 0.0135330
Фр.250-300°C 0.0097309
Фр.300-400°C 0.0155284
В окне «Прогноз состава» «Применить»
55
В редактор потока 1 попадает спрогнозированный состав смеси, не содержащий воду и хлорид
натрия:
Очевидно, что содержание в продукции скважины воды и хлорида натрия также изменится. В
редакторе потока укажем давление 26 МПа:
56
На поле индивидуальных компонентов нажимаем правую кнопку мыши и выбираем
«Насыщение водой»:
Далее «Рассчитать состав».
ПОТОК 1.ini_ Газ со скважин
==================================================================
Давление 26.000 MПа Температура 80.00 C
265.13 ата 353.15 К
моль/моль кмоль/час кг/кг кг/час
Aзот 0.0013882 23.0838 0.0018432 646.5763
Mетан 0.8591765 14286.8691 0.6532762 229161.3906
Диоксид углерода 0.0250738 416.9412 0.0523096 18349.5820
Этан 0.0425142 706.9500 0.0606007 21257.9844
Пропан 0.0203026 337.6030 0.0424328 14884.9160
изо-Бутан 0.0045023 74.8668 0.0124042 4351.2563
н-Бутан 0.0067459 112.1746 0.0185856 6519.5879
н-Пентан 0.0088173 146.6190 0.0301566 10578.5615
Хлорид натрия 0.0001534 2.5508 0.0004254 149.2231
Bода 0.0082796 137.6778 0.0070725 2480.9546
фp. 40- 70 C 0.0080199 133.3594 0.0285851 10027.2930
70-100 C 0.0037345 62.0994 0.0153129 5371.5942
100-150 C 0.0044004 73.1723 0.0216437 7592.3599
150-200 C 0.0027552 45.8150 0.0168495 5910.5942
200-250 C 0.0017875 29.7236 0.0134320 4711.7778
250-300 C 0.0010587 17.6047 0.0096583 3388.0164
300-400 C 0.0012899 21.4492 0.0154118 5406.2661
Сумма 16628.5605 350787.8750
57
Доли фаз Газ: 0.99437 Нефть(конденсат): 0.00046
моль/моль Водный раствор: 0.00517
мол.масса кг/кмоль 21.10 плотность кг/м3 209.212
энтальпия кДж/кмоль 8856.72 энтальпия кДж/час 147274576.00
Далее «Применить»
В данном примере оставим расход, давление и температуру на входе в УКПГ прежними:
Далее «Записать».
Результаты расчёта схемы:
58
К моделированию газо-фракционного состава продукции нефтяных скважин по
варианту 2а. PVT-свойства пластовой нефти
Если Пользователь ПС ГазКондНефть (ПС ГКН) располагает данными стандартной сепарации
пластовой нефти (20°С, 0.101 МПа), полученными по ОСТ 153-39.2-048-2003, они могут быть
использованы в ПС ГКН для определения объединенного (общего) состава и свойств продукции
скважины (нефте-газо-водной смеси, как единого потока, идущего к системе сбора и промысловой
подготовки нефти, моделируемых в ПС ГКН).
Используется следующая информация: газовый фактор (ст. м3/т), компонентный состав газа и
сепарированной нефти до С5 или С7, плотность и молекулярная масса пластовой и сепарированной
нефти, вязкость сепарированной нефти и фракционная разгонка сепарированной нефти в колбе
Энглера (ГОСТ 2177-99).
В главном окне ПС при нажатии на кнопку «Моделирование состава пластовой смеси»
открывается окно, в котором выбирается вариант моделирования газоконденсатной или
нефтяной смеси.
Нефтяниками может быть применён вариант 2а – моделирование по данным стандартной или
рабочей сепарации и фракционной разгонки нефти в колбе Энглера.
59
Здесь в качестве примера показана последовательность ввода данных стандартной сепарации
нефти Пожихарского месторождения (скважина 9073n2, пласт петриковско-елецкий).
Вводятся:
1. Источник данных
60
2. Пластовые давление и температура, молекулярная масса, плотность и давление насыщения
пластовой нефти. Хотя эти данные не имеют прямого отношения к рассматриваемому способу
моделирования компонентно-фракционного состав продукции скважины, в случае их наличия у
Пользователя они могут быть введены в ПС и по результатам моделирования и адаптации дать
представление о точности расчетных методик при высоких давлениях.
3. Параметры ступеней сепарации и газовые факторы в ст.м3 на 1т разгазированной в
последней ступени нефти. При стандартной сепарации заполняется 1 строка:
61
4. Составы газа (газов в случае более, чем 1 ступени) сепарации и разгазированной нефти.
Если по последним компонентам данные по их концентрациям в разгазированной нефти или газе
отсутствуют, соответствующие строки не заполняются.
5. Данные разгонки нефти: температура начала кипения, температуры и объемные % отгона.
62
6. Физико-химические характеристики дегазированной нефти: молекулярная масса, плотность
(кг/м3) и динамическая вязкость (мПа*с).
7. Желательная разбивка температурно-объемной разгонки на определенные температурные
интервалы. Приведение к одинаковым интервалам необходимо, чтобы упростить возможный расчет
смешения нефтей с разными разгонками. Температуру конца кипения первой фракции следует
задавать выше температуры кипения последнего компонента в смеси (см. п.4).
По «умолчанию» свойства нефти и конденсата вычисляются в ПС ГазКондНефть для
«усредненных» нефти и конденсата (в их составе примерно 50% парафиновых и по 25%
нафтеновых и ароматических углеводородов). Поскольку фактические свойства отличаются от
принятых расчетных «усредненных» значений, в ПС ГазКондНефть реализована функциональная
адаптация расчетных моделей к фактическим данным. Находятся определенные значения
коэффициентов адекватности в применяемых моделях, которые позволяют настроить модель на
фактические данные и затем использовать ее при других условиях транспортировки, подготовки и
переработки нефти и конденсата.
8. Коэффициенты адекватности для давления насыщения нефти, молекулярной массы,
плотности и вязкости. По «умолчанию» они приняты равными 1, затем корректируются по
результатам счета.
C P A B H E H И E
ИЗМЕPЕННЫХ ( 1 ) И PACСЧИТАHНЫX (2, усредненных)
XAPAKTEPИCTИK ПЛACTOBOЙ И ДEГAЗИPОВАННОЙ
Н Е Ф Т И
-------------------------------------------------------------------
( 1 ) ( 2 ) Oтклоне-
ние, %
63
------------------------------
Давление насыщения MПа 11.79 10.85 -7.97
Газовый фактоp ст.м3/т 136.65 130.89 -4.22
Молек. масса пласт. нефти 117.78 114.23 -3.01
Плотность пласт. нефти кг/м**3 732.00 744.10 1.65
Mолек. масса дегаз. нефти 234.95 215.90 -8.11
Плотность дегазиp. нефти кг/м**3 865.10 849.66 -1.78
Bязкость дегазиpован. нефти мПа*с 28.31 3.06 -89.19
-------------------------------------------------------------------
K O Э Ф Ф И Ц И E H T Ы A Д E K B A T H O C T И
Давления насыщения 1.000
Mолекуляpной массы 1.000
Плотности 1.000
Bязкости 1.000
Видно, что расчетные свойства «усредненной» нефти существенно отличаются от
фактических. При следующей корректировке коэффициентов адекватности достигается
приближение к фактическим данным, за исключением вязкости, при том, что по вязкости взят
максимально возможный коэффициент для расчетной модели:
Фрагмент 8а
64
Если нефть имеет высокую вязкость, и при заполнении только лабораторных данных по
разгонке адаптация по вязкости недостижима (фрагмент 8а), необходимо условно ввести и по
результатам счета скорректировать температуру конца кипения остатка (эта величина условна,
поскольку она не измеряется) и произвести адаптацию (фрагмент 8б).
Фрагмент 8б
65
Если повысить условное значение конечной температуры нефти, коэффициент адекватности
по вязкости снизится:
66
C P A B H E H И E
ИЗМЕPЕННЫХ ( 1 ) И PACСЧИТАHНЫX ( 2 )
XAPAKTEPИCTИK ПЛACTOBOЙ И ДEГAЗИPОВАННОЙ
Н Е Ф Т И
-------------------------------------------------------------------
( 1 ) ( 2 ) Oтклоне-
ние, %
------------------------------
Давление насыщения MПа 11.79 11.78 -.06
Газовый фактоp ст.м3/т 136.65 136.40 -.18
Молек. масса пласт. нефти 117.78 118.26 .41
Плотность пласт. нефти кг/м**3 732.00 749.86 2.44
Mолек. масса дегаз. нефти 234.95 234.90 -.02
Плотность дегазиp. нефти кг/м**3 865.10 859.67 -.63
Bязкость дегазиpован. нефти мПа*с 28.31 28.25 -.19
-------------------------------------------------------------------
K O Э Ф Ф И Ц И E H T Ы A Д E K B A T H O C T И
Давления насыщения 1.012
Mолекуляpной массы 1.065
Плотности 1.005
Bязкости 2.300
Как упоминалось в п. 7, коэффициены адекватности фиксируются в ПС. Следует отметить,
что, как показывает сравнение расчетных и фактических значений вязкости, экстраполяция в
температурную область ниже указанной в заполняемом окне в п. 6 на 15-20 град. (если при этом
температура выше температуры застывания нефти на 15-20 град.) расчетная вязкость выше
фактической примерно в 1,5 раза, поэтому при расчете гидропотерь в нефтепроводе при низких
67
температурах необходимо измерение вязкости нефти при минимальной температуре
транспортировки.
9. Далее в диалоге при формировании общего состава газоводонефтяного потока может быть
учтена обводненность нефти с учетом минерализации. Ниже будет выполнен расчет
многоступенчатой сепарации безводной нефти, поэтому в данном примере мы не заполняем данные
по обводненности нефти и минерализации пластовой воды.
10. Заполнение исходных данных закончено, и далее следует расчет и просмотр результатов
расчета в текстовом формате и в Excel (Запись+запуск).
Моделиpование состава пластовой нефти
с адаптацией расчетных моделей по данным
лабораторных исследований.
Используются данные стандаpтной (рабочей)
сепаpации и pазгонки нефти по Энглеpу
И C X O Д H Ы E Д A H H Ы E
--------------------------------------------------
Давление пластовое MПа 29.41
Tемпеpатуpа пластовая C 68.00
Условия сепаpации:
Давление MПа .10
Tемпеpатуpа C 20.00
Газовый фактоp ст.м3/т 136.65
--------------------------------------------------
Kомпоненты С о с т а в, моль/моль
68
Газ сепаpации Pазгаз.нефть
--------------------------------------------------
Гелий .000110 .000000
Aзот .007090 .000000
Mетан .495940 .001900
Диоксид углерода .002320 .000000
Этан .196090 .006250
Пропан .166500 .001982
Изо-бутан .034610 .009580
H-бутан .052090 .024740
Изо-пентан .019380 .020190
H-пентан .014520 .021980
H-гексан .011350 .047930
--------------------------------------------------
Остаток .865448
Фpакционный состав нефти
--------------------------------
Tемпеpатуpа,C Oтгон,% обьемн.
--------------------------------
HK- 46
ДO 100 6.0
ДO 120 9.0
ДO 150 14.0
ДO 160 16.0
ДO 180 19.0
ДO 190 21.5
ДO 200 22.5
ДO 220 26.0
ДO 240 28.5
ДO 260 32.5
ДO 280 37.5
ДO 300 42.0
ДO 350 58.0
ДO 720 100.0
--------------------------------
P E З У Л Ь T A T Ы М О Д Е Л И P О В А Н И Я
Cостав пластовой нефти
--------------------------------------------------
Kомпоненты кг/кг моль/моль
--------------------------------------------------
Гелий .000002 .000063
Aзот .000965 .004078
Mетан .038749 .286088
Диоксид углерода .000496 .001334
Этан .029324 .115485
Пропан .035974 .096626
Изо-бутан .011795 .024034
H-бутан .019934 .040618
Изо-пентан .012090 .019843
H-пентан .010856 .017819
H-гексан .019774 .027172
фp. до 80 C .023384 .028752
фp. 80-100 C .016352 .017900
фp. 100-150 C .057428 .053626
фp. 150-200 C .062936 .047267
фp. 200-250 C .061040 .037311
фp. 250-300 C .090342 .045483
фp. 300-350 C .129305 .054237
69
фp.выше 350 C .379254 .082262
--------------------------------------------------
C P A B H E H И E
ИЗМЕPЕННЫХ ( 1 ) И PACСЧИТАHНЫX ( 2 )
XAPAKTEPИCTИK ПЛACTOBOЙ И ДEГAЗИPОВАННОЙ
Н Е Ф Т И
-------------------------------------------------------------------
( 1 ) ( 2 ) Oтклоне-
ние, %
------------------------------
Давление насыщения MПа 11.79 11.80 .09
Газовый фактоp ст.м3/т 136.65 136.58 -.05
Молек. масса пласт. нефти 117.78 118.42 .55
Плотность пласт. нефти кг/м**3 732.00 753.55 2.94
Mолек. масса дегаз. нефти 234.95 235.58 .27
Плотность дегазиp. нефти кг/м**3 865.10 864.63 -.05
Bязкость дегазиpован. нефти мПа*с 28.31 28.23 -.28
-------------------------------------------------------------------
K O Э Ф Ф И Ц И E H T Ы A Д E K B A T H O C T И
Давления насыщения 1.012
Mолекуляpной массы 1.100
Плотности 1.020
Bязкости 3.100
И С Т О Ч Н И К Д А Н Н Ы Х
Отчет БелНИПИнефть № 7, 2009 г.
