Перевод разгонки по Энглеру в разгонку по ИТК

Данная функция предназначена для перевода лабораторных данных разгонки дегазированного конденсата или нефти по Энглеру в разгонку по ИТК[16]. При переводе восполняется информация о содержании в конденсате (нефти) легких фракций и, в случае отсутствия данных о растворенных легких углеводородах, приближенно прогнозируется их содержание. В результате перевода получают единую форму газофракционного состава смеси: индивидуальные углеводороды от С2 до С5, температуры кипения 10-градусных фракций от 40 ˚С и выше.

Имеется возможность выбора индивидуальных компонентов. Далее заполняются концентрации легких компонентов и данные по разгонке. Кроме того, заполняются предполагаемые превышения (ΔТ) температур кипения (в колбе) конденсата или нефти над измеренными температурами паров, а также дополнительные корректировочные коэффициенты (ДКК) (по умолчанию 1, могут приниматься от 0 до 3-4). Для нефти рекомендуются следующие предварительные значения ΔТ:

Температуры отгона, ˚С ΔТ, ˚С

до 100 25 – 35

от 100 до 120 30 – 40

от 120 до 150 35 – 45

от 150 до 260 40 – 45

от 260 до 280 45 – 50

от 280 и выше 50 – 55

Для конденсатов вначале принимаются ΔТ=0.

Пример:

Результат расчета выводится в нижеприведенную таблицу. В ней полученный ИТК-состав, переведенный в объемные (по жидкости) проценты, сравниваются с данными номограммы, приведенной на стр.137 в книге “Методы расчета теплофизических свойств газов и жидкостей (Авторы-составители: Абросимов В.Ф., Безуглый В.К., Болотин Н.К. и др.). –М.: Химия, 1974.

В следующей таблице сравниваются данные лабораторной разгонки по Энглеру с результатами ее расчета, выполненному по рассчитанному ИТК-составу:

При значительных расхождениях в обоих сравнениях следует возвратиться к исходным данным и выполнить корректировки значений ΔТ или ДКК, например:

После их корректировок расчёт повторяется:

В случае, если не удается добиться близости расчетных результатов в обеих таблицах, предпочтение следует отдавать сравнению с данными номограммы.

По окончании корректировок ΔТ или ДДК можно просмотреть полученный газофракционный ИТК-состав, в котором можно продолжить корректировки как по составу, так и по конечной температуре последней фракции.

Сквозное комплексное моделирование состава сырья, систем сбора и подготовки природного газа и нефти, их трубопроводного транспорта, установок стабилизации конденсата (нефти), газоперерабатывающих заводов и т.д.

Описанные средства моделирования состава и свойств углеводородного сырья, сборных сетей, установок промысловой и заводской обработки природного газа и нефти позволяют выполнять сквозное комплексное моделирование этих объектов в единой цепи, с применением блочного структурирования связанных технологических схем.

Ниже в качестве примера приводятся:

1. Расчет состава сырья

2. Изменение состава сырья по мере истощения месторождения

3. Блочная схема сбора, комплексной подготовки газа и регенерации метанола

4. Содержание блоков

OПРЕДЕЛЕНИЕ СОСТАВА ПЛАСТОВОЙ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ СМЕСИ

Используются данные сепаpации, дегазации, дебутанизации и pазгонки конденсата по Энглеpу

