Краткое описание программы MixEdthermogas.kiev.ua/Dopolnenie k Rukovodstvu.pdf · aзот 0.026600 mетан 0.853300 Диоксид углерода 0.005400

Научно-техническая фирма ТЕРМОГАЗ

ДОПОЛНЕНИЕ к Руководству по эксплуатации программной системы

Web: gascondoil.com

E-mail: [email protected]

2019 г.

http://gascondoil.com/

mailto:[email protected]

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:




.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):




по Энглеpу (с переводом в разгонку по ИТК).


Пластовое давление MПA 24.50


Давление сепаpации MПA 4.41


Давление дегазации MПA 0.1013





-----------------------------------


-----------------------------------

Aзот 0.026600

Mетан 0.853300


Этан 0.042300

Пропан 0.026400


н-Бутан 0.005600

C5+ 0.034400

-----------------------------------

Сумма 1.000000

16


-------------------------------


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

-------------------------------


Состав конденсата, полученный в результате

перевода данных разгонки по Энглеру

в разгонку по ИТК

---------------------------------------------


---------------------

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

----------------------------------------------------------------------


-----------------------------------------------



----------------------------------------------------------------------

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



------------------------------------------------------------



-------------------------------


------------------------------------------------------------






18


------------------------------------------------------------

Pасчетные данные по разгазированию конденсата

---------------------------------------------



денсата 134.9



объемный 0.760

массовый 0.821


сырого 664.5

дегазированного 718.2

---------------------------------------------




(1) (2)

-------------------------------------------------------

Плотность при 20 C г/см3 0.7250 0.7300


-------------------------------------------------------





Соль NaCl

-------------------------------------------------------


-------------------------------------------------------

Aзот 0.034111 0.026361

Mетан 0.626631 0.845635


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


---------------------------------------------------------



смеси: ( MC5+ = 0.024055 * RC5+ / GC5+ )












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:


Используются данные сепаpации, дегазации, дебутанизации

и pазгонки конденсата (ИТК).

26






Давление дегазации MПа .1013


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

-----------------------------------------


-----------------------------------------------------------------

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

-----------------------------------------


-----------------------------------------------------------------

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

-----------------------------------------------------------------


-----------------------------------------

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


----------------------------------------------------------------------


-----------------------------------------------



----------------------------------------------------------------------

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



------------------------------------------------------------



-------------------------------


------------------------------------------------------------




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




------------------------------------------------------------

Данные по разгазированию конденсата: (1)-измеренные,

(2)-расчётные

-------------------------------------------------------

(1) (2)



денсата 184.0 142.6



объемный .704 .734

массовый .759 .792


сырого - 656.3

дегазированного - 707.7

-------------------------------------------------------





Соль NaCl

-------------------------------------------------------

29


-------------------------------------------------------

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



г/ст.м3 газа сепарации 164.2

Молекулярная масса С5+в 102.8












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


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 )


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 )


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


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


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.




по Энглеpу.







-----------------------------------


-----------------------------------


-----------------------------------

Aзот .026600

Mетан .853300


Этан .042300


Изо-бутан .006000

H-бутан .005600

C5+ .034400

-----------------------------------

45

Сумма 1.000000


-------------------------------


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

-------------------------------





(1) (2)

-------------------------------------------------------

Плотность при 20 C г/см3 .7250 .7254

Кинематич. вязкость при 20 C мм2/с .833 .833

-------------------------------------------------------





Соль NaCl

-------------------------------------------------------


-------------------------------------------------------

Aзот .034208 .026361

Mетан .628403 .845640


Этан .058399 .041920

Пропан .053441 .026163

Изо-бутан .016011 .005946

H-бутан .014943 .005550

H-пентан .027802 .008317


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


---------------------------------------------------------



смеси: ( MC5+ = 0.024055* RC5+ / GC5+ )











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


Этан 0.0429849

Пропан 0.0207260


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


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


Этан 0.0428759

Пропан 0.0204753


н-Бутан 0.0068033

н-Пентан 0.0088923


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


Этан 0.0610587

Пропан 0.0427535


н-Бутан 0.0187261

н-Пентан 0.0303844


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


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 )