Пожихарское месторождение,
скважина 9073n2,
пласт петриковско-елецкий
То же в Excel:
Моделиpование состава пластовой нефти с адаптацией
расчетных моделей по данным лабораторных исследований.
Используются данные стандаpтной (рабочей) сепаpации
и pазгонки нефти по Энглеpу
И C X O Д H Ы E Д A H H Ы E
Давление пластовое, МПа 29.41
Tемпеpатуpа пластовая,°C 68
Условия сепаpации
Давление, МПа 0.1
Tемпеpатуpа,°C 20
Газовый фактоp, ст.м3/т 136.65
Компоненты Состав, моль/моль
Газ сепарации Разгаз. Нефть
Гелий 0.0001100 0.0000000
Азот 0.0070900 0.0000000
Метан 0.4959400 0.0019000
Диоксид углерода 0.0023200 0.0000000
70
Этан 0.1960900 0.0062500
Пропан 0.1665000 0.0019820
изо-Бутан 0.0346100 0.0095800
н-Бутан 0.0520900 0.0247400
изо-Пентан 0.0193800 0.0201900
н-Пентан 0.0145200 0.0219800
н-Гексан 0.0113500 0.0479300
Остаток : 0.8654480
Фpакционный состав нефти
Tемпеpатуpа,°C Oтгон, % обьемн.
нк - 46 0.0
до 100 6.0
до 120 9.0
до 150 14.0
до 160 16.0
до 180 19.0
до 190 21.5
до 200 22.5
до 220 26.0
до 240 28.5
до 260 32.5
до 280 37.5
до 300 42.0
до 350 58.0
до 720 100.0
P E З У Л Ь T A T Ы М О Д Е Л И P О В А Н И Я
Cостав пластовой нефти
Kомпоненты кг/кг моль/моль
Гелий 0.0000020 0.0000630
Азот 0.0009650 0.0040780
Метан 0.0387490 0.2860880
Диоксид углерода 0.0004960 0.0013340
Этан 0.0293240 0.1154850
Пропан 0.0359740 0.0966260
изо-Бутан 0.0117950 0.0240340
н-Бутан 0.0199340 0.0406180
изо-Пентан 0.0120900 0.0198430
н-Пентан 0.0108560 0.0178190
н-Гексан 0.0197740 0.0271720
Фракция до 80 °C 0.0233840 0.0287520
80 - 100 °C 0.0163520 0.0179000
100 - 150 °C 0.0574280 0.0536260
150 - 200 °C 0.0629360 0.0472670
200 - 250 °C 0.0610400 0.0373110
250 - 300 °C 0.0903420 0.0454830
300 - 350 °C 0.1293050 0.0542370
выше 350 °C 0.3792540 0.0822620
Сравнение измеренных и рассчитанных характеристик
пластовой и дегазированной нефти
Характеристика Измерение Расчёт Oтклонение, %
Давление насыщения, MПа 11.79 11.80 0.09
Газовый фактоp, ст.м3/т 136.65 136.58 -0.05
Мол.масса пластовой нефти 117.78 118.42 0.55
Плотность пласт.нефти, кг/м3 732.00 753.55 2.94
Mол.масса дегазир.нефти 234.95 235.58 0.27
Плотность дегазиp.нефти, кг/м3 865.10 864.63 -0.05
Bязкость дегазиp.нефти, мПа·с 28.31 28.23 -0.28
71
И С Т О Ч Н И К Д А Н Н Ы Х
Отчет БелНИПИнефть № 7, 2009 г.
Пожихарское месторождение,
скважина 9073n2,
пласт петриковско-елецкий
После формирования газофракционного состава пластовой нефти можно нажатием на кнопку
«Свойства» рассчитать свойства пластовой нефти: плотность, изотермический коэффициент
сжимаемости, коэффициент объемного расширения, термический коэффициент давления,
теплоемкость, дроссель-эффект.
Результаты адаптации по плотности и сжимаемости жидкости: (1)-измеренные и (2)-рассчитанные свойства.
t= 68.0 C, P= 29.40 МПа
(1) (2)
Плотность г/см3 .7320 .7318
Изотермич. коэфф. сжимаемости 1/МПа .00101 .00101
-----------------------------------------------------------------
РАСЧЁТ СВОЙСТВ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ
с адаптацией по изотермическому коэффициенту сжимаемости
при температуре 68.0 С
Точка 1
Давление 30.000 MПа Температура 68.0 C
305.92 ата 341.1 К
Газовая фаза отсутствует
Состав углеводородной жидкости кг/кг моль/моль
Гелий .0000021 .0000633
Aзот .0009646 .0040782
Mетан .0387494 .2860880
Диоксид углерода .0004959 .0013345
Этан .0293238 .1154848
Пропан .0359746 .0966261
Изо-бутан .0117955 .0240341
72
H-бутан .0199346 .0406182
Изо-пентан .0120897 .0198434
H-пентан .0108562 .0178189
H-гексан .0197738 .0271721
фp. до 80 C .0233826 .0287515
80-100 C .0163517 .0179001
100-150 C .0574279 .0536258
150-200 C .0629361 .0472674
200-250 C .0610403 .0373109
250-300 C .0903414 .0454832
300-350 C .1293044 .0542369
выше350 C .3792553 .0822624
Молекулярная масса 118.42
Коэфф. сверхсжимаемости 1.7109
Плотность кг/м3 732.1
Изобарная теплоёмкость кДж/(кг*К) 2.210
Изохорная теплоёмкость кДж/(кг*К) 1.866
Коэфф. Джоуля-Томсона К/МПа -.480
Коэфф. адиаб. расширения К/МПа .160
Изотерм. коэфф. сжимаемости 1/МПа .001001
Коэфф. объёмного расширения 1/К .001133
Термический коэфф. давления 1/К .03747
Точка 2
Давление 25.000 MПа Температура 68.0 C
254.93 ата 341.1 К
Газовая фаза отсутствует
Молекулярная масса 118.42
Коэфф. сверхсжимаемости 1.4332
Плотность кг/м3 728.3
Изобарная теплоёмкость кДж/(кг*К) 2.217
Изохорная теплоёмкость кДж/(кг*К) 1.850
Коэфф. Джоуля-Томсона К/МПа -.469
Коэфф. адиаб. расширения К/МПа .174
Изотерм. коэфф. сжимаемости 1/МПа .001070
Коэфф. объёмного расширения 1/К .001185
Термический коэфф. давления 1/К .04401
Точка 3
Давление 20.000 MПа Температура 68.0 C
203.94 ата 341.1 К
Газовая фаза отсутствует
Молекулярная масса 118.42
Коэфф. сверхсжимаемости 1.1529
Плотность кг/м3 724.3
Изобарная теплоёмкость кДж/(кг*К) 2.226
Изохорная теплоёмкость кДж/(кг*К) 1.830
Коэфф. Джоуля-Томсона К/МПа -.454
Коэфф. адиаб. расширения К/МПа .190
Изотерм. коэфф. сжимаемости 1/МПа .001151
Коэфф. объёмного расширения 1/К .001245
Термический коэфф. давления 1/К .05382
Точка 4
Давление 15.000 MПа Температура 68.0 C
152.96 ата 341.1 К
73
Газовая фаза отсутствует
Молекулярная масса 118.42
Коэфф. сверхсжимаемости .8699
Плотность кг/м3 720.0
Изобарная теплоёмкость кДж/(кг*К) 2.236
Изохорная теплоёмкость кДж/(кг*К) 1.810
Коэфф. Джоуля-Томсона К/МПа -.439
Коэфф. адиаб. расширения К/МПа .210
Изотерм. коэфф. сжимаемости 1/МПа .001248
Коэфф. объёмного расширения 1/К .001316
Термический коэфф. давления 1/К .06966
Точка 5
Давление 10.000 MПа Температура 68.0 C
101.97 ата 341.1 К
Общий состав Углеводор.жидкость Газ
кг/кг кг/кг кг/кг
Гелий .0000021 .0000010 .0000883
Aзот .0009646 .0006462 .0253181
Mетан .0387494 .0318027 .5701666
Диоксид углерода .0004959 .0004429 .0045556
Этан .0293238 .0274383 .1735598
Пропан .0359746 .0349853 .1116553
Изо-бутан .0117955 .0116446 .0233396
H-бутан .0199346 .0197732 .0322789
Изо-пентан .0120897 .0120880 .0122160
H-пентан .0108562 .0108751 .0094153
H-гексан .0197738 .0199087 .0094581
фp. до 80 C .0233826 .0235388 .0114322
80-100 C .0163517 .0165026 .0048101
100-150 C .0574279 .0580748 .0079431
150-200 C .0629361 .0637229 .0027469
200-250 C .0610403 .0618288 .0007178
250-300 C .0903414 .0915192 .0002373
300-350 C .1293044 .1309939 .0000610
выше350 C .3792553 .3842129 .0000000
Доля фазы, кг/кг .987105 .012902
Молекулярная масса 118.42 125.84 21.51
Коэфф. сверхсжимаемости .6114 .8331
Плотность кг/м3 725.6 90.694
Изобарная теплоёмкость кДж/(кг*К) 2.234 2.881
Изохорная теплоёмкость кДж/(кг*К) 1.797 1.805
Коэфф. Джоуля-Томсона К/МПа -.404 3.49
Коэфф. адиаб. расширения К/МПа .215 7.85
Изотерм. коэфф. сжимаемости 1/МПа .001255 .109
Коэфф. объёмного расширения 1/К .001327 .005506
Термический коэфф. давления 1/К .10527 .00497
Точка 6
Давление 5.000 MПа Температура 68.0 C
50.99 ата 341.1 К
Общий состав Углеводор.жидкость Газ
кг/кг кг/кг кг/кг
Гелий .0000021 .0000002 .0000394
74
Aзот .0009646 .0001688 .0159060
Mетан .0387494 .0135072 .5127058
Диоксид углерода .0004959 .0002550 .0050194
Этан .0293238 .0196888 .2102331
Пропан .0359746 .0305033 .1387065
Изо-бутан .0117955 .0109647 .0273942
H-бутан .0199346 .0190079 .0373357
Изо-пентан .0120897 .0120482 .0128682
H-пентан .0108562 .0109200 .0096588
H-гексан .0197738 .0203792 .0084081
фp. до 80 C .0233826 .0240647 .0105751
80-100 C .0163517 .0170107 .0039789
100-150 C .0574279 .0601940 .0054900
150-200 C .0629361 .0662148 .0013737
200-250 C .0610403 .0642781 .0002463
250-300 C .0903414 .0951500 .0000526
300-350 C .1293044 .1361905 .0000082
выше350 C .3792553 .3994539 .0000000
Доля фазы, кг/кг .949437 .050565
Молекулярная масса 118.42 153.30 22.46
Коэфф. сверхсжимаемости .3597 .8875
Плотность кг/м3 751.3 44.492
Изобарная теплоёмкость кДж/(кг*К) 2.201 2.456
Изохорная теплоёмкость кДж/(кг*К) 1.833 1.771
Коэфф. Джоуля-Томсона К/МПа -.425 4.86
Коэфф. адиаб. расширения К/МПа .180 13.82
Изотерм. коэфф. сжимаемости 1/МПа .001077 .214
Коэфф. объёмного расширения 1/К .001211 .004433
Термический коэфф. давления 1/К .22321 .00400
11. Для использования результатов моделирования пластовой смеси в качестве входного
потока в схему сбора и подготовки нефти необходимо после нажатия на кнопку «Поток в схему»
указать номер потока в схеме (в которой формировался состав пластовой смеси). Параметры
потока, указанные в соответствующем окне, попадают в редактор потока, в котором они могут быть
изменены на нужные.
