«СОЗДАНИЕ МОДЕЛИ ПРОМЫСЛОВОЙ ПОДГОТОВКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ И АНАЛИЗА РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ...»

Далее рассчитывается модель установки промысловой подготовки газа с требуемой технологией (НТС, НТСР на требуемом температурном уровне), в результате чего получают составы продуктов – НК (ДК, СК) и товарного газа, являющиеся исходными данными для последующих расчетов.

2.7 Модели установок промысловой подготовки скважинной продукции В КМ используются следующие модели промысловой подготовки продукции скважин:

1) Модели газоконденсатных промыслов - ГКП-НК (газоконденсатный промысел с получением НК нестабильного конденсата), деэтанизированного конденсата);

2) Модели нефтегазоконденсатных промыслов (или ЦПС – центральный пункт сбора).

Все перечисленные выше модели созданы в двух вариантах:

1) Модели промыслов, использующие для расчета СТМ. При этом исходные данные и результаты расчетов хранятся и обрабатываются в Excel с применением прикладного инструментария, 2) Модели промыслов, весь расчет которых выполняется средствами Excel и прикладного инструментария (макросы, внешняя библиотека dll).

В первом случае расчеты установки подготовки выполняются в СТМ, а исходные данные в СТМ загружаются из Excel. Результаты расчетов при этом также выгружаются в Excel, где дополнительно обрабатываются – рассчитываются материальные балансы и свойства продуктов. При этом в СТМ заранее создается и адаптируется модель установки промысловой подготовки, затем исходные данные для расчетов (составы и объемы сырья) загружаются в Excel, откуда с помощью заранее созданных подпрограмм осуществляется передача данных в СТМ и затем результатов расчетов – обратно в Excel. В случае многопериодных расчетов использование Excel как промежуточного звена позволяет оперировать с массивами составов, загружая их в СТМ по очереди. Это позволяет реализовывать многопериодные многовариантные расчеты в тех СТМ, которые не приспособлены к ним изначально. Схема передачи данных для описанного расчета представлена на рисунке 2.13.

Во втором случае (рис. 2.14) заранее рассчитываются массивы ФОК для требуемых режимов работы моделируемых установок (с применением СТМ), а выбор ФОК и расчет материально-компонентных балансов подготовки, компонентно-фракционных составов и свойств продуктов осуществляется средствами Excel и прикладного инструментария. Метод такого расчета предлагается назвать «экспресс-методом», поскольку при этом не производится полный термодинамический расчет модели в СТМ, а расчет заключается в подборе ФОК, удовлетворяющей условию (свойство или выход продукта) с помощью математического преобразования.

Исходными данными для моделирования промысловой подготовки УВС газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений являются составы добываемых флюидов (способы их моделирования были описаны выше), объемы добываемого газа и нефти, а также функции отбора компонентов (ФОК).

Содержание компонентов и 10-ти градусных фракций, Необходимо знать, по какой технологии (обычная низкотемпературная сепарация или низкотемпературная сепарация с ректификацией, с получением деэтанизированного конденсата) происходит подготовка УВС на моделируемом промысле. Если составы и объемы добываемых флюидов уже имеются в КМ на этом этапе моделирования, то ФОК необходимо предварительно рассчитать в какой-либо системе технологического моделирования, либо определить по результатам промысловых исследований. Для расчета ФОК в системе технологического моделирования необходимо «адаптировать» модель установки по фактическим данным – то есть, настроить, регулируя имеющиеся параметры (например, унос жидкости из сепаратора), так, чтобы полученные в результате расчета материальные балансы и составы продуктов оказались близки с фактическими. После такой настройки модели, расчетные ФОК для установки можно использовать в КМ.

После ввода полученных ФОК, пользователь задает параметры (например, сумма углеводородов С5+ высшие в газе сепарации или сумма компонентов С1, С2 в деэтанизированном конденсате) и запускает расчет.

Программа итерационно перемещает заданную ФОК вдоль оси температур кипения компонентов, рассчитывая на каждом шаге выбранное свойство продукта (сумма углеводородов С5+ высшие в газе сепарации или сумма компонентов С1, С2 в деэтанизированном конденсате) до тех пор, пока значение этого свойства не удовлетворит условию.

Шаблон для расчета устроен таким образом, что можно задать сразу две ФОК, характерные для граничных режимов работы установки (например, с минимальной и максимальной эффективностью). При расчете пользователь сможет оперативно изменять ФОК в зависимости от требований. Существует и режим одновременного использования двух ФОК – режим «интерполяции». Он используется в том случае, если необходимо смоделировать некий промежуточный режим, с произвольной эффективностью – тогда пользователь выбирает в меню пункт «интерполяция», задает требования к продуктам промысловой подготовки и запускает расчет. Программа подберет новую ФОК, удовлетворяющую заданным условиям, с помощью интерполяции между значениями ФОК двух введенных ранее граничных функций.

Для расчета модели промысловой подготовки без изменения режима ее работы (в том же режиме, в котором была получена ФОК), существует режим «возврат». В этом режиме не происходит сдвига ФОК относительно оси температур кипения компонентов, а выполняется расчет составов и свойств продукции по исходной, выбранной для расчета ФОК.

При проведении массовых расчетов на модели установки промысловой подготовки УВС (например, при прогнозном расчете материальнокомпонентных балансов промысловой подготовки УВС на весь период разработки месторождения по среднегодовым, прогнозным данным) недостаточно просто сдвигать ФОК относительно оси температур кипения компонентов. При любом изменении технологической схемы установки ФОК нужно пересчитывать, так как изменяется ее наклон. Например, при падении пластового давления до определенного значения, для нормальной эксплуатации газоконденсатного месторождения, требуется ввод дожимной компрессорной станции на установке комплексной подготовки газа. ФОК для установки подготовки газа до и после ввода ДКС будут иметь различный наклон. ФОК для установки, работающей с разным давлением на входе, также имеют различия. В этом случае может потребоваться ввод собственной ФОК для каждого года разработки. В расчетном шаблоне предусмотрена такая возможность, для этого даже не требуется предварительно рассчитывать ФОК в системах технологического моделирования для каждого года разработки – достаточно лишь просчитать несколько ключевых лет (те годы, когда происходит изменение технологической схемы или когда начинается ретроградная конденсация). Подпрограмма, встроенная в шаблон, позволяет получить данные для промежуточных лет с помощью интерполяции.

Похожая ситуация складывается и с требованиями к продукции промысла. Например, расчет ключевых лет в системе технологического моделирования показал, что свойства продуктов промысловой подготовки (например, содержание компонентов С5+ высшие в товарном газе) изменяются по годам. Рассчитанные значения свойств продуктов для ключевых лет требуется ввести в шаблон и рассчитать с помощью специального макроса оставшиеся значения – таким образом, получится массив значений для всего расчетного периода разработки месторождения.

Для удобства пользователя, шаблоны установок промысловой подготовки оснащены массивами типовых ФОК, рассчитанных для различных режимов и параметров расчета. Таким образом, при расчете новой установки можно подобрать параметры из имеющейся в шаблоне базы, не проводя дополнительных расчетов в системах технологического моделирования.

Фрагмент листа рабочей книги Excel с моделью установки комплексной подготовки газа по технологии низкотемпературной сепарации представлен на рисунке 2.12.