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


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

-------------------------------------------------------------------






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


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


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



Н Е Ф Т И

-------------------------------------------------------------------

( 1 ) ( 2 ) Oтклоне-

ние, %

------------------------------

Давление насыщения MПа 11.79 11.80 .09




Mолек. масса дегаз. нефти 234.95 235.58 .27



-------------------------------------------------------------------







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


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


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


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




Гелий 0.0000020 0.0000630

Азот 0.0009650 0.0040780

Метан 0.0387490 0.2860880


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


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


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


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


254.93 ата 341.1 К












Точка 3


203.94 ата 341.1 К












Точка 4


152.96 ата 341.1 К

73



Коэфф. сверхсжимаемости .8699









Точка 5


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


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





75



--------------------------------------------------







--------------------------------------------------



--------------------------------------------------

Гелий .000110 .000000

Aзот .007090 .000000

Mетан .495940 .001900


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

--------------------------------------------------



--------------------------------


--------------------------------

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

--------------------------------



--------------------------------------------------


--------------------------------------------------

Гелий .000002 .000063

76

Aзот .000965 .004073

Mетан .038749 .285692


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



Н Е Ф Т И

-------------------------------------------------------------------

( 1 ) ( 2 ) Oтклоне-

ние, %

------------------------------

Давление насыщения MПа 11.79 11.78 -.06







-------------------------------------------------------------------






Cостав пластовой нефти с учетом обводнения

Обводненность, масс.% 20.0


Соль NaCl

--------------------------------------------------


--------------------------------------------------

Гелий .000002 .000024

Aзот .000772 .001555

Mетан .030999 .109115


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


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


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.




(1) (2)




84

Поток 83

-----------

Введено высокое значение вязкости смеси.

Уточните данные.




(1) (2)




Поток 92

-----------




(1) (2)




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 ***







--------------------------------------------------







87

--------------------------------------------------



--------------------------------------------------

Гелий .000110 .000000

Aзот .007090 .000000

Mетан .495940 .001900


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

--------------------------------------------------



--------------------------------


--------------------------------

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

--------------------------------



--------------------------------------------------


--------------------------------------------------

Гелий .000002 .000063

Aзот .000965 .004064

Mетан .038749 .285114


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



Н Е Ф Т И

-------------------------------------------------------------------

( 1 ) ( 2 ) Oтклоне-

ние, %

------------------------------

Давление насыщения MПа 11.79 11.81 .14






Bязкость дегазиpован. нефти мПа*с 28.31 29.29 3.46

-------------------------------------------------------------------







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


Этан .1150918


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


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


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


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


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.




.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.




.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.




(1) (2)

Молекулярная масса .0 206.8



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


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



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



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:


№

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.


-----------------------------------------------------------------------------------------------------------

№ 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

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.




(1) (2)

Молекулярная масса .0 301.2



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



водный раствор 0.000000 0.000000 1.000000 0.880500


Азот 0.0029616 0.0000000 0.0000000 0.0000772

Метан 0.2840468 0.0000000 0.0000000 0.0074004


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


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


126


Энтальпия, кДж/кмоль 10804.2 -32986.9 -34071.8 -31882.2

кДж/ч 16757.3 -109575.8 -1216425.0 -370563.8



Динамическая вязкость, мПа·с 0.0112 62.4112 1.1853



сСт 81.9811




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



водный раствор 0.000000 0.000000 1.000000 0.889389


Азот 0.0070569 0.0000139 0.0000014 0.0000772

Метан 0.5359185 0.0036265 0.0001739 0.0074002


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




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




кДж/ч 2124.2 -24367.4 -348320.6 -326389.5






сСт 24.6640






Давление, MПа 1.600 1.600 1.600 1.600

Температура, °C 25.00 25.00 25.00 25.00



водный раствор 0.000000 0.000000 1.000000 0.889389


Азот 0.0071934 0.0000140 0.0000014 0.0000772

Метан 0.5422828 0.0036461 0.0002537 0.0074002


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




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




кДж/ч 1743.7 -20269.2 -307864.0 -359344.8






сСт 24.7280






Давление, MПа 1.600 1.600 1.600 1.365

Температура, °C 25.00 25.00 25.00 0.00



водный раствор 0.000000 0.000000 1.000000 0.886438


Азот 0.0071934 0.0000140 0.0000014 0.0000772

Метан 0.5422840 0.0036462 0.0002537 0.0074003


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




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




кДж/ч 1919.7 -22315.7 -338948.8 -1151257.0


128





сСт 24.7280





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



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



Энтальпия, кДж/кмоль 8758.0 -31701.3 -35426.3

кДж/ч 4720.6 -103561.9 -1052415.0






сСт 22.8661





129

130

2. Расчет с заданием давления в конце коллектора.



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



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


Этан 0.0499125

Пропан 0.0199650


н-Бутан 0.0039930

изо-Пентан 0.0003239

н-Пентан 0.0003974


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


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


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.

Documents

Краткое описание программы MixEdthermogas.kiev.ua/Dopolnenie k Rukovodstvu.pdf · aзот 0.026600 mетан 0.853300 Диоксид углерода 0.005400