При формировании общего состава сырья в ПС имеется возможность указать обводненость
нефти и минерализацию воды
Моделиpование состава пластовой нефти
с адаптацией расчетных моделей по данным
лабораторных исследований.
Используются данные стандаpтной (рабочей)
75
сепаpации и pазгонки нефти по Энглеpу
И C X O Д H Ы E Д A H H Ы E
--------------------------------------------------
Давление пластовое MПа 29.41
Tемпеpатуpа пластовая C 68.00
Условия сепаpации:
Давление MПа .10
Tемпеpатуpа C 20.00
Газовый фактоp ст.м3/т 136.65
--------------------------------------------------
Kомпоненты С о с т а в, моль/моль
Газ сепаpации Pазгаз.нефть
--------------------------------------------------
Гелий .000110 .000000
Aзот .007090 .000000
Mетан .495940 .001900
Диоксид углерода .002320 .000000
Этан .196090 .006250
Пропан .166500 .001982
Изо-бутан .034610 .009580
H-бутан .052090 .024740
Изо-пентан .019380 .020190
H-пентан .014520 .021980
H-гексан .011350 .047930
--------------------------------------------------
Остаток .865448
Фpакционный состав нефти
--------------------------------
Tемпеpатуpа,C Oтгон,% обьемн.
--------------------------------
HK- 46
ДO 100 6.0
ДO 120 9.0
ДO 150 14.0
ДO 160 16.0
ДO 180 19.0
ДO 190 21.5
ДO 200 22.5
ДO 220 26.0
ДO 240 28.5
ДO 260 32.5
ДO 280 37.5
ДO 300 42.0
ДO 350 58.0
ДO 800 100.0
--------------------------------
P E З У Л Ь T A T Ы М О Д Е Л И P О В А Н И Я
Cостав пластовой нефти
--------------------------------------------------
Kомпоненты кг/кг моль/моль
--------------------------------------------------
Гелий .000002 .000063
76
Aзот .000965 .004073
Mетан .038749 .285692
Диоксид углерода .000496 .001333
Этан .029324 .115325
Пропан .035974 .096492
Изо-бутан .011795 .024001
H-бутан .019934 .040562
Изо-пентан .012090 .019816
H-пентан .010856 .017794
H-гексан .019774 .027134
фp. до 80 C .023169 .029383
фp. 80-100 C .016202 .018293
фp. 100-150 C .056901 .054804
фp. 150-200 C .062359 .048306
фp. 200-250 C .060481 .038131
фp. 250-300 C .089514 .046483
фp. 300-350 C .128120 .055429
фp.выше 350 C .383294 .076885
--------------------------------------------------
C P A B H E H И E
ИЗМЕPЕННЫХ ( 1 ) И PACСЧИТАHНЫX ( 2 )
XAPAKTEPИCTИK ПЛACTOBOЙ И ДEГAЗИPОВАННОЙ
Н Е Ф Т И
-------------------------------------------------------------------
( 1 ) ( 2 ) Oтклоне-
ние, %
------------------------------
Давление насыщения MПа 11.79 11.78 -.06
Газовый фактоp ст.м3/т 136.65 136.40 -.18
Молек. масса пласт. нефти 117.78 118.26 .41
Плотность пласт. нефти кг/м**3 732.00 749.86 2.44
Mолек. масса дегаз. нефти 234.95 234.90 -.02
Плотность дегазиp. нефти кг/м**3 865.10 859.67 -.63
Bязкость дегазиpован. нефти мПа*с 28.31 28.25 -.19
-------------------------------------------------------------------
K O Э Ф Ф И Ц И E H T Ы A Д E K B A T H O C T И
Давления насыщения 1.012
Mолекуляpной массы 1.065
Плотности 1.005
Bязкости 2.300
Cостав пластовой нефти с учетом обводнения
Обводненность, масс.% 20.0
Содержание соли в воде, г/л 20.0
Соль NaCl
--------------------------------------------------
Kомпоненты кг/кг моль/моль
--------------------------------------------------
Гелий .000002 .000024
Aзот .000772 .001555
Mетан .030999 .109115
Диоксид углерода .000397 .000509
Этан .023459 .044046
Пропан .028779 .036854
Изо-бутан .009436 .009167
H-бутан .015948 .015492
77
Изо-пентан .009672 .007568
H-пентан .008685 .006796
H-гексан .015819 .010364
Хлорид натрия .003950 .003812
Bода .196050 .614255
фp. до 80 C .018536 .011223
фp. 80-100 C .012962 .006987
фp. 100-150 C .045521 .020932
фp. 150-200 C .049887 .018450
фp. 200-250 C .048385 .014563
фp. 250-300 C .071611 .017753
фp. 300-350 C .102496 .021170
фp.выше 350 C .306635 .029365
--------------------------------------------------
Сформированный состав записывается под номером входного потока.
После записи и вызова редактора потока 1 конкретизируем его параметры.
78
Просмотриваем результаты расчета свойств потока 1.
ГазКондНефть Схема: D:\Нефтепровод от скважины.bks
http://GasCondOil.com Дата, время:
Поток 1 1 пар 1 жидк 1 водн
Давление, MПа 5.000 5.000 5.000 5.000
Температура, °C 30.00 30.00 30.00 30.00
Доля фазы(мольн.): газ(пар) 0.070794 1.000000 0.000000 0.000000
углевод.жидкость 0.310852 0.000000 1.000000 0.000000
водный раствор 0.618353 0.000000 0.000000 1.000000
Состав масс.доля масс.доля масс.доля масс.доля
Гелий 0.0000017 0.0000618 0.0000002 0.0000000
Азот 0.0007717 0.0233033 0.0002385 0.0000126
Метан 0.0309993 0.6403675 0.0191148 0.0006473
Диоксид углерода 0.0003968 0.0048982 0.0003367 0.0000653
Этан 0.0234589 0.1860602 0.0242044 0.0001945
Пропан 0.0287795 0.0902283 0.0342077 0.0000606
изо-Бутан 0.0094363 0.0150805 0.0116903 0.0000016
н-Бутан 0.0159476 0.0193060 0.0199565 0.0000048
изо-Пентан 0.0096717 0.0057773 0.0122953 0.0000012
н-Пентан 0.0086849 0.0041085 0.0110757 0.0000012
н-Гексан 0.0158190 0.0030219 0.0203184 0.0000014
Хлорид натрия 0.0039500 0.0000000 0.0000000 0.0197393
Вода 0.1960498 0.0009508 0.0000853 0.9792702
фp. до 80 °C 0.0185354 0.0038423 0.0237980 0.0000000
80-100 °C 0.0129616 0.0012621 0.0166879 0.0000000
79
100-150 °C 0.0455228 0.0014311 0.0587069 0.0000000
150-200 °C 0.0498859 0.0002626 0.0643759 0.0000000
200-250 °C 0.0483855 0.0000328 0.0624468 0.0000000
250-300 °C 0.0716113 0.0000046 0.0924237 0.0000000
300-350 °C 0.1024956 0.0000000 0.1322841 0.0000000
выше 350 °C 0.3066346 0.0000000 0.3957526 0.0000000
Расход, кмоль/час 1771.2 125.4 550.6 1095.2
кг/час 100000.0 2507.8 77481.4 20010.8
ст.м3/час (20°C, 0.1013 МПа) 3014.37
м3/час 172.27 54.78 97.60 19.89
Мол.масса 56.46 20.00 140.73 18.27
Плотность, кг/м3 580.499 45.782 793.892 1006.009
Плотн.при ст.усл., кг/ст.м3 0.8320
Коэффициент сжимаемости 0.8660
Энтальпия, кДж/кмоль -21623.2 9485.3 -6285.2 -32895.4
кДж/ч -38298710.0 1189363.0 -3460502.0 -36027570.0
Теплоемкость , кДж/(кг·К) 2.505 1.947 4.242
Теплопpоводность, Вт/(м·К) 0.0350 0.1058 0.5988
Ст.плотность, кг/м3 800.465
Ст.вязкость , мПа·с 4.4859
сСт 5.6041
Коэффициент адиабаты 1.307
Поверхностное натяжение, мН/м 19.062 71.469
Теплота сгорания высш., кДж/кг 52437.4 46880.1
Теплота сгорания низш., кДж/кг 47540.7 43472.0
Однако часто проектировщики получают от заказчиков данные о продукции нефтяных
скважин в крайне ограниченных объёмах. В таких случаях см. раздел «Рекомендации для
нефтяников» в «Рекомендациях пользователям ПС ГазКондНефть» (http://gascondoil.com).
Экспорт составов пластовых газоконденсатных смесей из таблиц Excel во
входные потоки схемы.
Указатель 1. Кнопка запуска опции.
80
Указатель 2. Кнопка для показа шаблона с перечнем исходных данных в определённой
последовательности.
Наименования индивидуальных компонент должны соответствовать таблице
редакторе потоков при нажатии на поле «Наименование» правой кнопкой мыши.
81
Указатель 3. Кнопка вызова и открытия файла Excel с исходными данными (см. ниже) для
одной или нескольких скважин, заполненными (скопированными) ранее в соответствии с
шаблоном.
Указатель 4. Кнопка просмотра сформированных таблиц потоков.
Указатель 5. При нажатии кнопок 2 или 3 возможно возникновение ошибки из-за наличия в
памяти ПК незавершённого процесса в Excel. В «Диспетчере задач» следует «завершить» все такие
процессы и провести вышеизложенные действия заново.
К примеру, после создания или открытия файла Excel имеем:
82
Указатель 6. Заполняется название скважины.
Указатель 7. Расход (дебит скважины) задается в одной из следующих единиц измерения: или
кг/час, или ст. м3/час.
Указатель 8. Заполняется основной компонент минерализованной пластовой воды: или NaCl
(nacl), или CaCl2(cacl2).
Указатель 9. Заполняются (или копируются) интервалы температур кипения фракций.
83
Если данных по свойствам конденсата нет, оставляется пустое поле.
После нажатия на кнопку «Сформировать потоки» автоматически выполняется адаптация
расчётных свойств дегазированного конденсата к реальным данным (если они заполнены) и
насыщение смеси парами воды при пластовых условиях, с добавлением минерализованной
пластовой воды, увлекаемой газом, и далее с записью в файлы входных потоков схемы.
1 2 5 6 7
11
12
13
14
16
17
18
19 20
71
73
91
92
Куст-4-Т9
Куст-1-Т7
Куст-307В2-Т8
Куст-307В1-Т8
Т10-СП
Куст-303-Т10
Т7-Т8 Т8-Т9 Т9-Т10
РЕЗУЛЬТАТЫ АДАПТАЦИИ РАСЧЁТНЫХ МОДЕЛЕЙ:
Поток 18
-----------
Результаты адаптации расчётных моделей по молекулярной
массе, плотности и вязкости жидкости: (1) - измеренные
и (2)-рассчитанные характеристики жидкости
(1) (2)
Молекулярная масса 160.8 160.8
Плотность при 20°C г/см3 0.8324 0.8318
Кинематич. вязкость при 20°C мм2/с 3.15 3.17
Поток 71
-----------
Введено низкое значение плотности смеси.
Уточните данные.
Результаты адаптации расчётных моделей по молекулярной
массе, плотности и вязкости жидкости: (1) - измеренные
и (2)-рассчитанные характеристики жидкости
(1) (2)
Молекулярная масса 170.6 170.6
Плотность при 20°C г/см3 0.7554 0.7584
Кинематич. вязкость при 20°C мм2/с 1.50 1.51
84
Поток 83
-----------
Введено высокое значение вязкости смеси.
Уточните данные.