Последовательность действий при расчете модели установки подготовки газа в КМ выглядит следующим образом:

1) необходимо ввести исходные данные (составы добываемого флюида в динамике разработки;

2) ввести рассчитанные заранее граничные ФОК для установки и выбрать режим расчета (по одной из введенных ФОК с подбором какого-то свойства продукта, по одной из выбранных ФОК без подбора свойств или в режиме интерполяции между двумя заданными ФОК с подбором заданного свойства продукта;

3) ввести параметры расчета (требования к продуктам – НК или газу сепарации;

A B C D E F G

12 Расчетные характеристики потоков:

15 Упругость паров, ата 21 Компонентно-фракционные составы потоков, %масс.:

Рисунок 2.12 – Фрагмент рабочей книги Excel с моделью установки По окончании расчета результаты (составы и свойства продуктов промысловой подготовки) передаются в специальные листы книги Excel c моделью установки, а также в другие связанные книги Excel, в зависимости от направления использования продуктов.

Модели нефтяных промыслов, включенные в КМ, основаны на вышеизложенных принципах, но имеют некоторые особенности. Модель нефтяного промысла в КМ состоит из трех последовательно соединенных моделей установок – УПСН (установка предварительной сепарации нефти), УПН (установка подготовки нефти) и КСУ (концевая сепарационная установка). Схема модели нефтяного промысла представлена на рисунке 2.13.

Рисунок 2.13 – Схема модели нефтяного промысла, включенной в Как видно из рисунка, флюид поступает на подготовку двумя потоками – высоконапорным (ВН-флюид) и низконапорным (НН-флюид), первый – заходит на УПСН, а второй – смешивается с высоконапорной нефтью (продукцией УПСН) и поступает на УПН. На УПН нефть сепарируется в две ступени, полученная при этом деэтанизированная нефть поступает на КСУ, где дополнительно разгазируется до товарного состояния (ДНП по Рейду – не выше 500 мм. рт. ст.). При такой схеме образуются попутные нефтяные газы (ПНГ) высокого и низкого давления, а также газ сепарации с КСУ. Описанная схема характерна для месторождений с раздельным сбором высоко- и низконапорной продукции. Высоко- и низконапорный флюиды моделируются следующим образом:

1) определяют начальный состав пластовой нефти (лабораторные исследования);

2) задаются составом газоконденсатного флюида;

3) задаются значениями газового фактора для каждого года из моделируемого периода разработки для обоих (низко- и высоконапорного) флюидов – из показателей разработки месторождения;

4) смешивают газоконденсатный и нефтяной флюиды в таком соотношении, чтобы газовый фактор смеси оказался равен заданному для каждого года разработки месторождения из моделируемого периода.

В КМ процесс подбора соотношения газоконденсатного и нефтяного флюида с получением нового флюида с заданным газовым фактором автоматизирован. Такой процесс имитирует постепенное изменение состава добываемого флюида нефтяного месторождения, вызываемое прорывным газом из газовой шапки.

Смоделированные компонентно-фракционные составы низконапорного и высоконапорного нефтегазоконденсатных флюидов передаются в модели установок (представляющие, как было сказано выше, отдельные листы в одной книге Microsoft Excel). Расчет выполняется по описанной выше методике с использованием предварительно рассчитанных ФОК. Параметрами расчета (требованиями к продуктам) при моделировании нефтяного промысла в КМ являются:

- для УПСН – упругость паров ВН-нефти, - для УПН – упругость паров нефти первой и второй ступеней сепарации, - для КСУ – ДНП товарной нефти.

2.8 Модели централизованной подготовки конденсата к транспорту Модели централизованной подготовки конденсата к транспорту (ЦПК) организованы, в целом, аналогично моделям установок подготовки на промысле, описанным в разделе 2.8. То есть, принцип расчета с применением ФОК, сохраняется и в моделях централизованных установок. Отличием является то, что в моделях централизованных установок выполняется расчет деэтанизации и стабилизации конденсата (с применением ректификации), а также вводом данных. Дело в том, что сырьем централизованных установок подготовки является смесь нестабильных либо деэтанизированных конденсатов, поступающих с разных промыслов и перед выполнением непосредственно расчета централизованных установок требуется рассчитать состав и объем сырья на входе. Эти функции выполняет диспетчер распределения сырьевых потоков. В этот модуль (книгу Excel) собираются расчетные данные об объемах потоков жидких углеводородов (НК с УКПГ и товарной нефти с ЦПС), поступающих на централизованные установки подготовки конденсата. Затем, на основе заранее рассчитанных в моделях установок промысловой подготовки КФС жидких УВ, а также данных об их покомпонентным сложением масс потоков сырья, поступающего с разных объектов. Кроме того, требуется рассчитать свойства смешанных фракций, поскольку на ЦПК приходит сырье разных объектов с разными свойствами компонентов и фракций. Расчет свойств смешанных фракций в модели выполняется аналогично расчету свойств потоков, когда для опредеелния свойства потока, используются свойства индивидуальных компонентов и фракций, но вместо свойств разных компонентов одного потока, в этом случае используются свойства одного и того же компонента в разных потоках.

представлена на рисунке 2.14. Расчет объемов и составов продукции установки ЦПК рассчитывается на основе математического преобразования типовых ФОК (процессов деэтанизации и стабилизации) для достижения заданного условия.

соответствующими стандартами (ГОСТ Р 54389-2011 – для СК), при расчете балансов ЦПК задаются следующие ограничения:

Рисунок 2.14 – Принципиальная схема установки ЦПК с разделением на 1) cодержание компонентов С1-С2 в ДК не должно превышать заданное (обычно 0.8% масс.), 2) ДНП по Рейду СК не должно превышать заданное (500 мм.рт.ст. – для товарного продукта, может быть меньше для СК, отправляемого на переработку), 3) содержание компонентов С1-С2 в широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) не должно превышать заданное значение – не более 3 или 5 % масс. в зависимости от марки (ТУ 38.101524-93). При получении СПБТ содержание пропана (не менее 75% масс. по ГОСТ 20448-90).

2.9 Алгоритм решения задач мониторинга и прогноза с применением комплексной модели При анализе разработки ГКМ (мониторинге разработки) требуется определение фактических показателей разработки, соответствия уровней отборов газа и конденсата проектным значениям, в случае отклонения от проектных значений - установление их причин и выработка решений для таких случаев, а также актуализация исходных данных для последующих прогнозных расчетов в проектах разработки. При этом объем исходных данных обычно ограничивается результатами текущих газоконденсатных и промысловых исследований. Применение КМ для этой задачи позволяет значительно расширить объем информации. Алгоритм работы с КМ в этом случае следующий:

1) на основе имеющихся данных о КФС и объеме добываемого флюида, поступающего на промысел, создается и адаптируется модель установки промысловой подготовки в СТМ, 2) с использованием актуального КФС НК, вырабатываемого на промысле (полученного в результате лабораторного исследования), а также настроенной модели в СТМ, уточняется состав совокупного добываемого флюида, поступающего на промысел (по методике, приведенной в разделе 2.6.1), фактическими составами за предыдущие периоды времени (в том числе по потенциальному содержанию углеводородов С5+), а также с актуальным проектом разработки.

Результаты расчетов по описанному алгоритму оказываются увязаны с технологическими параметрами работы установки подготовки и могут быть использованы для анализа разработки месторождения. При этом в качестве причин расхождения фактических и проектных данных могут учитываться и параметры работы УКПГ.

Алгоритм работы с комплексной моделью в случае решения прогнозных задач для проектов разработки месторождений представлен на рисунке 2.15.

Плановые объемы товарного газа, составы добываемого Рисунок 2.15 – Алгоритм комплексных расчетов балансов промысловой Последовательность действий при решении задач прогноза выходов и составов продукции промысловой подготовки следующая:

1) задают плановые объемы товарного газа и составы добываемого УВС, поступающего на подготовку, 2) выполняются расчеты балансов и составов продукции промысловой подготовки УВС на месторождениях, направлениям реализации (на установки ЦПК), 4) рассчитываются объемы и составы сырьевых потоков установок ЦПК, 5) объемы и показатели качества сырьевых потоков установок ЦПК установок ЦПК, требования к составам сырья), в случае наличия отклонений, происходит возврат к пункту 3, при этом определяются требований, производится расчет установок ЦПК с определением составов и объемов продукции, 6) завершение расчета.

