|
УДК 622.279 |
Определение остаточных запасов конденсата разрабатываемого месторождения
Ю. М. КОРЧАЖКИН, И. А. ГРИЦЕНКО (ВНИИГаз)
В соответствии с существующими требованиями газодобывающие объединения ежегодно учитывают остаточные запасы конденсата. Геологические организации определяют остаточные запасы конденсата разрабатываемых месторождений при подготовке материалов, представляемых в ГКЗ СССР в связи с уточнением запасов по данным эксплуатации и дополнительных разведочных работ.
Подсчет остаточных запасов конденсата ведется по двум методикам, изложенным в действующей в настоящее время инструкции [1].
Одна методика предназначена для учета запасов конденсата месторождений с малым (до 30 г/м3) содержанием УВ С5+высш. (конденсата) на основе обобщенных зависимостей по дифференциальной конденсации пластовых газоконденсатных смесей. Другая - позволяет определять запасы конденсата с высоким потенциальным содержанием С5+высш. (более 30 г/м3) на основе эксплуатационных исследований. При этом используются следующие данные [1]: балансовые запасы газа, млрд, м3; отбор газа из месторождения, млрд. м3/год; балансовые запасы стабильного конденсата, т; изменение потенциального содержания конденсата по мере снижения пластового давления; конечный проектный коэффициент конденсатоотдачи.
В настоящей статье предложена еще одна методика подсчета остаточных извлекаемых запасов конденсата. Расчет проводится по формуле
где Qк.о - остаточные извлекаемые запасы конденсата, т; QH.г - начальные запасы сухого газа, млн. м; Пн - начальное потенциальное содержание УВ (С5+высш.) в пластовом газе, г/м3; Kк - конечный проектный. коэффициент конденсатоотдачи; Кт - текущий коэффициент извлечения конденсата.
можно рассчитать удельные остаточные извлекаемые запасы конденсата, приходящиеся на 1 млн. м3 начальных запасов сухого газа.
Пн и Кк определяются согласно действующей инструкции [2], Кг соответствует текущему давлению в залежи, средневзвешенному по запасам газа и определяется из зависимости коэффициента извлечения конденсата от пластового давления.
Вывод зависимости коэффициента извлечения конденсата от пластового давления рассмотрим на примере.
В результате исследований скв. 3, вскрывшей пласт XVII месторождения Чайво в интервалах 2495-2529, 2554- 2550 м, установлено, что начальное пластовое давление в залежи равно 25 МПа, пластовая температура 78 °С, начальный потенциал С5+высш. 149 г/м3. Изменение текущего коэффициента извлечения конденсата в зависимости от пластового давления в залежи пласта XVII приведено на рисунке.
Кт находится делением на начальный потенциал С5 + высш. количества конденсата, извлекаемого в составе газа на данном этапе снижения давления, которое, в свою очередь, определяется по методике, изложенной в инструкции [2].
Как следует из рис. 1, конечный коэффициент конденсатоотдачи залежи пласта XVII месторождения Чайво составляет 0,51; текущие коэффициенты извлечения конденсата при давлении в залежи 20, 15, 10, 5 МПа равны соответственно 0,2, 0,34, 0,39, 0,43.
Подставляя значения текущих коэффициентов извлечения конденсата, величины начального потенциала С5+высш. и конечного коэффициента конденсатоотдачи в формуле (2), получим удельное количество остаточных извлекаемых запасов конденсата, приходящихся на 1 млн. м3 начальных запасов сухого газа.
При давлении в залежи 20 МПа удельные остаточные извлекаемые запасы конденсата составят (Qк.о)уд=106 *149 (0,51-0,2) =46,2 т.
При давлении в залежи 15,10,5 МПа (Qк.o)уд равно соответственно 25,3; 17,9; 11,9 т.
Предлагаемая методика использует меньшее количество информации, нежели методика, изложенная в действующей инструкции [1].
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Временная инструкция по учету запасов конденсата, находящихся в разработке месторождения. М., ВНИИГаз, 1977.
2. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин. М.,Недра, 1971.
Поступила 23/XI 1981 г.
Рисунок Зависимость коэффициента извлечения конденсата от пластового давления на месторождении Чайво (залежь пласта XVII)