Результаты адаптации расчётных моделей по молекулярной
массе, плотности и вязкости жидкости: (1) - измеренные
и (2)-рассчитанные характеристики жидкости
(1) (2)
Молекулярная масса 180.9 180.9
Плотность при 20°C г/см3 0.7967 0.7970
Кинематич. вязкость при 20°C мм2/с 8.66 5.71
Поток 92
-----------
Результаты адаптации расчётных моделей по молекулярной
массе, плотности и вязкости жидкости: (1) - измеренные
и (2)-рассчитанные характеристики жидкости
(1) (2)
Молекулярная масса 190.6 190.6
Плотность при 20°C г/см3 0.7878 0.7882
Кинематич. вязкость при 20°C мм2/с 2.66 2.68
85
Моделирование дифференциального разгазирования пластовой нефти
Предварительно в созданной схеме моделируется газо-фракционный состав пластовой нефти
без учета обводненности и выполняется запись состава как потока в схеме. В качестве примера
примем простейшую схему с одним потоком.
Пластовая нефть
1
86
После записи и запуска получаем и просматриваем результаты моделирования компонентно-
фракционного состава пластовой нефти, проводим адаптацию расчетных моделей
*** Г A З K O H Д H E Ф T Ь ***
Моделиpование состава пластовой нефти
с адаптацией расчетных моделей по данным
лабораторных исследований.
Используются данные стандаpтной (рабочей)
сепаpации и pазгонки нефти по Энглеpу
И C X O Д H Ы E Д A H H Ы E
--------------------------------------------------
Давление пластовое MПа 29.41
Tемпеpатуpа пластовая C 68.00
Условия сепаpации:
Давление MПа .10
Tемпеpатуpа C 20.00
Газовый фактоp ст.м3/т 136.65
87
--------------------------------------------------
Kомпоненты С о с т а в, моль/моль
Газ сепаpации Pазгаз.нефть
--------------------------------------------------
Гелий .000110 .000000
Aзот .007090 .000000
Mетан .495940 .001900
Диоксид углерода .002320 .000000
Этан .196090 .006250
Пропан .166500 .001982
Изо-бутан .034610 .009580
H-бутан .052090 .024740
Изо-пентан .019380 .020190
H-пентан .014520 .021980
H-гексан .011350 .047930
H-гептан .000000 .045790
--------------------------------------------------
Остаток .819658
Фpакционный состав нефти
--------------------------------
Tемпеpатуpа,C Oтгон,% обьемн.
--------------------------------
HK- 46
ДO 100 6.0
ДO 120 9.0
ДO 150 14.0
ДO 160 16.0
ДO 180 19.0
ДO 190 21.5
ДO 200 22.5
ДO 220 26.0
ДO 240 28.5
ДO 260 32.5
ДO 280 37.5
ДO 300 42.0
ДO 350 58.0
ДO 800 100.0
--------------------------------
P E З У Л Ь T A T Ы М О Д Е Л И P О В А Н И Я
Cостав пластовой нефти
--------------------------------------------------
Kомпоненты кг/кг моль/моль
--------------------------------------------------
Гелий .000002 .000063
Aзот .000965 .004064
Mетан .038749 .285114
Диоксид углерода .000496 .001330
Этан .029324 .115092
Пропан .035974 .096297
Изо-бутан .011795 .023952
H-бутан .019934 .040480
Изо-пентан .012090 .019776
H-пентан .010856 .017758
H-гексан .019774 .027080
H-гептан .016687 .019655
фp. до 150 C .094319 .098279
фp. 150-200 C .061090 .045725
88
фp. 200-250 C .059250 .036093
фp. 250-300 C .087691 .043999
фp. 300-350 C .125512 .052467
фp.выше 350 C .375492 .072776
--------------------------------------------------
C P A B H E H И E
ИЗМЕPЕННЫХ ( 1 ) И PACСЧИТАHНЫX ( 2 )
XAPAKTEPИCTИK ПЛACTOBOЙ И ДEГAЗИPОВАННОЙ
Н Е Ф Т И
-------------------------------------------------------------------
( 1 ) ( 2 ) Oтклоне-
ние, %
------------------------------
Давление насыщения MПа 11.79 11.81 .14
Газовый фактоp ст.м3/т 136.65 135.58 -.78
Молек. масса пласт. нефти 117.78 118.02 .21
Плотность пласт. нефти кг/м**3 732.00 744.16 1.66
Mолек. масса дегаз. нефти 234.95 232.85 -.90
Плотность дегазиp. нефти кг/м**3 865.10 860.50 -.53
Bязкость дегазиpован. нефти мПа*с 28.31 29.29 3.46
-------------------------------------------------------------------
K O Э Ф Ф И Ц И E H T Ы A Д E K B A T H O C T И
Давления насыщения 1.016
Mолекуляpной массы 1.100
Плотности 1.013
Bязкости 2.650
И С Т О Ч Н И К Д А Н Н Ы Х
БелНИПИнефть
Отчет N 7, 2009 г.
Полученный состав записываем в схему как поток 1.
89
В редакторе потоков проверяем правильность записи потока 1.
Через кнопку в главном окне реализуется моделирование дифференциального
разгазирования пластовой нефти.
90
РЕЗУЛЬТАТЫ МОДЕЛИРОВАНИЯ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОГО РАЗГАЗИРОВАНИЯ
Состав пластовой нефти
Гелий .0000631
Aзот .0040644
Mетан .2851144
Диоксид углерода .0013299
Этан .1150918
Пропан .0962973
изо-Бутан .0239523
н-Бутан .0404800
изо-Пентан .0197759
н-Пентан .0177582
н-Гексан .0270797
н-Гептан .0196547
Фр. до 150°C .0982788
Фр. 150-200°C .0457246
Фр. 200-250°C .0360931
Фр. 250-300°C .0439987
Фр. 300-350°C .0524667
Фр.выше 350°C .0727763
Температура 68.00 °C
341.15 K
Расчетное давление насыщения 11.905 МПа
N Давление Дегазированная Выход газа Газосодержа-
п/п ступени нефть на ступени ние
МПа ата м3/м3 нач ст.м3/м3 нач ст.м3/м3 нач
1 29.41 299.9 1.0000 .00 .00
2 11.91 121.4 1.0193 .00 .00
3 7.06 72.0 .9511 24.17 24.17
4 4.71 48.0 .9194 12.68 36.85
5 2.35 24.0 .8848 14.71 51.56
6 1.18 12.0 .8616 9.36 60.91
7 .10 1.0 .7770 24.42 85.33
N Давление Газосодержание Плотность Плотность
п/п ступени нефти газа
МПа ата м3/м3 разг г/см3 кг/ст.м3
1 29.41 299.9 .0000 .7442 .0000
2 11.91 121.4 .0000 .7301 .0000
3 7.06 72.0 31.1033 .7564 .9023
91
4 4.71 48.0 47.4198 .7694 .9352
5 2.35 24.0 66.3497 .7837 1.0207
6 1.18 12.0 78.3905 .7929 1.2044
7 .10 1.0 109.8146 .8212 1.9016
Атм. (20°С) .8599
Газосодержание, Объемный коэффициент Плотность Плотность Объемный Коэффициент Вязкость Давление, м3/м3 нефти нефти, газа, коэффициент сжимаемости газа
МПа Газ выде- Газ в ра- * ** г/см3 кг/м3 газа, х 100 газа мПа х с
лившийся cтворе
29.41 .00 109.81 1.348 1.287 .7442 .0000 .0000 .000 .0000
11.91 .00 109.81 1.374 1.312 .7301 .0000 .0000 .000 .0000
7.06 31.10 78.71 1.282 1.224 .7564 .9023 1.4503 .865 .0141
4.71 47.42 62.39 1.239 1.183 .7694 .9352 2.2409 .892 .0130
2.35 66.35 43.46 1.192 1.139 .7837 1.0207 4.6831 .930 .0119
1.18 78.39 31.42 1.161 1.109 .7929 1.2044 9.5141 .948 .0111
.10 109.81 .00 1.047 1.000 .8212 1.9016 .0000 .989 .0095
Атм.(20°С) 109.81 .00 1.000 .955 .8599
* - за единицу принят объем при 1 атм и 20.°С
** - за единицу принят объем при 1 атм и 68.°С
Суммарный состав газа на различных ступенях давления, мольные доли
Давление, МПа
29.41 11.91 7.06 4.71 2.35 1.18 .10
Гелий .0000000 .0000000 .0003276 .0002346 .0001769 .0001533 .0001118
Aзот .0000000 .0000000 .0167636 .0139341 .0112617 .0098631 .0072038
Mетан .0000000 .0000000 .7551806 .7413188 .7088901 .6698444 .5053425
Диоксид углерода .0000000 .0000000 .0022945 .0024325 .0026265 .0027493 .0023571
Этан .0000000 .0000000 .1341046 .1453371 .1659010 .1865982 .2037584
Пропан .0000000 .0000000 .0565020 .0611926 .0716374 .0849618 .1586964
изо-Бутан .0000000 .0000000 .0088481 .0093674 .0107528 .0127105 .0313063
н-Бутан .0000000 .0000000 .0121879 .0128291 .0146576 .0173123 .0461098
изо-Пентан .0000000 .0000000 .0036556 .0037362 .0041330 .0047819 .0138923
н-Пентан .0000000 .0000000 .0028035 .0028423 .0031169 .0035852 .0105286
н-Гексан .0000000 .0000000 .0023028 .0022401 .0023455 .0026072 .0073434
н-Гептан .0000000 .0000000 .0008969 .0008354 .0008354 .0008966 .0023048
Фр. до 150°C .0000000 .0000000 .0040195 .0037691 .0038084 .0041251 .0110306
Фр. 150-200°C .0000000 .0000000 .0002822 .0002146 .0001808 .0001713 .0003705
Фр. 200-250°C .0000000 .0000000 .0000247 .0000000 .0000000 .0000000 .0000000
Фр. 250-300°C .0000000 .0000000 .0000000 .0000000 .0000000 .0000000 .0000000
Фр. 300-350°C .0000000 .0000000 .0000000 .0000000 .0000000 .0000000 .0000000
Фр.выше 350°C .0000000 .0000000 .0000000 .0000000 .0000000 .0000000 .0000000
Состав газа на различных ступенях давления, мольные доли
Давление, МПа
29.41 11.91 7.06 4.71 2.35 1.18 .10
Гелий .0000000 .0000000 .0003275 .0000572 .0000324 .0000233 .0000084
Aзот .0000000 .0000000 .0167603 .0085362 .0045654 .0021552 .0005697
Mетан .0000000 .0000000 .7550340 .7145361 .6273890 .4544328 .0949428
Диоксид углерода .0000000 .0000000 .0022941 .0026942 .0031113 .0034237 .0013783
Этан .0000000 .0000000 .1340785 .1666654 .2173218 .3004797 .2464808
Пропан .0000000 .0000000 .0564910 .0700988 .0977605 .1582957 .3425162
изо-Бутан .0000000 .0000000 .0088464 .0103521 .0142173 .0234849 .0776687
н-Бутан .0000000 .0000000 .0121855 .0140444 .0192299 .0319230 .1179072
изо-Пентан .0000000 .0000000 .0036549 .0038880 .0051247 .0083528 .0366065
н-Пентан .0000000 .0000000 .0028030 .0029148 .0038032 .0061625 .0278398
н-Гексан .0000000 .0000000 .0023023 .0021195 .0026083 .0040471 .0191517
н-Гептан .0000000 .0000000 .0008968 .0007177 .0008349 .0012335 .0058158
Фр. до 150°C .0000000 .0000000 .0040188 .0032901 .0039052 .0058667 .0282473
Фр. 150-200°C .0000000 .0000000 .0002822 .0000857 .0000960 .0001192 .0008669
Фр. 200-250°C .0000000 .0000000 .0000247 .0000000 .0000000 .0000000 .0000000
Фр. 250-300°C .0000000 .0000000 .0000000 .0000000 .0000000 .0000000 .0000000
Фр. 300-350°C .0000000 .0000000 .0000000 .0000000 .0000000 .0000000 .0000000
Фр.выше 350°C .0000000 .0000000 .0000000 .0000000 .0000000 .0000000 .0000000
Молекулярная масса газа .000 .000 21.686 22.471 24.527 28.938 45.699
Плотность отн.по воздуху .000 .000 .748 .776 .847 .999 1.577
Плотность при 20°С,кг/м3 .000 .000 .902 .935 1.021 1.204 1.902
Состав нефти на различных ступенях давления, мольные доли
Давление, МПа
29.41 11.91 7.06 4.71 2.35 1.18 .10
Гелий .0000631 .0000631 .0000043 .0000006 .0000000 .0000000 .0000000
Aзот .0040644 .0040644 .0012403 .0004684 .0000750 .0000079 .0000000
Mетан .2851144 .2851144 .1805783 .1188965 .0502214 .0159756 .0000000
Диоксид углерода .0013299 .0013299 .0011154 .0009282 .0006112 .0003370 .0000000
Этан .1150918 .1150918 .1108636 .1040719 .0869289 .0650693 .0003012
Пропан .0962973 .0962973 .1051472 .1090877 .1099659 .1042271 .0155135
92
изо-Бутан .0239523 .0239523 .0273113 .0292663 .0312686 .0318165 .0144315
н-Бутан .0404800 .0404800 .0467718 .0505546 .0547930 .0566870 .0331915
изо-Пентан .0197759 .0197759 .0233608 .0256199 .0284465 .0302650 .0273930
н-Пентан .0177582 .0177582 .0210839 .0231928 .0258737 .0276729 .0271179
н-Гексан .0270797 .0270797 .0325897 .0361300 .0407895 .0441995 .0526310
н-Гептан .0196547 .0196547 .0238262 .0265115 .0300860 .0327770 .0421164
Фр. до 150°C .0982788 .0982788 .1192407 .1327134 .1506424 .1641443 .2112331
Фр. 150-200°C .0457246 .0457246 .0558303 .0623061 .0709689 .0775915 .1044415
Фр. 200-250°C .0360931 .0360931 .0441142 .0492456 .0561096 .0613614 .0828403
Фр. 250-300°C .0439987 .0439987 .0537917 .0600523 .0684260 .0748334 .1010658
Фр. 300-350°C .0524667 .0524667 .0641487 .0716153 .0816019 .0892435 .1205314
Фр.выше 350°C .0727763 .0727763 .0889816 .0993389 .1131914 .1237912 .1671919
Молекулярная масса 118.022 118.022 139.463 153.065 170.933 184.136 232.206
Плотность, г/см3 .744 .730 .756 .769 .784 .793 .821
После Esc в окне «Дифференциальное разгазирование» активизируется кнопка «Отчет в
Excel».