И С Х О Д Н Ы Е Д А Н Н Ы Е

Пластовое давление MПA 25.00

Пластовая температура C 84.00

Давление сепаpации MПA 4.41

Tемпеpатуpа сепаpации C -7.00

Давление дегазации MПA.1013

Tемпеpатуpа дегазации C 20.00

Удельный выход дебутанизиро-

ванного конденсата г/ст.м3 газа сепар. 169.00

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

К о м п о н е н т ы Г а з с е п а p а ц и и

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

мольн.доля литp масс.доля гpамм

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

Aзот.02882 28.82.04498 33.58

Mетан.90002 900.02.80435 600.51

Диоксид углерода.00536 5.36.01314 9.81

Этан.03953 39.53.06623 49.45

Пропан.01871 18.71.04596 34.31

изо-Бутан.00332 3.32.01075 8.03

н-Бутан.00314 3.14.01017 7.59

н-Пентан.00110 1.10.00442 3.30

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

Всего 1.00000 1000.00 1.00000 746.58

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

К о м п о н е н т ы Г а з д е г а з а ц и и

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

мольн.доля литp масс.доля гpамм

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

Mетан.52650 23.79.28817 15.87

Диоксид углерода.01090.49.01637.90

Этан.13910 6.28.14273 7.86

Пропан.20260 9.15.30481 16.79

изо-Бутан.05470 2.47.10848 5.97

н-Бутан.04920 2.22.09758 5.37

н-Пентан.01700.77.04185 2.31

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

Всего 1.00000 45.18 1.00000 55.08

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

К о м п о н е н т ы Г а з д е б у т а н и з а ц и и

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

мольн.доля литp масс.доля гpамм

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

Mетан.00360.01.00107.01

Диоксид углерода.00220.00.00180.01

Этан.00670.01.00374.02

Пропан.32480.70.26610 1.27

изо-Бутан.31290.67.33792 1.62

н-Бутан.30530.65.32971 1.58

н-Пентан.04450.10.05966.29

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

Всего 1.00000 2.14 1.00000 4.79

Фракционный состав по Энглеру

дебутанизированного конденсата

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

Отгон,% Температура,C

обьемный

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

.0 48

10.0 74

20.0 88

30.0 99

40.0 111

50.0 123

60.0 135

70.0 159

80.0 187

90.0 238

97.0 290

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

Р Е З У Л Ь Т А Т Ы Р А С Ч Е Т А

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

К о м п о н е н т ы П л а с т о в ы й г а з

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

мольная литp массовая гpамм на 1 м3 газа:

доля доля сепаp. "сух." пласт.

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

Aзот.02662 28.82.03442 33.58 32.55 31.52

Mетан.85332 923.82.63190 616.39 597.41 578.65

Диоксид углерода.00541 5.86.01099 10.72 10.39 10.07

Этан.04237 45.87.05881 57.37 55.60 53.86

Пропан.02711 29.35.05519 53.83 52.17 50.54

изо-Бутан.00687 7.44.01844 17.99 17.43 16.89

н-Бутан.00690 7.47.01852 18.07 17.51 16.96

н-Пентан.00673 7.29.02243 21.88 21.20 20.54

н-Гексан.00700 7.58.02786 27.17 26.33 25.51

ФP. До 70 C.00161 1.74.00812 7.92 7.68 7.44

ФP. 70-100 C.00443 4.79.02394 23.35 22.63 21.92

ФP. 100-150 C.00679 7.35.04402 42.94 41.62 40.31

ФP. 150-200 C.00265 2.87.02135 20.83 20.19 19.55

ФP. 200-250 C.00124 1.34.01227 11.97 11.60 11.24

ФP. 250-300 C.00080.86.00960 9.36 9.07 8.79

ФP.Выше 300 C.00016.17.00213 2.07 2.01 1.95

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

Всего 1.00000 1082.62 1.00000 975.45 945.42 915.73

Сравнение измеренных и рассчитанных характеристик сырого

и дегазированного конденсата

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

сырой дегазированный

конденсат конденсат

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

г/м3 см3/м3 г/м3 см3/м3

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

КГФ по данным разгазирования

из контейнера 228.9 336.8 173.8 242.0

в т.ч.

КГФ дебутанизиров. конденсата 169.0

газ дегазации 55.1

газ дебутанизации 4.8

КГФ по результатам моделирова-

ния состава и фазового поведе-

ния пластовой смеси 208.1 306.2 169.1 235.5

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

Результаты адаптации расчетных моделей по молекулярной

массе, плотности и вязкости конденсата: (1)-измеренные

и (2)-рассчитанные характеристики конденсата

(1) (2)

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

Молекулярная масса 115.0 115.1

Плотность при 20 C г/см3.7250.7247

Кинематич. вязкость при 20 C мм2/с.833.830

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

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 20.0

Соль NaCl

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

Kомпонент кг/кг моль/моль

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

Aзот.034159.026376

Mетан.627025.845473

Диоксид углерода.010908.005361

Этан.058361.041977

Пропан.054761.026863

изо-Бутан.018297.006809

н-Бутан.018381.006840

н-Пентан.022256.006672

н-Гексан.027640.006937

Хлорид натрия.000087.000032

Bода.007631.009159

ФP. до 70 C.008061.001596

ФP. 70-100 C.023751.004386

ФP. 100-150 C.043685.006724

ФP. 150-200 C.021188.002623

ФP. 200-250 C.012177.001227

ФP. 250-300 C.009522.000790

ФP.выше 300 C.002110.000157

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

Cумма 1.0 1.0

Потенциальное содержание С5+

г/ст.м3 пластового газа 154.7

г/ст.м3 газа сепарации 164.8

Молекулярная масса С5+ 118.5

Количество паров воды в пластовой

смеси г/ст.м3 2.99

Количество воды в пластовой смеси

с учетом механического выноса г/ст.м3 6.87

Pасчетное давление начала конденсации

пластовой смеси пpи t = 84.0 C МПа 22.0

И С Т О Ч Н И К Д А Н Н Ы Х

Акт газоконденсатных исследований по скважине Р-62

Мыльджинской площади в интервале испытания 2368-2380 шт. 8.5 мм

Тюменская центральная лаборатория, 1996 г.