1) Разработан метод прогноза КФС добываемых флюидов в по промыслу и выделенным объектам разработки в динамике эксплуатации ГКМ на основе зависимостей коэффициентов изменения концентраций компонентов добываемого флюида от текущего давления, установленных в результате анализа экспериментальных данных PVT-исследований по методу дифференциальной конденсации.

2) На основе научно-обоснованного метода прогноза КФС добываемых флюидов созданы модели пластовых флюидов, а также установок промысловой подготовки (газа и нефти) и централизованной подготовки конденсата.

3) Выработан алгоритм решения задач мониторинга и прогноза составов и объемов продуктов промысловой подготовки УВС с применением комплексной модели.

4) Разработан и научно обоснован метод расчетов материально-компонентных балансов и КФС продуктов сепарации и ректификации углеводородных потоков, систем промысловой подготовки УВС на основе определения и преобразования термодинамических и статистических функций отбора компонентов по выработанным в результате проведенных исследований алгоритмам.

3 ПРИМЕРЫ ПРИМЕНЕНИЯ И РЕЗУЛЬТАТЫ ВНЕДРЕНИЯ

КОМПЛЕКСНОЙ МОДЕЛИ ПРОМЫСЛОВОЙ ПОДГОТОВКИ

УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ ОАО «ГАЗПРОМ» В ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Комплексная модель и входящие в ее состав локальные модели могут использоваться для решения разнообразных задач, которые можно разделить на два типа: расчетно-технологического мониторинга (РТМ) и прогноза.

РТМ фактически является базовой задачей моделирования промысловой подготовки, и выполняется с целью максимально достоверного воспроизведения на модели фактических показателей процесса (по результатам измерений параметров и аналитического контроля потоков) для значительного расширения объема информации о потоках, а также для адаптации (настройки) модели и определения степени ее соответствия результатам измерений. При использовании расчетно-технологического мониторинга задача определения состава добываемого флюида на входе УКПГ решается с использованием данных о текущем составе нестабильного конденсата на выходе с промысла, а также выходах товарных продуктов и режимах работы основного оборудования промысла на момент отбора проб НК.

добываемого флюида, поступающего на одну из УКПГ Уренгойского НГКМ. В качестве исходных данных принят состав пробы нестабильного конденсата с УКПГ, проанализированного ООО «ТюменНИИгипрогаз» в рамках ежегодной работы по мониторингу и прогнозу сырьевой базы ООО «Газпром переработка»

[63], а также режимные параметры работы УКПГ, усредненные по технологическим линиям за январь-июнь 2014 г.

Для расчета состава совокупного добываемого флюида, приходящего на УКПГ была создана и адаптирована модель в системе технологического моделирования HYSYS (рисунок 3.1).

использовался КФС добываемого флюида из выполненной ранее работы.

Исходные параметры работы технологического оборудования в сравнении с результатами расчета представлены в таблице 3.1.

Из таблицы 3.1 видно хорошее совпадение большинства расчетных параметров с экспериментальными за исключением трех – давления в разделителе первой ступени, температуры в низкотемпературном разделителе и давления в буферной емкости (выделены в таблице жирным курсивом). Первые два параметра из перечисленных вызывают сомнения в достоверности фактических данных – по схеме давление в разделителе первой ступени не может быть ниже или равно давлению в разделителе второй ступени, а температура на разделителе второй ступени не должна быть на порядок выше температуры в низкотемпературном сепараторе.

Добываемый Рисунок 3.1 – Схема модели УКПГ в СТМ HYSYS Таблица 3.1 – Сравнение экспериментальных и расчетных параметров Низкотемпературный сепаратор С Фактические выходы газа и НК по ГКП Тов.газ, тыс.ст.м3 8 115 171,06 8 115 171, Давление же в буферной емкости было принято как степень свободы при адаптации модели – с его помощью модель настраивалась на фактический удельный выход. Разница между фактическим и расчетным давлением в буферной емкости может быть вызвана отличием в параметрах работы установки на момент отбора пробы от среднегодового режима. Для снижения разницы между расчетными и фактическими параметрами работы желательно проводить описанные расчеты на более короткие периоды – месячные или суточные.

Вычисления производились по методике, описанной в разделе 2.6.1. В результате нескольких итераций состав пластового флюида был скорректирован относительно первоначального приближения таким образом, что расчетные выходы продуктов УКПГ совпали с заданными. При этом экспериментальным. Сравнение расчетного состава добываемого флюида с взятым в качестве начального приближения показано на рисунке 3.2 и в таблице 3.2.

Содержание компонентов, фракций, % масс.

На графике с логарифмической шкалой ординат (рисунок 3.2) видно, что разница по содержанию легких компонентов – невелика, однако содержания фракций в расчетном составе добываемого флюида получились заметно ниже начального приближения.

Таблица 3.2 – Сравнение КФС подобранного добываемого флюида Компоненты, фракции приближение, подбора, % экспериментальным показан на рисунке 3.3 и в таблице 3.3.

Содержание компонентов, фракций, % масс.

фракций в составе нестабильного конденсата от экспериментальных значений – невелики и не превышают в абсолютном выражении 0,5 – для пропана (таблица 3.3).

аппаратов УКПГ в модели позволяют сделать вывод об адекватности полученных результатов и рекомендовать полученный таким образом состав пластового флюида, увязанный с балансовыми выходами промысловых технологическими параметрами оборудования УКПГ и экспериментальными данными по составу нестабильного конденсата, для дальнейших прогнозных расчетов и применения в решении задач анализа разработки месторождения.

Таблица 3.3 - Сравнение расчетного КФС нестабильного конденсата Компоненты, фракции Эксперимент Расчет Абс.откл.

Компонентно-фракционные составы, %масс Таблица 3.4 – Расчетный компоненто-фракционный состав товарного Компоненты, фракции Потенциальное содержание углеводородов С5+ высшие в рассчитанном по описанной выше методике совокупном добываемом пластовом флюиде составило 63,3 г/м3, что на 3 г ниже данных месячного эксплуатационного рапорта по УКПГ (таблица 3.5).

Таблица 3.5 – Данные месячного эксплуатационного рапорта по УКПГ Разница потенциалов составляет менее 5%, что свидетельствует о корректности предлагаемой процедуры (незначительное отличие величин потенциалов С5+ добываемого флюида, полученных различными способами).

Некоторые расхождения вполне естественны вследствие расхождения методик определения и исходных данных, также имеющих погрешности определения. В частности, экспериментальный состав нестабильного конденсата, использованный для моделирования, получен по результатам исследований отдельно взятой пробы, и поэтому несколько отличается от среднемесячного. С другой стороны, приведенный в эксплуатационном рапорте, потенциал С5+ получен по результатам периодических исследований отдельных скважин, и также естественно отличается от среднемесячного по всему эксплуатационному фонду. Однако необходимо отметить, что КФС совокупного добываемого на промысле флюида, полученный по предлагаемой методике на базе РТМ, имеет весьма высокую степень достоверности, поскольку полностью согласован с хозрасчетными балансовыми выходами промысловой продукции - товарного газа и конденсата, усредненными режимными параметрами промыслового оборудования и экспериментальным КФС товарного нестабильного конденсата.

Результаты применения описанного выше подхода также нашли применение в работах [63, 64, 65, 66]. Второй этап расчетно-технологического мониторинга – определение компонентно-фракционных составов добываемых из каждого объекта разработки пластовых флюидов.