К переводу разгонки дегазированной нефти (конденсата) по Энглеру в разгонку
по ИТК в редакторе потоков.
Данная процедура может быть применена, если имеются данные по разгонке нефти или
конденсата с НК не выше 80 С.
В редакторе потока воспользуемся кнопкой «Состав по разгонке», которая открывает окно, в
котором можно заполнить данные разгонки в об. %. Дальнейшие действия приведут к
автоматизированному заполнению редактора потока массовыми долями фракций.
Предположим, состав нефти будет помещён в поток 1.
Нефть
1
Двойным щелчком на потоке вызываем редактор потока 1.
При нажатии на кнопку «Состав по разгонке» появляется окно
93
Если имеются данные о растворенных газах в нефти (данные по жидкостной хроматографии
нефти), их концентрации в масс. долях до С5 заполняются в этом окне (отмечается «Наличие
данных»). Если нет таких данных, при «Моделировании разгонки по ИТК» они будут
спрогнозированы (см. статью Калашников О.В., Иванов Ю.В., Будняк С.В. Вопросы адекватности
теплофизической базы программных систем HYSYS, PRO-2 и ГазКондНефть. 3. Моделирование
состава и свойств природного углеводородного сырья, Экотехнологии и ресурсосбережение, 2000
г., № 4, стр. 23-28, http://gascondoil.com).
94
Если данных о растворенных газах нет, «Наличие данных» не отмечается.
95
После нажатия на кнопку «Моделировании разгонки по ИТК» выходит таблица.
Температуры отгонов по Энглеру и ИТК (С)
Отгон По ИТК
% объёмн. Энглеру по номограмме данный расчёт
.0 47.0 5.7 инд. комп.
10.0 95.2 74.2 71.4
30.0 175.0 163.0 170.0
50.0 285.0 289.0 288.5
Видим удовлетворительное совпадение данных расчета по ПС ГКН с данными номограммы
перевода разгонки по Энглеру в разгонку по ИТК (Методы расчета теплофизических свойств газов
и жидкостей. Авторы-составители: Абросимов В.Ф., Безуглый В.К., Болотин Н.К. и др., М.: Химия,
1974.)
96
Расчет по смоделированному составу разгонки по Энглеру дает завышенные результаты,
однако приоритетным является тест по номограмме, представленный в вышеприведенной текстовой
таблице «Температуры отгонов по Энглеру и ИТК (С)». В случае неудовлетворительного
результата тестирования приближение к данным номограммы можно достичь, изменяя значения Т
(примерная разница между фактическими температурами в колбе и температурами, фиксируемыми
при определенных отгонах наверху горловины колбы) и «Корректировочных коэффициентов».
Подробнее см. в разделе «Вариант 3б. Формирование газо-фракционного состава продукции
газоконденсатной скважины с использованием данных о составе пластовой смеси до С5+в и
фракционной разгонки на аппарате Энглера (ГОСТ 2199-82), с переводом в разгонку по ИТК (ГОСТ
11011-85)».
Смоделированный состав состоит из 10-градусных фракций. Если достаточны более широкие,
например, 50-градусные фракции, их можно сформировать, нажав на кнопку «Объединение
фракций». Ненужные фракции удаляются с помощью Shift+стрелки и Del.
97
98
99
После «Применить» выходит таблица, по которой можно судить, что объединение фракций не
повлияло на расчетную разгонку по ИТК.
Температуры отгонов по Энглеру и ИТК (С)
Отгон По ИТК
% объёмн. Энглеру по номограмме данный расчёт
.0 50.0 4.7 инд. комп.
10.0 95.0 68.7 78.3
30.0 210.0 204.2 201.4
50.0 310.0 315.7 313.6
100
При нажатии на кнопку «Расчет с контролем состава» появляется следующее окно, в котором
можно увидеть предполагаемое содержание легких углеводородов в дегазированной нефти.
Для вязкой нефти конечная экстраполированная температура кипения последней фракции
может быть увеличена, т.к. она имеет условный характер (не замеряется).
101
Если имеются данные о фактической плотности и вязкости нефти, они заполняются в
следующем окне:
После нажатия на кнопку «Адаптировать» выходит таблица:
Не введена молекулярная масса смеси, адаптация не выполнена.
Результаты адаптации расчётных моделей по молекулярной
массе, плотности и вязкости жидкости: (1) - измеренные
и (2)-рассчитанные характеристики жидкости
(1) (2)
Молекулярная масса .0 206.8
Плотность при 20 C г/см3 .8500 .8498
Кинематич. вязкость при 20 C мм2/с 15.000 14.901
После «Применить» получаем в редакторе потока заполненный состав.
102
При нажатии в редакторе потока кнопки «Фазовое состояние потока…» выходит таблица, по
которой убеждаемся в реализации вышеописанных процедур:
Поток 1.in_
===================================================================
Давление 0.100 MПа Температура 20.00 °C
1.02 ата 293.15 K
моль/моль кмоль/час кг/кг кг/час
Пропан 0.0000000 0.0000 0.0000000 0.0000
изо-Бутан 0.0123088 0.0123 0.0034594 0.7154
н-Бутан 0.0205603 0.0206 0.0057785 1.1950
изо-Пентан 0.0258354 0.0258 0.0090139 1.8640
н-Пентан 0.0336572 0.0337 0.0117429 2.4284
фp. до 100 °C 0.2311956 0.2312 0.1002060 20.7221
100-150 °C 0.1703131 0.1703 0.0949512 19.6354
150-200 °C 0.1148659 0.1149 0.0796250 16.4660
200-250 °C 0.0939969 0.0940 0.0800585 16.5557
250-300 °C 0.0875698 0.0876 0.0905533 18.7259
выше 300 °C 0.2096970 0.2097 0.5246111 108.4867
Сумма 1.0000 206.7946
Доли фаз Газ: 0.00000 Углевод.жидкость: 1.00000
мол. доля Водный раствор: 0.00000
Мол.масса 206.7946 Плотность кг/м3 849.763
Энтальпия кДж/кмоль -20874.17 Энтальпия кДж/ч -20874.17
Энтропия кДж/(кг·К) 0.643
Объем.расход м3/час 0.243 Теплопpов.Вт/(м·К) 0.1090
Теплоемкость кДж/(кг·К) 1.849 Повер.натяжение мН/м 0.000
Дин.вязкость мПа·с 12.6622 Кин.вязкость мм2/с 14.9009
103
Тепл.сгор.низш. кДж/кг 43281.3 Тепл.сгор.высш. кДж/кг 46609.1
=====================================================================
Моделирование фракционного состава по ИТК через кнопку «Состав по разгонке» в
редакторе потоков проводится и для дегазированных конденсатов.
Блочное оформление схем сборных сетей.
Перед чтением этого раздела рекомендуется ознакомиться с методологией построения
блочных схем, изложенной в Руководстве по эксплуатации ПС ГазКонлНефть, а также в данных
Рекомендациях.
В вышеприведенных схемах смесители, имитирующие продукцию нефтяных скважин или
кустов, располагаются на схеме сбора. Однако, при большом их количестве чтение схемы
существенно затрудняется. Ниже покажем использование блоков для помещения в них смесителей.
Набирается схема, показанная ниже, и сохраняется под названием, например, Рекомбинация
состава продукции скважины.bks.
Рекомбинация состава продукции скважины
1.60 MПа 35.0 °C149.7 кг/час
1
1.60 MПа 35.0 °C1500.0 кг/час
2
1.60 MПа 35.0 °C1200.0 кг/час
3 1.60 MПа 37.8 °C2849.6 кг/час
4
1.60 MПа 35.0 °C2849.6 кг/час
5
Газ
Нефть
Вода
Стабилизатор Т
В связи с тем, что при расчете смешения температура изменяется (из-за упрощенного задания
составов газа и нефти), в блоке предусмотрен условный «стабилизатор» температуры, в котором
восстанавливается температура смешиваемых потоков.
104
Блок без входов и с одним выходом ставится на новую схему сбора с помощью кнопки в
главном окне «Показать список аппаратов», далее «Схемные блоки».
Щёлкнув в режиме расчетов на блок, вызываем следующее окно и нажимаем на кнопку
«Выбрать блок».
105
Находим схему «Рекомбинация состава продукции скважины.bks»
106
и на ней делаем 2 щелчка, затем «Применить».
107
Если теперь в создаваемой схеме сбора
удерживая Shift, щелкнуть на блоке, увидим в блоке схему
108
1.60 MПа 35.0 °C149.7 кг/час
1
1.60 MПа 35.0 °C1500.0 кг/час
2
1.60 MПа 35.0 °C1200.0 кг/час
3 1.60 MПа 37.8 °C2849.6 кг/час
4
1.60 MПа 35.0 °C2849.6 кг/час
5
Газ
Нефть
Вода
Стабилизатор Т
Возвращаемся к схеме сбора, щёлкнув на нижнем крестике вверху справа.
Далее в режиме аппаратов копируем блок в необходимом количестве (при «Вставке»
удерживаем Shift, чтобы скопировались и заполненные данные во входных потоках), наносим схему
сбора и в каждом блоке (один щелчок на блоке в режиме расчетов) заполняем соответствие номеров
потоков в блоке и на схеме.
109
и т.д.
Собранная лучевая схема сбора с использованием блоков-смесителей имеет вид:
Сбор нефти, газа и воды. Формирование состава продукции и дебита скважин в блоках (скв.1-4).
1.60 MПа 35.0 °C2849.6 кг/час
1
1.70 MПа 37.0 °C3599.7 кг/час
2
1.80 MПа 40.0 °C4750.0 кг/час
3
1.75 MПа 41.0 °C2703.4 кг/час
4
1.56 MПа 6.6 °C2849.6 кг/час
5
1.64 MПа 8.5 °C3599.7 кг/час
6 1.73 MПа 12.1 °C4750.0 кг/час
7
1.70 MПа 0.7 °C2703.4 кг/час
8 1.56 MПа 7.9 °C13902.7 кг/час
9
скв. 1
скв. 2
скв. 3
Куст-1
Скв.1-Куст11000 м 127х8
Скв.2-Куст11100 м 127х8
Скв.3-Куст11200 м 127х8
Скв.4-Куст12000 м 127х8
скв. 4
В блоках заполняем параметры скважин:
110
Формирование общего состава продукции скв. 1
1.60 MПа 35.0 °C149.7 кг/час140.0 ст.м3/час
1
1.60 MПа 35.0 °C1500.0 кг/час
2
1.60 MПа 35.0 °C1200.0 кг/час
3 1.60 MПа 37.8 °C2849.6 кг/час
4
1.60 MПа 35.0 °C2849.6 кг/час
5
Газ
Нефть
Вода
Тскв 35 С
Формирование общего состава продукции скв. 2
1.70 MПа 37.0 °C149.7 кг/час140.0 ст.м3/час
1
1.70 MПа 37.0 °C2000.0 кг/час
2
1.70 MПа 37.0 °C1450.0 кг/час
3 1.70 MПа 39.5 °C3599.7 кг/час
4
1.70 MПа 37.0 °C3599.7 кг/час
5
Газ
Нефть
Вода
Тскв 37 С
и т.д.