Материальный баланс газоконденсатного месторождения

на период разработки (Запасы и отборы газа – условные)

Запасы газа 50.000 млрд. ст.м3

Пластовое давление 25.00 МПа

254.9 ата

Пластовая температура 84.0 C

РАСЧЕТНОЕ давление начала конденсации 21.97 МПа

224.1 ата

Балансовые запасы: C2 - 2649.637 тыс. т

C3 - 2486.207 тыс. т

C4 - 1665.208 тыс. т

C5+в - 7735.873 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 1.000.926 24.37 248.5 154.717 154.717

2 2.000 1.852 23.16 236.2 309.435 464.152

3 2.000 1.852 22.02 224.6 309.435 773.587

4 5.000 4.652 19.33 197.1 734.028 1507.615

5 5.000 4.674 16.80 171.3 660.586 2168.201

6 7.000 6.584 13.47 137.4 817.620 2985.821

7 7.000 6.617 10.21 104.1 716.292 3702.113

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

1 154.717 7581.154.000

2 464.152 7271.719.000

3 773.587 6962.283.000

4 1507.615 5534.306 689.104

5 2168.201 4327.147 1231.278

6 2985.821 2996.258 1737.524

7 3702.113 1973.626 2038.370

Промысловые ресурсы С2, C3, C4

Год Годовые ресурсы тыс.т Суммарные ресурсы тыс.т

разработки C2 C3 C4 C2 C3 C4

1 52.993 49.724 33.304 52.993 49.724 33.304

2 105.985 99.448 66.608 158.978 149.172 99.912

3 105.985 99.448 66.608 264.964 248.621 166.521

4 264.899 248.120 165.823 529.863 496.740 332.344

5 264.820 247.161 164.414 794.683 743.901 496.758

6 370.888 344.846 228.082 1165.571 1088.747 724.840

7 371.496 344.386 226.452 1537.067 1433.133 951.292

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 2596.644 2436.482 1631.904.000.000.000

2 2490.659 2337.034 1565.296.000.000.000

3 2384.673 2237.585 1498.687.000.000.000

4 2105.734 1968.848 1312.930 14.040 20.564 19.848

5 1831.923 1706.690 1132.504 23.034 35.500 35.755

6 1456.755 1351.764 891.126 27.372 45.584 48.969

7 1087.362 1007.032 660.487 25.380 46.086 53.249

Изменение состава пластового газа (мол.доли)

при снижении давления в залежи

Пластовое давление, МПа

25.00 24.37 23.16 22.02 19.33 16.80

13.47 10.21

N2.0266207.0266207.0266207.0266207.0267277.0268234

.0269189.0269675

CH4.8533159.8533158.8533159.8533158.8555769.8578149

.8604941.8625385

CO2.0054104.0054104.0054104.0054104.0054173.0054254

.0054381.0054524

C2.0423660.0423660.0423660.0423660.0423454.0423406

.0423775.0424794

C3.0271120.0271120.0271120.0271120.0270028.0269028

.0268190.0268312

I-C4.0068720.0068720.0068720.0068720.0068212.0067699

.0067145.0066909

N-C4.0069035.0069035.0069035.0069035.0068389.0067725

.0066976.0066589

N-C5.0067334.0067334.0067334.0067334.0066192.0064933

.0063297.0062033

C6.0070011.0070011.0070011.0070011.0068090.0065849

.0062667.0059716

Фр.1.0016108.0016108.0016108.0016108.0015637.0015091

.0014322.0013620

Фр.2.0044262.0044262.0044262.0044262.0042634.0040716

.0037941.0035302

Фр.3.0067866.0067866.0067866.0067866.0063338.0057849

.0049777.0042038

Фр.4.0026474.0026474.0026474.0026474.0022937.0018798

.0013396.0009141

Фр.5.0012383.0012383.0012383.0012383.0009121.0006049

.0003190.0001649

Фр.6.0007976.0007976.0007976.0007976.0004163.0001994

.0000745.0000291

Фр.7.0001582.0001582.0001582.0001582.0000585.0000225

.0000069.0000023

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 53.0 49.7 33.3 154.7

24.37 248.5 53.0 49.7 33.3 154.7

23.16 236.2 53.0 49.7 33.3 154.7

22.02 224.6 53.0 49.7 33.3 154.7

19.33 197.1 53.0 49.5 33.0 139.2

16.80 171.3 53.0 49.3 32.7 125.1

13.47 137.4 53.0 49.2 32.4 109.0

10.21 104.1 53.1 49.2 32.3 96.4

Блочная схема сбора, комплексной подготовки газа и регенерации метанола