После расчета схемы выводится сводная таблица параметров трубопроводов сети (с помощью
кнопки «Параметры нефтепроводов») в главном окне ГКН.
111
Параметры трубопроводов
Обозначение Длина Диаметр Расход Расход Расход Расход Обвод- Скор. Скор. Скор. Темп. Темп. Давлен. Давлен. Перепад
трубопровода м мм Жидкости нефти воды газа тыс. нённость смеси жидк. газа на вх. на вых. на вх. на вых.
м3/сут т/сут т/сут ст.м3/сут % м/с м/с м/с °C °C МПа МПа МПа
Скв.1-Куст1 1000 127x8 69.92 38.02 28.81 2.03 43.11 0.23 0.11 0.6 35 6.6 1.6 1.56 0.05
Скв.2-Куст1 1100 127x8 89.18 50.2 34.81 1.84 40.95 0.23 0.13 0.6 37 8.5 1.7 1.64 0.06
Скв.3-Куст1 1200 127x8 117.06 63.39 48.02 3.37 43.1 0.36 0.2 0.72 40 12.1 1.8 1.73 0.07
Скв.4-Куст1 2000 127x8 66.79 44.58 16.81 4.48 27.38 0.36 0.13 0.72 41 0.7 1.75 1.7 0.05
В таблицу, в «Обозначение трубопровода», автоматически копируются первые строки,
записанные в следующем окне:
Обе строки помещаются (с возможностью перемещения в «Режиме аппаратов») над
трубопроводами на схеме сборной сети (см. выше).
При обратном счете сети задается давление или в окне смесителя в конце схемы сбора
(«Установить давление»), если схема сбора заканчивается смесителем, или в окне трубопровода
(«Дополнительно»), если схема сбора заканчивается коллекторным трубопроводом.
Обратный расчет входит и в блоки-смесители со «стабилизаторами» температуры.
113
Сбор нефти, газа и воды. Формирование состава продукции и дебита скважин в блоках (скв.1-4).
1.35 MПа 35.0 °C2849.6 кг/час
1
1.37 MПа 37.0 °C3599.7 кг/час
2
1.38 MПа 40.0 °C4750.0 кг/час
3
1.35 MПа 41.0 °C2703.4 кг/час
4
1.30 MПа 6.5 °C2849.6 кг/час
5
1.30 MПа 8.4 °C3599.7 кг/час
6 1.30 MПа 12.1 °C4750.0 кг/час
7
1.30 MПа 0.7 °C2703.4 кг/час
8 1.30 MПа 8.0 °C13902.7 кг/час
9
скв. 1
скв. 2
скв. 3
Куст-1
Скв.1-Куст11000 м 127х8
Скв.2-Куст11100 м 127х8
Скв.3-Куст11200 м 127х8
Скв.4-Куст12000 м 127х8
скв. 4
Формирование общего состава продукции скв. 1
1.35 MПа 35.0 °C149.7 кг/час140.0 ст.м3/час
1
1.35 MПа 35.0 °C1500.0 кг/час
2
1.35 MПа 35.0 °C1200.0 кг/час
3 1.35 MПа 37.8 °C2849.6 кг/час
4
1.35 MПа 35.0 °C2849.6 кг/час
5
Газ
Нефть
Вода
Тскв 35 С
При большом количестве трубопроводов, затрудняющих чтение схемы, может быть
реализована блочная модель сети:
114
К-2
С-6
К-1
К-11
К-9
Восток
159х6
159х6 325х10
219x6
219х6
219x6
530х10
159х6
720х12
273х8273х8
720х12
273х8
159х6
219х6
426х10
273х8
273х8
159х6
159х6
К-4
159х6
325х10
0.10 MПа
20.0 °C
79.7 кг/час
75.0 ст.м3/час
1 0.10 MПа
20.0 °C
1000.0 кг/час 2
0.10 MПа
20.0 °C
450.0 кг/час
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
0.39 MПа
4.8 °C
123040.4 кг/час
24
25
26
27
28
29 30
31
32
33
34
35
37 38
39
40
41 42
43
44 45
46
47
48
49
50
51
0.38 MПа
6.4 °C
190093.3 кг/час 52
53
54
55 56
57
58
59
60
61
62
63
64 65
66 67
Запад
ДЕ-1
ДЕ-2
ДЕ-3ДЕ-4
ДЕ-5
ДЕ-6
ДЕ-7
ДЕ-8
ДЕ-9
СМ-1
СМ-2
СМ-3
СМ-4
СМ-5
СМ-6
СМ-5
СМ-8
СМ-9
СМ-10
СМ-11 СМ-12
СМ-13
СМ-14
ТР-1
ТР-2
ТР-3
ТР-4
ТР-5
ТР-6
ТР-7
ТР-8
ТР-9
ТР-10
ТР-11
ТР-12
ТР-13
ТР-14
ТР-15ТР-16
ТР-17ТР-18
ТР-19
ТР-20
ТР-21
ТР-22
ТР-9
В блоке «Запад» следующая схема:
С-14
С-22
С-17
К-18
К-13
К-12
К-16
С-26
114х6
114х6
159х6 159х6
159х6
219х6
273х8
159х6
159х6
273х8
114х6
273х8
273х8 273х8
273х8273х8273х8
114х6
219х6
1
2
3
4
5
7 8
13
14
15 16
17
18 19 20 21
22
23
29
30
31
32
33
34
35
37 39
40
43
44 45
46
47 48
49 50
51
52 54
55
56 57 58
59
60
6
ДЕ-1 ДЕ-2ДЕ-3ДЕ-4
СМ-1
СМ-4 СМ-5
СМ-6
СМ-7
СМ-9
СМ-11 СМ-12
СМ-13
СМ-14
ТР-1
ТР-4
ТР-5
ТР-6
ТР-7ТР-8
ТР-9
ТР-12 ТР-13
ТР-14
ТР-15
ТР-17
ТР-18
ТР-19 ТР-20ТР-21
ТР-22
ТР-23
ТР-25
СМ-15
В блоке «Восток»:
115
С-4
К-7
К-3
К-6
С-10
114х6
114х6
273х8
219х6
325х10
273х8
273х8
273х8
530х12
219х6
219х6
426х10
3 4
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15 16
18
19
20
21
22
23 24 25
28
29
30
35
36
37
39
40 41
42 1
5
ДЕ-1
ДЕ-2
ДЕ-3
ДЕ-1СМ-1
СМ-2
СМ-3
СМ-5
СМ-6
СМ-8
СМ-9
СМ-1
ТР-1
ТР-2
ТР-3
ТР-5
ТР-6
ТР-8
ТР-9
ТР-10
ТР-11
ТР-13ТР-15
ТР-16
К расчёту промысловых газосборных сетей
Имеется собранная в среде ПС ГазКондНефть модель системы сбора газа для УКПГ:
116
Промысловая газосборная сеть
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
8.48 MПа 12.5 °C2.2414 ст.м3/час
21
от куста 1577230 м 273х20
от куста 1596016 м 219х16
от куста 1606810 м 219х16
от куста 1624916 м 273х20
от куста 1634916 м 273х20
После расчета системы сбора, после нажатия на кнопку в главном окне «Параметры
газопроводов» выводится сводная таблица:
Параметры трубопроводов
№
Труб
Вых.
пот.
Обозначение
трубопровода
Длина
м
Диаметр
мм
Фрагмент газосборной сети
Q
тыс.ст.
м3/сут
Pн
МПа
Pк
МПа
tн
°C
tк
°C
Vг
м/с
1 16 от куста 157 7230 273x20 376.23 8.62 8.57 30.4 7.8 0.9
2 17 от куста 159 6016 219x16 376.23 8.62 8.5 30.4 10.5 1.4
3 18 от куста 160 6810 219x16 368.23 8.62 8.48 29.5 8.8 1.3
4 19 от куста 162 4916 273x20 376.23 8.62 8.59 30.4 12 0.9
5 20 от куста 163 4916 273x20 744.46 8.62 8.49 29.9 18.3 1.9
В название сборной сети копируется комментарий к схеме:
117
В сводной таблице, в обозначение трубопровода, копируется первая строка из окна
параметров:
На схеме вся надпись, в сводной таблице – первая строка.
Скорость потока в трубопроводе выводятся как в общей таблице, так и в окне параметров
трубопровода
118
При останове расчета схемы (напр., при заполнении недостаточного диаметра трубопровода):
119
120
В данном трубопроводе скорость на выходе снизилась в связи с существенным снижением
температуры.
= ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ И ТЕПЛОВОЙ РАСЧЁТ ТРУБОПРОВОДА =
----------------------------------------------------------------------
Входной поток в трубопровод - 3 ---------> 16 - выходной поток.
----------------------------------------------------------------------
= ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ =
----------------------------------------------------------------------
Расход кг/час 12921.220
ст.м3/час 15676.4
(t=20C,P=0.1013 МПа) млн.ст.м3/сут .376
Начальное давление МПа 8.620
ата 87.90
Начальная температура C 30.48
K 303.63
Длина трубопровода м 7230.0
----------------------------------------------------------------------
Абсолютная шероховатость мм .10
----------------------------------------------------------------------
Номер Длина Пере- Наруж- Тол- Коэфф. Темп. Число Эффек-
участ- участ- пад ный щина тепло- окру- шагов тив-
ка ка высот диам. стенки передачи жающей расчета ность
трубы трубы Вт/(м2К) среды участ-
м м мм мм C ка
----------------------------------------------------------------------
1 7230. 0. 273.0 20.0 2.31 .0 25 .70
----------------------------------------------------------------------
= РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЁТА =
----------------------------------------------------------------------
121
Начальные характеристики : Объёмная доля газа .987822
Скорость 1.010 м/с Режим течения - пробковый
Характеристики в конце участка (трубопровода):
----------------------------------------------------------------------
Номер Объёмная Скорость Режим Давление Температура
участка доля газа м/с течения МПа ата C K
----------------------------------------------------------------------
1 .981409 .870 пробковый 8.571 87.40 7.8 281.0
----------------------------------------------------------------------
122
= ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ И ТЕПЛОВОЙ РАСЧЁТ ТРУБОПРОВОДА =
----------------------------------------------------------------------
Входной поток в трубопровод - 3 ---------> 16 - выходной поток.
----------------------------------------------------------------------
Расчёт не выполнен: недостаточен диаметр трубы (Рк < 1 ата)
Причина останова установлена.
Увеличиваем диаметр и просчитываем трубопровод.
123
В случае удовлетворительных результатов расчета запуск схемы на расчет повторяем. После
расчета в окне «Анализ и расчет схемы» можно просмотреть скорости и перепады давления во всех
трубопроводах.
Параметры трубопроводов
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------
№ трубо-| № вх. | № вых. | Длина труб | Вх.диаметр | Вх.скор. | Вых.скор.| Вх.давл. | Вых.давл.| Перепад |
проводов| потоков| потоков| м | мм | м/с | м/с | МПа | МПа | МПа |
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------
1 3 16 7230.00 273 1.010 .874 8.620 8.571 .049
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------
10 85 39 7000.00 273 1.671 1.522 8.620 8.490 .130
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------
11 33 55 5299.00 219 1.520 1.365 8.620 8.513 .107
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------
12 43 56 5370.00 273 1.702 1.574 8.620 8.519 .101
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------
13 48 57 6302.00 219 1.834 1.659 8.620 8.440 .180
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------
14 51 58 3321.00 219 3.135 3.080 8.620 8.356 .264
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------
15 54 59 1965.00 273 1.530 1.471 8.620 8.590 .030
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------
16 76 71 3879.00 273 1.010 .913 8.620 8.593 .027
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------
17 60 72 6169.00 273 .521 .428 8.620 8.608 .012
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------
18 77 73 1581.00 219 1.568 1.502 8.620 8.587 .033
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------
19 69 74 3639.00 273 1.010 .917 8.620 8.595 .025
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------
2 6 17 6016.00 219 1.568 1.394 8.620 8.497 .123
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------
20 66 75 6000.00 273 1.010 .883 8.620 8.579 .041
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------
21 79 92 5185.00 219 1.568 1.408 8.620 8.514 .106
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------
22 82 93 2261.00 219 3.038 3.000 8.620 8.435 .185
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------
23 125 95 470.00 219 4.851 4.893 8.620 8.532 .088
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------
124
24 88 96 9225.00 273 1.010 .855 8.620 8.558 .062
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------
25 91 118 7519.00 219 3.086 3.025 8.620 8.011 .609
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------
26 99 112 10477.00 273 1.010 .849 8.620 8.550 .070
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------
27 102 113 10161.00 219 2.327 2.140 8.620 8.160 .460
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------
28 105 114 10960.00 273 1.010 .847 8.620 8.546 .074
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------
29 106 115 8980.00 273 2.937 2.877 8.620 8.094 .526
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------
3 9 18 6810.00 219 1.519 1.342 8.620 8.484 .136
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------
30 111 116 8500.00 273 2.509 2.536 8.620 8.264 .356
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------
4 12 19 4916.00 273 1.010 .896 8.620 8.586 .034
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------
5 15 20 4916.00 273 1.988 1.876 8.620 8.492 .128
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------
6 40 35 7970.00 273 1.010 .864 8.620 8.566 .054
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------
7 83 36 5704.00 273 2.712 2.629 8.620 8.346 .274
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------
8 61 37 6670.00 219 2.642 2.508 8.620 8.227 .393
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------
9 31 38 6263.00 273 1.499 1.358 8.620 8.527 .093
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------
Пример «обратного» счёта сборной сети
(на схеме сбора обводненной нефти и газа с заданным давлением в конце коллектора)
1. Предварительный расчет – «прямой»:
Схема сбора нефти и газа (Кустовское-4)
1.60 MПа 25.0 °C45.5 кг/час37.3 ст.м3/час
1
1.60 MПа 25.0 °C1000.0 кг/час
2
1.60 MПа 25.0 °C700.0 кг/час
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
1.60 MПа 25.0 °C500.0 кг/час
13
1.60 MПа 25.0 °C416.0 кг/час
14
1.60 MПа 25.0 °C458.0 кг/час
15
16
17
18
19
1.36 MПа 0.0 °C1374.0 кг/час
20
скв.219
скв.222
скв.221
ТР-1
ТР-2
ТР-3
ТР-4
125
Не введена молекулярная масса смеси, адаптация не выполнена.
Результаты адаптации расчётных моделей по молекулярной
массе, плотности и вязкости жидкости: (1) - измеренные
и (2)-рассчитанные характеристики жидкости
(1) (2)
Молекулярная масса .0 301.2
Плотность при 20 C г/см3 .9000 .9004
Кинематич. вязкость при 20 C мм2/с 82.000 81.979
ГазКондНефть Схема: D:\Кустовское-4.bks
http://GasCondOil.com Дата, время:
Поток 1 2 3 13
Давление, MПа 1.600 1.600 1.600 1.600
Температура, °C 25.00 25.00 25.00 25.00
Доля фазы(мольн.): газ(пар) 1.000000 0.000000 0.000000 0.018762
углевод.жидкость 0.000000 1.000000 0.000000 0.100738
водный раствор 0.000000 0.000000 1.000000 0.880500
Состав масс.доля масс.доля масс.доля масс.доля
Азот 0.0029616 0.0000000 0.0000000 0.0000772
Метан 0.2840468 0.0000000 0.0000000 0.0074004
Диоксид углерода 0.2406222 0.0000000 0.0000000 0.0062690
Этан 0.1176380 0.0000000 0.0000000 0.0030649
Пропан 0.1884265 0.0000000 0.0000000 0.0049092
изо-Бутан 0.0325102 0.0000000 0.0000000 0.0008470
н-Бутан 0.0753286 0.0000000 0.0000000 0.0019625
изо-Пентан 0.0273156 0.0000000 0.0000000 0.0007116
н-Пентан 0.0196869 0.0000000 0.0000000 0.0005129
н-Гексан 0.0114636 0.0000000 0.0000000 0.0002987
Хлорид натрия 0.0000000 0.0000000 0.1169610 0.0469058
Вода 0.0000000 0.0000000 0.8830390 0.3541327
фp. до 100 °C 0.0000000 0.0123825 0.0000000 0.0070940
100-150 °C 0.0000000 0.0118185 0.0000000 0.0067709
150-300 °C 0.0000000 0.3194518 0.0000000 0.1830165
выше 300 °C 0.0000000 0.6563471 0.0000000 0.3760267
Сумма C3+ 0.3547315 0.9999998 0.5821499
Сумма C5+ 0.0584661 0.9999998 0.5744312
Уд.содержание C3+, г/ст.м3 432.6
Уд.содержание C5+, г/ст.м3 71.3
Расход, кмоль/час 1.6 3.3 35.7 11.6
кг/час 45.5 1000.0 700.0 500.0
ст.м3/час (20°C, 0.1013 МПа) 37.29
м3/час 2.19 1.12 0.65 0.84
Мол.масса 29.32 301.03 19.61 43.02
Плотность, кг/м3 20.726 896.575 1084.955 594.594
Плотн.при ст.усл., кг/ст.м3 1.2196
126
Коэффициент сжимаемости 0.9130
Энтальпия, кДж/кмоль 10804.2 -32986.9 -34071.8 -31882.2
кДж/ч 16757.3 -109575.8 -1216425.0 -370563.8
Теплоемкость , кДж/(кг·К) 1.798 1.836 3.848
Теплопpоводность, Вт/(м·К) 0.0255 0.1093 0.5962
Динамическая вязкость, мПа·с 0.0112 62.4112 1.1853
Ст.плотность, кг/м3 900.014
Ст.вязкость , мПа·с 73.7841
сСт 81.9811
Коэффициент адиабаты 1.186
Теплота сгорания высш., кДж/кг 39575.3 46117.7
Теплота сгорания низш., кДж/кг 36123.6 42848.9
Поток 13 пар 13 жидк 13 водн 14
Давление, MПа 1.600 1.600 1.600 1.600
Температура, °C 25.00 25.00 25.00 25.00
Доля фазы(мольн.): газ(пар) 1.000000 0.000000 0.000000 0.017166
углевод.жидкость 0.000000 1.000000 0.000000 0.093445
водный раствор 0.000000 0.000000 1.000000 0.889389
Состав масс.доля масс.доля масс.доля масс.доля
Азот 0.0070569 0.0000139 0.0000014 0.0000772
Метан 0.5359185 0.0036265 0.0001739 0.0074002
Диоксид углерода 0.2897701 0.0050746 0.0011759 0.0062688
Этан 0.0950391 0.0036100 0.0000454 0.0030648
Пропан 0.0547939 0.0074247 0.0000171 0.0049090
изо-Бутан 0.0042008 0.0013693 0.0000000 0.0008469
н-Бутан 0.0071484 0.0032152 0.0000009 0.0019626
изо-Пентан 0.0010991 0.0011906 0.0000000 0.0007116
н-Пентан 0.0006031 0.0008612 0.0000000 0.0005129
н-Гексан 0.0001163 0.0005054 0.0000000 0.0002987
Хлорид натрия 0.0000000 0.0000000 0.1168057 0.0000000
Вода 0.0016107 0.0000331 0.8817797 0.4010362
фp. до 100 °C 0.0022441 0.0120126 0.0000000 0.0070940
100-150 °C 0.0003208 0.0114954 0.0000000 0.0067709
150-300 °C 0.0000784 0.3108634 0.0000000 0.1830176
выше 300 °C 0.0000000 0.6387043 0.0000000 0.3760286
Сумма C3+ 0.0706048 0.9876421 0.5821529
Сумма C5+ 0.0044617 0.9756329 0.5744344
Уд.содержание C3+, г/ст.м3 65.3
Уд.содержание C5+, г/ст.м3 4.1
Расход, кмоль/час 0.2 1.2 10.2 10.4
кг/час 4.8 294.4 200.8 416.0
ст.м3/час (20°C, 0.1013 МПа) 5.24
м3/час 0.32 0.33 0.19 0.71
Мол.масса 22.23 251.41 19.62 39.93
Плотность, кг/м3 15.008 884.335 1084.926 585.794
Плотн.при ст.усл., кг/ст.м3 0.9246
Коэффициент сжимаемости 0.9558
Энтальпия, кДж/кмоль 9739.7 -20810.8 -34035.6 -31326.4
кДж/ч 2124.2 -24367.4 -348320.6 -326389.5
Теплоемкость , кДж/(кг·К) 1.852 1.849 3.846
Теплопpоводность, Вт/(м·К) 0.0291 0.1059 0.5963
Динамическая вязкость, мПа·с 0.0120 19.0918 1.1755
Ст.плотность, кг/м3 888.060
Ст.вязкость , мПа·с 21.9031
сСт 24.6640
Коэффициент адиабаты 1.281
Поверхностное натяжение, мН/м 32.095 74.775
Теплота сгорания высш., кДж/кг 38241.0 45990.8
Теплота сгорания низш., кДж/кг 34601.7 42717.9
Поток 14 пар 14 жидк 14 водн 15
Давление, MПа 1.600 1.600 1.600 1.600
Температура, °C 25.00 25.00 25.00 25.00
Доля фазы(мольн.): газ(пар) 1.000000 0.000000 0.000000 0.017166
углевод.жидкость 0.000000 1.000000 0.000000 0.093445
водный раствор 0.000000 0.000000 1.000000 0.889389
Состав масс.доля масс.доля масс.доля масс.доля
Азот 0.0071934 0.0000140 0.0000014 0.0000772
Метан 0.5422828 0.0036461 0.0002537 0.0074002
Диоксид углерода 0.2817846 0.0049041 0.0017542 0.0062688
Этан 0.0958853 0.0036192 0.0000582 0.0030648
Пропан 0.0551748 0.0074301 0.0000274 0.0049090
127
изо-Бутан 0.0042297 0.0013703 0.0000003 0.0008469
н-Бутан 0.0071958 0.0032169 0.0000013 0.0019626
изо-Пентан 0.0011062 0.0011909 0.0000000 0.0007116
н-Пентан 0.0006067 0.0008613 0.0000000 0.0005129
н-Гексан 0.0001170 0.0005055 0.0000000 0.0002987
Вода 0.0017649 0.0000360 0.9979030 0.4010361
фp. до 100 °C 0.0022579 0.0120148 0.0000000 0.0070940
100-150 °C 0.0003227 0.0114971 0.0000000 0.0067709
150-300 °C 0.0000789 0.3109048 0.0000000 0.1830175
выше 300 °C 0.0000000 0.6387887 0.0000000 0.3760285
Сумма C3+ 0.0710896 0.9877804 0.5821528
Сумма C5+ 0.0044893 0.9757631 0.5744342
Уд.содержание C3+, г/ст.м3 65.3
Уд.содержание C5+, г/ст.м3 4.1
Расход, кмоль/час 0.2 1.0 9.3 11.5
кг/час 4.0 244.9 167.2 458.0
ст.м3/час (20°C, 0.1013 МПа) 4.30
м3/час 0.26 0.28 0.17 0.78
Мол.масса 22.10 251.51 18.04 39.93
Плотность, кг/м3 14.921 884.272 993.056 585.794
Плотн.при ст.усл., кг/ст.м3 0.9192
Коэффициент сжимаемости 0.9557
Энтальпия, кДж/кмоль 9746.7 -20818.8 -33223.3 -31326.4
кДж/ч 1743.7 -20269.2 -307864.0 -359344.8
Теплоемкость , кДж/(кг·К) 1.863 1.849 4.327
Теплопpоводность, Вт/(м·К) 0.0292 0.1059 0.5899
Динамическая вязкость, мПа·с 0.0120 19.1384 0.9313
Ст.плотность, кг/м3 887.997
Ст.вязкость , мПа·с 21.9584
сСт 24.7280
Коэффициент адиабаты 1.281
Поверхностное натяжение, мН/м 32.078 71.812
Теплота сгорания высш., кДж/кг 38662.7 45998.8
Теплота сгорания низш., кДж/кг 34982.9 42725.3
Поток 15 пар 15 жидк 15 водн 20
Давление, MПа 1.600 1.600 1.600 1.365
Температура, °C 25.00 25.00 25.00 0.00
Доля фазы(мольн.): газ(пар) 1.000000 0.000000 0.000000 0.016083
углевод.жидкость 0.000000 1.000000 0.000000 0.097479
водный раствор 0.000000 0.000000 1.000000 0.886438
Состав масс.доля масс.доля масс.доля масс.доля
Азот 0.0071934 0.0000140 0.0000014 0.0000772
Метан 0.5422840 0.0036462 0.0002537 0.0074003
Диоксид углерода 0.2817840 0.0049041 0.0017542 0.0062689
Этан 0.0958850 0.0036192 0.0000582 0.0030649
Пропан 0.0551746 0.0074301 0.0000274 0.0049091
изо-Бутан 0.0042297 0.0013703 0.0000003 0.0008470
н-Бутан 0.0071958 0.0032169 0.0000013 0.0019626
изо-Пентан 0.0011062 0.0011909 0.0000000 0.0007117
н-Пентан 0.0006067 0.0008613 0.0000000 0.0005128
н-Гексан 0.0001170 0.0005055 0.0000000 0.0002987
Хлорид натрия 0.0000000 0.0000000 0.0000000 0.0170696
Вода 0.0017649 0.0000360 0.9979025 0.3839678
фp. до 100 °C 0.0022579 0.0120148 0.0000000 0.0070940
100-150 °C 0.0003227 0.0114971 0.0000000 0.0067707
150-300 °C 0.0000789 0.3109047 0.0000000 0.1830173
выше 300 °C 0.0000000 0.6387886 0.0000000 0.3760276
Сумма C3+ 0.0710894 0.9877802 0.5821515
Сумма C5+ 0.0044893 0.9757629 0.5744328
Уд.содержание C3+, г/ст.м3 65.3
Уд.содержание C5+, г/ст.м3 4.1
Расход, кмоль/час 0.2 1.1 10.2 33.5
кг/час 4.4 269.6 184.0 1374.0
ст.м3/час (20°C, 0.1013 МПа) 4.73
м3/час 0.29 0.30 0.19 2.29
Мол.масса 22.10 251.51 18.04 41.00
Плотность, кг/м3 14.921 884.272 993.056 600.891
Плотн.при ст.усл., кг/ст.м3 0.9192
Коэффициент сжимаемости 0.9557
Энтальпия, кДж/кмоль 9749.8 -20818.8 -33223.1 -34352.5
кДж/ч 1919.7 -22315.7 -338948.8 -1151257.0
Теплоемкость , кДж/(кг·К) 1.863 1.849 4.327
128
Теплопpоводность, Вт/(м·К) 0.0292 0.1059 0.5899
Динамическая вязкость, мПа·с 0.0120 19.1383 0.9313
Ст.плотность, кг/м3 887.997
Ст.вязкость , мПа·с 21.9584
сСт 24.7280
Коэффициент адиабаты 1.281
Поверхностное натяжение, мН/м 32.078 71.812
Теплота сгорания высш., кДж/кг 38662.8 45998.8
Теплота сгорания низш., кДж/кг 34982.9 42725.3
Поток 20 пар 20 жидк 20 водн
Давление, MПа 1.365 1.365 1.365
Температура, °C 0.00 0.00 0.00
Доля фазы(мольн.): газ(пар) 1.000000 0.000000 0.000000
углевод.жидкость 0.000000 1.000000 0.000000
водный раствор 0.000000 0.000000 1.000000
Состав масс.доля масс.доля масс.доля
Азот 0.0081952 0.0000137 0.0000017
Метан 0.5884060 0.0039733 0.0003499
Диоксид углерода 0.2769906 0.0058062 0.0013186
Этан 0.0810932 0.0039881 0.0000866
Пропан 0.0368047 0.0077758 0.0000365
изо-Бутан 0.0024174 0.0014016 0.0000003
н-Бутан 0.0039041 0.0032712 0.0000006
изо-Пентан 0.0005238 0.0011989 0.0000000
н-Пентан 0.0002727 0.0008654 0.0000000
н-Гексан 0.0000441 0.0005057 0.0000000
Хлорид натрия 0.0000000 0.0000000 0.0424879
Вода 0.0004145 0.0000082 0.9557173
фp. до 100 °C 0.0008342 0.0120140 0.0000000
100-150 °C 0.0000891 0.0114766 0.0000000
150-300 °C 0.0000099 0.3102535 0.0000000
выше 300 °C 0.0000000 0.6374477 0.0000000
Сумма C3+ 0.0449000 0.9862105
Сумма C5+ 0.0017738 0.9737619
Уд.содержание C3+, г/ст.м3 39.8
Уд.содержание C5+, г/ст.м3 1.6
Расход, кмоль/час 0.5 3.3 29.7
кг/час 11.5 810.5 552.0
ст.м3/час (20°C, 0.1013 МПа) 12.96
м3/час 0.85 0.90 0.53
Мол.масса 21.30 248.10 18.58
Плотность, кг/м3 13.427 903.635 1032.313
Плотн.при ст.усл., кг/ст.м3 0.8859
Коэффициент сжимаемости 0.9531
Энтальпия, кДж/кмоль 8758.0 -31701.3 -35426.3
кДж/ч 4720.6 -103561.9 -1052415.0
Теплоемкость , кДж/(кг·К) 1.843 1.742 4.134
Теплопpоводность, Вт/(м·К) 0.0268 0.1081 0.5636
Динамическая вязкость, мПа·с 0.0111 36.2245 1.9468
Ст.плотность, кг/м3 887.289
Ст.вязкость , мПа·с 20.2888
сСт 22.8661
Коэффициент адиабаты 1.297
Поверхностное натяжение, мН/м 34.472 76.714
Теплота сгорания высш., кДж/кг 39146.7 45965.6
Теплота сгорания низш., кДж/кг 35380.9 42693.4
129
130
2. Расчет с заданием давления в конце коллектора.
Схема сбора нефти и газа (Кустовское-4)
1.60 MПа 25.0 °C45.5 кг/час37.3 ст.м3/час
1
1.60 MПа 25.0 °C1000.0 кг/час
2
1.60 MПа 25.0 °C700.0 кг/час
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
1.74 MПа 25.0 °C500.0 кг/час
13
1.66 MПа 25.0 °C416.0 кг/час
14
1.71 MПа 25.0 °C458.0 кг/час
15
16
17
18
19
1.50 MПа 0.0 °C1374.0 кг/час
20
скв.219
скв.222
скв.221
ТР-1
ТР-2
ТР-3
ТР-4
Схема сбора нефти и газа (Кустовское-4)
1.60 MПа 25.0 °C45.5 кг/час37.3 ст.м3/час
1
1.60 MПа 25.0 °C1000.0 кг/час
2
1.60 MПа 25.0 °C700.0 кг/час
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
1.21 MПа 25.0 °C500.0 кг/час
13
1.13 MПа 25.0 °C416.0 кг/час
14
1.18 MПа 25.0 °C458.0 кг/час
15
16
17
18
19
1.00 MПа 0.0 °C1374.0 кг/час
20
скв.219
скв.222
скв.221
ТР-1
ТР-2
ТР-3
ТР-4
ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ И ТЕПЛОВОЙ РАСЧЁТ ТРУБОПРОВОДА
----------------------------------------------------------------------
Входной поток в трубопровод - 19 -----------> 20 - выходной поток.
131
< И С Х О Д Н Ы Е Д А Н Н Ы Е >
----------------------------------------------------------------------
Расход кг/час 1374.0
ст.м3/час 805.7
млн ст.м3/сутки 0.019
(t=20 C, P=0.1013 МПа)
Начальное давление МПа 1.128
ата 11.50
Начальная температура °C 6.04
K 279.19
Длина трубопровода м 3860
----------------------------------------------------------------------
Абсолютная шероховатость мм 0.10
Измеренная вязкость водо-нефтяной
эмульсии при минимальной температуре
транспортировки мПа·c(сП) 100.00
----------------------------------------------------------------------
Номер Длина Пере- Наруж- Тол- Коэфф. Темп. Число Эффек-
участка участка пад ный щина тепло- окру- шагов тив-
высот диам. стенки передачи жающей расчета ность
трубы трубы среды участка
м м мм мм Вт/(м2·К) °C
----------------------------------------------------------------------
1 3860 19 159.0 6.0 3.72 0.0 25 0.95
----------------------------------------------------------------------
ТЕРМИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ
Участок 1
Расположение трубопровода - Подземный
Толщина изоляции, мм 2.0
Коэфф. теплопров. изоляции, Вт/(м·К) 1.0000
Глубина заложения(до верха тр.), м 1.00
Коэфф. теплопров. грунта, Вт/(м·К) 1.000
< Р Е З У Л Ь Т А Т Ы Р А С Ч Ё Т А >
----------------------------------------------------------------------
Начальные характеристики :
Объёмная доля газа 0.465837
Скорость 0.044 м/с
Режим течения - пробковый
Характеристики в конце участка (трубопровода)
----------------------------------------------------------------------
Номер Объёмная Скорость Режим Давление Температура
участка доля газа м/с течения МПа ата °C K
----------------------------------------------------------------------
1 0.497925 0.046 пробковый 1.001 10.21 0.0 273.1
----------------------------------------------------------------------
Запись наименования потока (например, номера скважины)
Наименования потоков (как входных, так и внутренних и выходных) записываются в их
редакторе:
132
При выводе данных о потоке выводится его наименование:
Поток 1
Скв. 1251
Давление, MПа 6.000
Температура, °C 30.00
Доля, мольн.: газа(пара) 0.9809910
углевод.жидкости 0.0077550
водного раствора 0.0112540
Состав мольн.доля
Азот 0.0119790
Метан 0.8684764
Диоксид углерода 0.0199650
Этан 0.0499125
Пропан 0.0199650
изо-Бутан 0.0059895
н-Бутан 0.0039930
изо-Пентан 0.0003239
н-Пентан 0.0003974
Хлорид натрия 0.0001825
Вода 0.0119506
фp. до 50 °C 0.0003660
50- 60 °C 0.0003971
60- 70 °C 0.0004128
70- 80 °C 0.0004213
80- 90 °C 0.0004222
90-100 °C 0.0004143
100-110 °C 0.0004068
110-120 °C 0.0003966
120-130 °C 0.0003989
130-140 °C 0.0004005
140-150 °C 0.0003997
150-160 °C 0.0003971
133
160-170 °C 0.0003890
170-180 °C 0.0003703
180-190 °C 0.0003370
190-200 °C 0.0003014
200-210 °C 0.0002576
210-220 °C 0.0002109
выше 220 °C 0.0001658
Сумма C5+ 0.0075866
Уд.содержание C5+, г/ст.м3 38.3
Расход, кмоль/час 266.29
кг/час 5127.14
(20°C, 0.1013 МПа) ст.м3/час 6405.49
м3/час 96.43
Мол.масса, 19.2543
Плотность, кг/м3 53.169
Плотн.при ст.усл., кг/ст.м3 0.8004
Энтальпия, кДж/кмоль 8576.1
кДж/ч 2283686.3
Энтропия, кДж/(кг·К) 8.279
Теплоемкость, кДж/(кг·К)
Если необходимо поместить название потока на экране вблизи соответствующего аппарата
(напр., возле условного «аппарата» стрелки «Вход»), в режиме аппаратов правой кнопкой мыши
открываем «Параметры». В «Тексте на схеме» записываем наименование потока:
134
Куст-1 Колл-1
6.000 MПа
30.00 °C
5127.1 кг/час
6405.5 ст.м3/час 1
6.000 MПа
30.00 °C
4882.6 кг/час
6100.0 ст.м3/час
2
6.000 MПа
30.00 °C
4922.6 кг/час
6150.0 ст.м3/час
3
6.000 MПа
30.00 °C
5122.7 кг/час
6400.0 ст.м3/час 4
6.000 MПа
29.89 °C
20067.9 кг/час
25065.5 ст.м3/час
5 10.000 MПа
0.00 °C
12.8 кг/час
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
Метанол 95%
Скв. 1251
Скв-2
Скв-4
Скв-3
Газ со скважин
Надпись можно перемещать на экране в удобное место.