3.1.2 Определение компонентно-фракционных составов добываемых флюидов по объектам разработки на основе расчетнотехнологического мониторинга Поскольку, при разработке обычно эксплуатируются несколько пластов месторождения, объединенных в объекты, при анализе разработки ГКМ представляет интерес состав добываемой продукции с разбивкой на объекты разработки. Для определения составов добываемого флюида по объектам разработки потребуется информация об объемах добычи газа с каждого объекта разработки за расчетный период времени, а также результаты расчетнотехнологического мониторинга промысла с получением состава совокупного добываемого флюида, поступающего на УКПГ, за тот же период (пример представлен в предыдущем разделе работы).

На основе данных о компонентно-фракционном составе совокупного добываемого флюида, приходящего на УКПГ, и прогнозной динамике изменения потенциального содержания компонентов С5+ высшие в пластовом флюиде (из показателей разработки), были выполнены расчеты массивов составов добываемого флюида для каждого объекта, увязанные с соответствующими кривыми изменения потенциала С5+. При этом использовался алгоритм с применением коэффициентов изменения концентраций, описанный в разделе 2.6.2.

Из результирующих массивов КФС были выбраны составы по объектам, соответствующие потенциальному содержанию углеводородов С5+ высшие в пластовом флюиде на ретроспективный расчетный период времени (по данным месячных эксплуатационных рапортов).

Затем, с использованием объемов добычи пластового флюида из объектов разработки (месячные эксплуатационные рапорты) был выполнен расчет состава совокупного добываемого флюида. Результирующие составы добываемых флюидов по объектам и совокупный по УКПГ представлены на рисунке 3.4 и в таблице 3.6.

Полученная в результате расчета информация о составах добываемых флюидов по объектам разработки может служить основой для целей анализа разработки месторождения, расчетов связанных со списанием запасов, а также при проектировании дальнейшей разработки месторождения (прогнозных расчетов показателей разработки). Рассмотрим дальнейшее использование полученной информации при решении прогнозных задач.

Содержание компонентов, фракций, % масс.

проектирования разработки месторождений выходов продуктов промысловой подготовки на примере одного из промыслов Уренгойского НГКМ.

прогнозных расчетов. Как было сказано ранее, основной сложностью при этом является определение актуальных составов добываемого флюида. В КМ для этого реализован алгоритм, описанный в разделе 2.6.1, пример расчета приведен в разделе 3.1.1.

Таблица 3.6 – Расчетные составы добываемых флюидов по объектам Параметр / Объект Объект I Объект II Объект III Объект IV Потенциал С5+, г/м Компоненты, фракции % масс. % масс. % масс. % масс. % масс.

В этом алгоритме используется модель установки промысловой подготовки, созданная в СТМ. В результате расчетов, получают состав добываемого флюида, увязанный с хозрасчетными балансовыми выходами промысловых продуктов, экспериментальным составом товарного нестабильного конденсата и актуальными технологическими параметрами работы промысла, а также, что немаловажно, описывающий состояние флюида на входе УКПГ, а не на выходе с определенной скважины. Затем, по разработанному алгоритму, описанному в разделе 2.6.2, выполняется прогнозный расчет изменения составов добываемого флюида по каждому объекту в динамике разработки месторождения (по годам разработки для прогнозного периода). Прогнозные КФС добываемого флюида по четырем объектам разработки для одного из валанжинских УКПГ Уренгойского месторождения, рассчитанные на трехлетний период с разбивкой на кварталы представлены в таблицах 3.7 – 3.10.

Компонентно-фракционные составы совокупного добываемого флюида на входе УКПГ были рассчитаны на прогнозный период сложением масс компонентов, приходящих с сырьем каждого объекта разработки, пропорционально планируемым объемам добычи газа (из показателей разработки). Для этого, по составу добываемого флюида каждого из объектов была рассчитана плотность флюида. Затем по годовому объему добычи и плотности, покомпонентно вычисляется массовый расход флюида. Далее, сложением массовых расходов компонентов в каждом объекте, вычисляются массовые расходы компонентов в совокупном пластовом флюиде. И, наконец, делением компонентных массовых расходов на суммарный расход, вычисляются массовые содержания компонентов и фракций в составе совокупного добываемого флюида на входе УКПГ (представлен в таблице 3.11).

Таблица 3.7 – Прогнозные КФС добываемого флюида (объект I), Расчетный период Потенциал С5+, г/ст.м Плотность, кг/ст.м ММ, г/моль 18,4966 18,4926 18,4895 18,4862 18,4830 18,4800 18,4773 18, Компонентно-фракционные составы, % масс:

Азот 0,5730 0,5732 0,5733 0,5735 0,5736 0,5737 0,5738 0, Углекислота 0,3900 0,3901 0,3902 0,3903 0,3904 0,3905 0,3905 0, Метан 77,6789 77,7006 77,7178 77,7364 77,7539 77,7710 77,7859 77, Этан 8,9902 8,9922 8,9938 8,9956 8,9972 8,9988 9,0002 9, Пропан 6,1577 6,1572 6,1569 6,1565 6,1561 6,1558 6,1555 6, Изобутан 1,9424 1,9411 1,9401 1,9391 1,9380 1,9370 1,9362 1, Норм.бутан 2,1079 2,1055 2,1035 2,1014 2,0995 2,0975 2,0958 2, Изопентан 0,7134 0,7113 0,7096 0,7077 0,7060 0,7043 0,7029 0, Норм.пентан 0,5376 0,5355 0,5338 0,5320 0,5303 0,5286 0,5271 0, 45 - 60 0,0587 0,0583 0,0580 0,0576 0,0573 0,0570 0,0567 0, 60 - 70 0,3063 0,3034 0,3011 0,2986 0,2962 0,2939 0,2919 0, 70 - 80 0,0830 0,0820 0,0812 0,0803 0,0795 0,0787 0,0780 0, 80 - 90 0,0814 0,0801 0,0791 0,0780 0,0770 0,0760 0,0751 0, 90 - 100 0,1155 0,1133 0,1116 0,1097 0,1079 0,1062 0,1047 0, 100 - 110 0,1042 0,1019 0,1000 0,0979 0,0960 0,0942 0,0925 0, 110 - 120 0,0587 0,0571 0,0559 0,0545 0,0533 0,0520 0,0510 0, 120 - 130 0,0272 0,0263 0,0257 0,0250 0,0243 0,0236 0,0231 0, 130 - 140 0,0224 0,0216 0,0210 0,0204 0,0197 0,0191 0,0186 0, 140 - 150 0,0132 0,0127 0,0123 0,0118 0,0114 0,0110 0,0107 0, 150 - 160 0,0123 0,0118 0,0114 0,0109 0,0105 0,0101 0,0098 0, 160 - 170 0,0084 0,0080 0,0077 0,0074 0,0071 0,0068 0,0066 0, 170 - 180 0,0052 0,0050 0,0048 0,0046 0,0044 0,0042 0,0041 0, 180 - 190 0,0030 0,0028 0,0027 0,0026 0,0025 0,0024 0,0023 0, 190 - 200 0,0027 0,0026 0,0025 0,0024 0,0023 0,0022 0,0021 0, 200 - 210 0,0013 0,0013 0,0012 0,0012 0,0011 0,0011 0,0010 0, 210 - 220 0,0014 0,0013 0,0013 0,0012 0,0012 0,0011 0,0011 0, 220 - 230 0,0007 0,0006 0,0006 0,0006 0,0005 0,0005 0,0005 0, 230 - 240 0,0008 0,0007 0,0007 0,0007 0,0006 0,0006 0,0006 0, 240 - 250 0,0004 0,0003 0,0003 0,0003 0,0003 0,0003 0,0003 0, 250 - 260 0,0004 0,0004 0,0003 0,0003 0,0003 0,0003 0,0003 0, 260 - 270 0,0002 0,0002 0,0002 0,0002 0,0002 0,0002 0,0002 0, 270 - 280 0,0002 0,0002 0,0002 0,0002 0,0002 0,0002 0,0001 0, 280 - 290 0,0002 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0, 290 - 300 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0, 300 - 310 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0, 310 - 320 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0, 320 - 330 0,0001 0,0001 0,0001 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0, 330 - 340 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0, 340 - 350 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0000 0, 350 - 360 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0000 0,0000 0, 360 - 370 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0, 370 - 380 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0000 0,0000 0,0000 0, 380 - 390 0,0001 0,0001 0,0001 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0, 390 - 400 0,0001 0,0001 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0, 400 - 410 0,0001 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0, 410 - 420 0,0001 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0, 420 - 430 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0, 430 - 440 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0, 440 - 450 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0, Продолжение таблицы 3. Расчетный период Потенциал С5+, г/ст.м Плотность, кг/ст.м ММ, г/моль 18,4717 18,4690 18,4667 18,4643 18,4620 18,4600 18,4582 18, Компонентно-фракционные составы, % масс:

Углекислота 0,3907 0,3908 0,3908 0,3909 0,3909 0,3910 0,3910 0, Метан 77,8171 77,8318 77,8445 77,8582 77,8711 77,8821 77,8918 77, Норм.бутан 2,0923 2,0907 2,0892 2,0877 2,0862 2,0850 2,0839 2, Изопентан 0,6998 0,6983 0,6971 0,6957 0,6945 0,6934 0,6924 0, Норм.пентан 0,5240 0,5226 0,5213 0,5200 0,5187 0,5176 0,5167 0, Таблица 3.8 – Прогнозные КФС добываемого флюида (объект II), Расчетный период Потенциал С5+, г/ст.м Плотность, кг/ст.м ММ, г/моль 19,4813 19,4772 19,4737 19,4703 19,4672 19,4643 19,4621 19, Компонентно-фракционные составы, % масс:

Азот 0,5352 0,5353 0,5355 0,5356 0,5357 0,5358 0,5359 0, Углекислота 0,3648 0,3649 0,3649 0,3650 0,3651 0,3652 0,3652 0, Метан 72,4946 72,5153 72,5327 72,5499 72,5656 72,5799 72,5909 72, Этан 8,5039 8,5058 8,5075 8,5091 8,5105 8,5119 8,5129 8, Пропан 6,2650 6,2646 6,2642 6,2638 6,2635 6,2632 6,2630 6, Изобутан 2,2435 2,2423 2,2413 2,2403 2,2394 2,2385 2,2379 2, Норм.бутан 2,6935 2,6911 2,6892 2,6872 2,6855 2,6838 2,6826 2, Изопентан 1,2243 1,2222 1,2205 1,2188 1,2173 1,2159 1,2148 1, Норм.пентан 1,0489 1,0469 1,0451 1,0434 1,0419 1,0405 1,0394 1, 45 - 60 0,1525 0,1521 0,1518 0,1515 0,1512 0,1510 0,1508 0, 60 - 70 1,0085 1,0057 1,0034 1,0011 0,9989 0,9970 0,9955 0, 70 - 80 0,3254 0,3245 0,3237 0,3229 0,3221 0,3215 0,3209 0, 80 - 90 0,3838 0,3826 0,3816 0,3806 0,3797 0,3788 0,3782 0, 90 - 100 0,6408 0,6387 0,6370 0,6352 0,6336 0,6322 0,6311 0, 100 - 110 0,6702 0,6679 0,6660 0,6641 0,6624 0,6609 0,6597 0, 110 - 120 0,4345 0,4330 0,4318 0,4305 0,4294 0,4284 0,4276 0, 120 - 130 0,2265 0,2257 0,2251 0,2244 0,2238 0,2233 0,2228 0, 130 - 140 0,2064 0,2057 0,2051 0,2045 0,2039 0,2034 0,2030 0, 140 - 150 0,1318 0,1314 0,1310 0,1306 0,1302 0,1299 0,1296 0, 150 - 160 0,1314 0,1309 0,1305 0,1301 0,1298 0,1294 0,1292 0, 160 - 170 0,0945 0,0941 0,0938 0,0936 0,0933 0,0931 0,0929 0, 170 - 180 0,0618 0,0616 0,0614 0,0612 0,0610 0,0608 0,0607 0, 180 - 190 0,0360 0,0358 0,0357 0,0356 0,0355 0,0354 0,0354 0, 190 - 200 0,0336 0,0335 0,0334 0,0333 0,0332 0,0331 0,0331 0, 200 - 210 0,0170 0,0170 0,0169 0,0169 0,0168 0,0168 0,0167 0, 210 - 220 0,0182 0,0181 0,0181 0,0180 0,0180 0,0179 0,0179 0, 220 - 230 0,0086 0,0085 0,0085 0,0085 0,0085 0,0084 0,0084 0, 230 - 240 0,0102 0,0102 0,0102 0,0101 0,0101 0,0101 0,0101 0, 240 - 250 0,0048 0,0048 0,0048 0,0048 0,0048 0,0047 0,0047 0, 250 - 260 0,0051 0,0050 0,0050 0,0050 0,0050 0,0050 0,0050 0, 260 - 270 0,0030 0,0030 0,0030 0,0030 0,0030 0,0030 0,0030 0, 270 - 280 0,0027 0,0026 0,0026 0,0026 0,0026 0,0026 0,0026 0, 280 - 290 0,0020 0,0020 0,0020 0,0020 0,0020 0,0020 0,0020 0, 290 - 300 0,0012 0,0012 0,0012 0,0012 0,0012 0,0012 0,0012 0, 300 - 310 0,0013 0,0013 0,0013 0,0013 0,0013 0,0013 0,0013 0, 310 - 320 0,0011 0,0011 0,0011 0,0011 0,0011 0,0011 0,0011 0, 320 - 330 0,0008 0,0008 0,0008 0,0008 0,0008 0,0007 0,0007 0, 330 - 340 0,0009 0,0009 0,0009 0,0009 0,0009 0,0009 0,0009 0, 340 - 350 0,0009 0,0009 0,0009 0,0009 0,0008 0,0008 0,0008 0, 350 - 360 0,0008 0,0008 0,0008 0,0008 0,0008 0,0008 0,0008 0, 360 - 370 0,0007 0,0006 0,0006 0,0006 0,0006 0,0006 0,0006 0, 370 - 380 0,0008 0,0008 0,0008 0,0008 0,0008 0,0008 0,0008 0, 380 - 390 0,0007 0,0007 0,0007 0,0007 0,0007 0,0007 0,0007 0, 390 - 400 0,0007 0,0007 0,0007 0,0007 0,0007 0,0007 0,0007 0, 400 - 410 0,0007 0,0007 0,0007 0,0007 0,0007 0,0007 0,0007 0, 410 - 420 0,0007 0,0007 0,0007 0,0007 0,0007 0,0007 0,0007 0, 420 - 430 0,0007 0,0007 0,0007 0,0006 0,0006 0,0006 0,0006 0, 430 - 440 0,0006 0,0006 0,0006 0,0006 0,0006 0,0006 0,0006 0, 440 - 450 0,0006 0,0006 0,0006 0,0006 0,0006 0,0006 0,0006 0, 450 - КК 0,0037 0,0036 0,0036 0,0036 0,0036 0,0036 0,0036 0, Продолжение таблицы 3. Расчетный период Потенциал С5+, г/ст.м Плотность, кг/ст.м ММ, г/моль 19,4578 19,4560 19,4547 19,4533 19,4521 19,4509 19,4499 19, Компонентно-фракционные составы, % масс:

Таблица 3.9 – Прогнозные КФС добываемого флюида (объект III), Расчетный период Потенциал С5+, г/ст.м Плотность, кг/ст.м ММ, г/моль 20,0158 20,0113 20,0074 20,0033 19,9996 19,9962 19,9934 19, Компонентно-фракционные составы, % масс:

Азот 0,5194 0,5195 0,5196 0,5197 0,5199 0,5200 0,5200 0, Углекислота 0,3531 0,3532 0,3532 0,3533 0,3534 0,3534 0,3535 0, Метан 70,2664 70,2845 70,3002 70,3163 70,3311 70,3447 70,3558 70, Этан 8,2299 8,2319 8,2336 8,2354 8,2370 8,2385 8,2397 8, Пропан 6,0903 6,0916 6,0927 6,0938 6,0949 6,0958 6,0966 6, Изобутан 2,2036 2,2040 2,2043 2,2047 2,2050 2,2052 2,2055 2, Норм.бутан 2,6648 2,6651 2,6655 2,6658 2,6661 2,6664 2,6666 2, Изопентан 1,2400 1,2401 1,2402 1,2402 1,2403 1,2404 1,2404 1, Норм.пентан 1,0729 1,0729 1,0729 1,0730 1,0730 1,0730 1,0730 1, 45 - 60 0,1597 0,1596 0,1596 0,1596 0,1596 0,1596 0,1596 0, 60 - 70 1,0821 1,0818 1,0816 1,0814 1,0812 1,0811 1,0809 1, 70 - 80 0,3566 0,3564 0,3563 0,3562 0,3561 0,3560 0,3560 0, 80 - 90 0,4338 0,4336 0,4334 0,4332 0,4330 0,4329 0,4328 0, 90 - 100 0,7510 0,7505 0,7501 0,7497 0,7493 0,7489 0,7486 0, 100 - 110 0,8196 0,8189 0,8183 0,8177 0,8171 0,8166 0,8161 0, 110 - 120 0,5635 0,5629 0,5623 0,5618 0,5613 0,5608 0,5604 0, 120 - 130 0,3143 0,3139 0,3135 0,3131 0,3127 0,3124 0,3121 0, 130 - 140 0,3090 0,3085 0,3080 0,3075 0,3071 0,3067 0,3063 0, 140 - 150 0,2174 0,2170 0,2165 0,2161 0,2157 0,2154 0,2151 0, 150 - 160 0,2416 0,2409 0,2404 0,2398 0,2392 0,2388 0,2384 0, 160 - 170 0,1960 0,1954 0,1948 0,1942 0,1937 0,1933 0,1929 0, 170 - 180 0,1469 0,1463 0,1458 0,1453 0,1449 0,1445 0,1441 0, 180 - 190 0,0999 0,0994 0,0990 0,0986 0,0983 0,0979 0,0976 0, 190 - 200 0,1105 0,1099 0,1094 0,1089 0,1085 0,1080 0,1077 0, 200 - 210 0,0673 0,0669 0,0666 0,0662 0,0659 0,0656 0,0654 0, 210 - 220 0,0891 0,0885 0,0879 0,0874 0,0869 0,0865 0,0861 0, 220 - 230 0,0525 0,0521 0,0517 0,0514 0,0511 0,0508 0,0505 0, 230 - 240 0,0793 0,0787 0,0781 0,0775 0,0770 0,0765 0,0761 0, 240 - 250 0,0479 0,0474 0,0471 0,0467 0,0464 0,0461 0,0458 0, 250 - 260 0,0649 0,0643 0,0637 0,0632 0,0627 0,0623 0,0619 0, 260 - 270 0,0507 0,0502 0,0497 0,0493 0,0489 0,0485 0,0482 0, 270 - 280 0,0568 0,0562 0,0557 0,0552 0,0547 0,0543 0,0539 0, 280 - 290 0,0544 0,0538 0,0534 0,0529 0,0524 0,0520 0,0516 0, 290 - 300 0,0407 0,0402 0,0399 0,0395 0,0391 0,0388 0,0385 0, 300 - 310 0,0549 0,0543 0,0538 0,0532 0,0528 0,0523 0,0520 0, 310 - 320 0,0529 0,0523 0,0518 0,0513 0,0508 0,0504 0,0500 0, 320 - 330 0,0408 0,0403 0,0399 0,0395 0,0392 0,0388 0,0385 0, 330 - 340 0,0541 0,0535 0,0530 0,0525 0,0520 0,0515 0,0512 0, 340 - 350 0,0533 0,0527 0,0522 0,0517 0,0512 0,0508 0,0504 0, 350 - 360 0,0527 0,0521 0,0516 0,0511 0,0506 0,0501 0,0498 0, 360 - 370 0,0427 0,0422 0,0418 0,0414 0,0410 0,0407 0,0404 0, 370 - 380 0,0513 0,0508 0,0503 0,0497 0,0493 0,0488 0,0485 0, 380 - 390 0,0497 0,0491 0,0487 0,0482 0,0477 0,0473 0,0469 0, 390 - 400 0,0478 0,0472 0,0468 0,0463 0,0459 0,0455 0,0451 0, 400 - 410 0,0464 0,0459 0,0454 0,0449 0,0445 0,0441 0,0438 0, 410 - 420 0,0448 0,0443 0,0439 0,0434 0,0430 0,0426 0,0423 0, 420 - 430 0,0433 0,0428 0,0424 0,0419 0,0415 0,0412 0,0409 0, 430 - 440 0,0417 0,0412 0,0408 0,0404 0,0400 0,0397 0,0394 0, 440 - 450 0,0402 0,0397 0,0394 0,0390 0,0386 0,0382 0,0380 0, Продолжение таблицы 3. Расчетный период Потенциал С5+, г/ст.м Плотность, кг/ст.м ММ, г/моль 19,9878 19,9854 19,9834 19,9813 19,9793 19,9776 19,9761 19, Компонентно-фракционные составы, % масс:

Углекислота 0,3536 0,3537 0,3537 0,3537 0,3538 0,3538 0,3538 0, Метан 70,3783 70,3880 70,3961 70,4046 70,4124 70,4193 70,4252 70, Норм.бутан 2,6671 2,6673 2,6675 2,6677 2,6678 2,6680 2,6681 2, Изопентан 1,2405 1,2405 1,2406 1,2406 1,2406 1,2407 1,2407 1, Норм.пентан 1,0730 1,0731 1,0731 1,0731 1,0731 1,0731 1,0731 1, Таблица 3.10 – Прогнозные КФС добываемого флюида (объект IV), Расчетный период Потенциал С5+, г/ст.м Плотность, кг/ст.м ММ, г/моль 20,2194 20,2155 20,2122 20,2082 20,2052 20,2025 20,2002 20, Компонентно-фракционные составы, % масс:

Азот 0,5133 0,5134 0,5135 0,5136 0,5137 0,5138 0,5139 0, Углекислота 0,3491 0,3492 0,3493 0,3493 0,3494 0,3494 0,3495 0, Метан 69,4613 69,4764 69,4894 69,5051 69,5169 69,5275 69,5365 69, Этан 8,1417 8,1434 8,1448 8,1465 8,1478 8,1490 8,1500 8, Пропан 6,0339 6,0350 6,0359 6,0370 6,0378 6,0386 6,0392 6, Изобутан 2,1869 2,1872 2,1874 2,1878 2,1880 2,1882 2,1884 2, Норм.бутан 2,6479 2,6482 2,6485 2,6488 2,6490 2,6493 2,6494 2, Изопентан 1,2367 1,2368 1,2369 1,2369 1,2370 1,2370 1,2371 1, Норм.пентан 1,0719 1,0719 1,0719 1,0719 1,0719 1,0719 1,0720 1, 45 - 60 0,1604 0,1604 0,1604 0,1603 0,1603 0,1603 0,1603 0, 60 - 70 1,0925 1,0923 1,0921 1,0919 1,0918 1,0916 1,0915 1, 70 - 80 0,3619 0,3618 0,3618 0,3617 0,3616 0,3615 0,3614 0, 80 - 90 0,4432 0,4430 0,4429 0,4427 0,4425 0,4424 0,4423 0, 90 - 100 0,7727 0,7723 0,7720 0,7716 0,7712 0,7710 0,7707 0, 100 - 110 0,8508 0,8502 0,8497 0,8491 0,8487 0,8483 0,8479 0, 110 - 120 0,5910 0,5905 0,5901 0,5895 0,5891 0,5888 0,5884 0, 120 - 130 0,3338 0,3334 0,3331 0,3327 0,3325 0,3322 0,3320 0, 130 - 140 0,3334 0,3329 0,3325 0,3320 0,3317 0,3314 0,3311 0, 140 - 150 0,2385 0,2381 0,2378 0,2374 0,2370 0,2368 0,2365 0, 150 - 160 0,2703 0,2697 0,2693 0,2687 0,2683 0,2679 0,2676 0, 160 - 170 0,2241 0,2236 0,2232 0,2226 0,2222 0,2218 0,2215 0, 170 - 180 0,1718 0,1714 0,1710 0,1705 0,1701 0,1698 0,1695 0, 180 - 190 0,1199 0,1196 0,1192 0,1188 0,1186 0,1183 0,1181 0, 190 - 200 0,1361 0,1356 0,1352 0,1347 0,1343 0,1340 0,1337 0, 200 - 210 0,0851 0,0848 0,0845 0,0842 0,0839 0,0837 0,0835 0, 210 - 220 0,1156 0,1151 0,1147 0,1142 0,1138 0,1135 0,1132 0, 220 - 230 0,0699 0,0695 0,0692 0,0689 0,0687 0,0684 0,0682 0, 230 - 240 0,1080 0,1074 0,1070 0,1064 0,1060 0,1056 0,1053 0, 240 - 250 0,0665 0,0661 0,0658 0,0654 0,0652 0,0649 0,0647 0, 250 - 260 0,0916 0,0911 0,0906 0,0901 0,0897 0,0894 0,0891 0, 260 - 270 0,0725 0,0721 0,0717 0,0713 0,0710 0,0707 0,0705 0, 270 - 280 0,0822 0,0817 0,0813 0,0808 0,0804 0,0801 0,0798 0, 280 - 290 0,0795 0,0790 0,0786 0,0781 0,0777 0,0774 0,0771 0, 290 - 300 0,0598 0,0594 0,0591 0,0587 0,0585 0,0582 0,0580 0, 300 - 310 0,0811 0,0806 0,0801 0,0796 0,0793 0,0789 0,0786 0, 310 - 320 0,0785 0,0780 0,0776 0,0771 0,0767 0,0764 0,0761 0, 320 - 330 0,0606 0,0603 0,0599 0,0596 0,0593 0,0590 0,0588 0, 330 - 340 0,0807 0,0802 0,0798 0,0792 0,0789 0,0785 0,0782 0, 340 - 350 0,0796 0,0791 0,0787 0,0782 0,0778 0,0775 0,0772 0, 350 - 360 0,0788 0,0783 0,0778 0,0773 0,0770 0,0766 0,0763 0, 360 - 370 0,0639 0,0635 0,0632 0,0627 0,0624 0,0622 0,0619 0, 370 - 380 0,0768 0,0763 0,0759 0,0754 0,0751 0,0747 0,0744 0, 380 - 390 0,0744 0,0739 0,0735 0,0730 0,0727 0,0724 0,0721 0, 390 - 400 0,0715 0,0711 0,0707 0,0702 0,0699 0,0696 0,0693 0, 400 - 410 0,0694 0,0690 0,0686 0,0682 0,0679 0,0676 0,0673 0, 410 - 420 0,0671 0,0667 0,0663 0,0659 0,0655 0,0653 0,0650 0, 420 - 430 0,0648 0,0644 0,0640 0,0636 0,0633 0,0630 0,0628 0, 430 - 440 0,0624 0,0620 0,0617 0,0613 0,0610 0,0607 0,0605 0, 440 - 450 0,0602 0,0598 0,0595 0,0591 0,0588 0,0585 0,0583 0, Продолжение таблицы 3. Расчетный период Потенциал С5+, г/ст.м Плотность, кг/ст.м ММ, г/моль 20,1956 20,1935 20,1920 20,1905 20,1891 20,1878 20,1867 20, Компонентно-фракционные составы, % масс:

Азот 0,5140 0,5141 0,5141 0,5142 0,5142 0,5142 0,5143 0, Углекислота 0,3496 0,3496 0,3497 0,3497 0,3497 0,3497 0,3498 0, Метан 69,5545 69,5626 69,5687 69,5746 69,5801 69,5851 69,5894 69, Этан 8,1519 8,1528 8,1535 8,1541 8,1547 8,1553 8,1558 8, Пропан 6,0405 6,0410 6,0414 6,0419 6,0422 6,0426 6,0429 6, Изобутан 2,1888 2,1890 2,1891 2,1892 2,1893 2,1894 2,1895 2, Норм.бутан 2,6498 2,6500 2,6501 2,6502 2,6504 2,6505 2,6506 2, Изопентан 1,2371 1,2372 1,2372 1,2372 1,2372 1,2373 1,2373 1, Норм.пентан 1,0720 1,0720 1,0720 1,0720 1,0720 1,0720 1,0720 1, 45 - 60 0,1603 0,1603 0,1603 0,1603 0,1603 0,1603 0,1603 0, 60 - 70 1,0913 1,0912 1,0911 1,0910 1,0910 1,0909 1,0908 1, 70 - 80 0,3613 0,3613 0,3612 0,3612 0,3611 0,3611 0,3611 0, 80 - 90 0,4421 0,4420 0,4419 0,4419 0,4418 0,4417 0,4417 0, 90 - 100 0,7702 0,7700 0,7698 0,7697 0,7695 0,7694 0,7693 0, 100 - 110 0,8472 0,8469 0,8467 0,8464 0,8462 0,8460 0,8459 0, 110 - 120 0,5878 0,5876 0,5873 0,5871 0,5870 0,5868 0,5866 0, 120 - 130 0,3315 0,3314 0,3312 0,3311 0,3309 0,3308 0,3307 0, 130 - 140 0,3305 0,3303 0,3301 0,3299 0,3298 0,3296 0,3295 0, 140 - 150 0,2361 0,2358 0,2357 0,2355 0,2354 0,2353 0,2351 0, 150 - 160 0,2669 0,2666 0,2664 0,2662 0,2660 0,2658 0,2657 0, 160 - 170 0,2209 0,2206 0,2204 0,2202 0,2200 0,2198 0,2197 0, 170 - 180 0,1689 0,1687 0,1685 0,1683 0,1681 0,1680 0,1679 0, 180 - 190 0,1176 0,1174 0,1173 0,1171 0,1170 0,1168 0,1167 0, 190 - 200 0,1331 0,1329 0,1327 0,1325 0,1323 0,1322 0,1320 0, 200 - 210 0,0831 0,0829 0,0828 0,0826 0,0825 0,0824 0,0823 0, 210 - 220 0,1126 0,1123 0,1121 0,1119 0,1117 0,1116 0,1114 0, 220 - 230 0,0678 0,0677 0,0675 0,0674 0,0673 0,0672 0,0671 0, 230 - 240 0,1046 0,1044 0,1041 0,1039 0,1037 0,1036 0,1034 0, 240 - 250 0,0643 0,0641 0,0640 0,0638 0,0637 0,0636 0,0635 0, 250 - 260 0,0885 0,0882 0,0880 0,0878 0,0876 0,0875 0,0873 0, 260 - 270 0,0700 0,0698 0,0696 0,0694 0,0693 0,0691 0,0690 0, 270 - 280 0,0792 0,0790 0,0788 0,0786 0,0784 0,0783 0,0781 0, 280 - 290 0,0766 0,0763 0,0761 0,0759 0,0758 0,0756 0,0755 0, 290 - 300 0,0576 0,0574 0,0572 0,0571 0,0570 0,0568 0,0567 0, 300 - 310 0,0780 0,0778 0,0776 0,0774 0,0772 0,0770 0,0769 0, 310 - 320 0,0755 0,0752 0,0751 0,0749 0,0747 0,0745 0,0744 0, 320 - 330 0,0583 0,0581 0,0580 0,0578 0,0577 0,0576 0,0575 0, 330 - 340 0,0776 0,0773 0,0771 0,0769 0,0768 0,0766 0,0765 0, 340 - 350 0,0766 0,0763 0,0761 0,0759 0,0757 0,0756 0,0754 0, 350 - 360 0,0757 0,0755 0,0753 0,0751 0,0749 0,0747 0,0746 0, 360 - 370 0,0614 0,0612 0,0611 0,0609 0,0608 0,0606 0,0605 0, 370 - 380 0,0739 0,0736 0,0734 0,0732 0,0731 0,0729 0,0728 0, 380 - 390 0,0715 0,0713 0,0711 0,0709 0,0707 0,0706 0,0705 0, 390 - 400 0,0688 0,0685 0,0684 0,0682 0,0680 0,0679 0,0678 0, 400 - 410 0,0668 0,0665 0,0664 0,0662 0,0660 0,0659 0,0658 0, 410 - 420 0,0645 0,0643 0,0641 0,0639 0,0638 0,0637 0,0635 0, 420 - 430 0,0623 0,0621 0,0619 0,0618 0,0616 0,0615 0,0614 0, 430 - 440 0,0600 0,0598 0,0596 0,0595 0,0593 0,0592 0,0591 0, 440 - 450 0,0579 0,0577 0,0575 0,0574 0,0572 0,0571 0,0570 0, Расчетный период Потенциал С5+, г/ст.м Плотность, кг/ст.м Компонентно-фракционные составы, % масс:

Продолжение таблицы 3. Расчетный период Потенциал С5+, г/ст.м Плотность, кг/ст.м Компонентно-фракционные составы, % масс:

Углекислота 0,3594 0,3595 0,3596 0,3598 0,3598 0,3597 0,3597 0, Метан 71,4972 71,5139 71,5488 71,5933 71,5958 71,5685 71,5720 71, Норм.бутан 2,6156 2,6136 2,6083 2,6061 2,6049 2,6093 2,6079 2, Изопентан 1,1834 1,1817 1,1773 1,1751 1,1742 1,1779 1,1768 1, Норм.пентан 1,0135 1,0117 1,0074 1,0052 1,0043 1,0079 1,0069 1, 3.2.2 Прогноз выходов и компонентно-фракционных составов продуктов установок промысловой подготовки с разбивкой на выделенные объекты разработки Самый точный способ прогноза составов и объемов продукции промысловой подготовки - это расчет выходов продуктов промысловой подготовки для каждого года разработки. Для этого требуется рассчитать составы добываемого флюида, соответствующие каждому году разработки, а затем, зная схемы и параметры установок подготовки УВС, создать модели всей цепочки установок подготовки в СТМ и рассчитать выходы продуктов.

При таком подходе сложностью является то, что информация о составах добываемых флюидов обновляется редко – полные обследования УКПГ, как и исследования скважин, выполняются не каждый год. Кроме того, расчет комплекса моделей подготовки в СТМ занимает значительное время в виду того, что расчеты с применением СТМ не всегда способны выполняться в автономном режиме – требуется ввод исходных данных (составы и объемы сырья) и сбор результатов расчета (составы и выходы продуктов) для каждого из расчетных периодов, а также настройка моделей при изменении параметров расчета. Применение разработанной КМ для решения этой задачи позволяет значительно сократить время, требуемое на выполнение расчетов комплекса моделей подготовки УВС.

Прогнозные расчеты выходов и составов продуктов промысловой подготовки могут выполняться либо с применением СТМ, либо на экспрессмодели (оба варианта описаны ранее в разделе 2.8). Расчет с применением комплексной модели – более быстр, расчет же с применением СТМ – более точен и детален, но требует дополнительных настроек моделей. Исходя из этих двух критериев – скорость и точность, в каждом отдельном случае выбирается способ расчета. С целью повышения точности, а также ввиду достаточно краткосрочного периода расчета в приводимом примере использовалась СТМ HYSYS. В результате расчетов были получены массивы полных КФС продуктов промысловой подготовки, а также основные свойства продуктов для всего прогнозного периода, увязанные с технологическими параметрами работы установок для каждого квартала трехлетнего расчетного периода.

подготовки на УКПГ Уренгойского НГКМ представлены в таблицах 3.12 – 3.13.

Расчетный период Компонентно-фракционные составы, % масс:

Азот 0,0045 0,0045 0,0045 0,0038 0,0038 0,0038 0,0038 0, Углекислота 0,0844 0,0843 0,0841 0,1090 0,1091 0,1094 0,1093 0, Метан 4,5223 4,5159 4,5057 5,2338 5,2403 5,2545 5,2515 5, Этан 4,6312 4,6240 4,6127 5,9827 5,9901 6,0064 6,0030 5, Пропан 11,5674 11,5487 11,5192 13,2628 13,2778 13,3107 13,3037 13, Изобутан 7,9825 7,9707 7,9521 8,1574 8,1653 8,1828 8,1791 8, Норм.бутан 11,7458 11,7307 11,7067 11,5424 11,5525 11,5746 11,5699 11, Изопентан 7,3623 7,3565 7,3474 6,8141 6,8183 6,8275 6,8255 6, Норм.пентан 6,7431 6,7391 6,7328 6,1905 6,1938 6,2010 6,1995 6, 45 - 60 1,0577 1,0575 1,0572 0,9676 0,9679 0,9687 0,9685 0, 60 - 70 7,2523 7,2532 7,2548 6,6559 6,6573 6,6604 6,6598 6, 70 - 80 2,3887 2,3896 2,3909 2,1996 2,1999 2,2004 2,2003 2, 80 - 90 2,8849 2,8865 2,8891 2,6669 2,6669 2,6671 2,6670 2, 90 - 100 4,9415 4,9452 4,9510 4,5839 4,5836 4,5831 4,5832 4, 100 - 110 5,3255 5,3303 5,3381 4,9561 4,9554 4,9538 4,9542 4, 110 - 120 3,6002 3,6042 3,6105 3,3625 3,3617 3,3601 3,3605 3, 120 - 130 1,9728 1,9753 1,9793 1,8491 1,8485 1,8472 1,8474 1, 130 - 140 1,9054 1,9082 1,9126 1,7925 1,7917 1,7898 1,7902 1, 140 - 150 1,3125 1,3146 1,3181 1,2400 1,2392 1,2375 1,2379 1, 150 - 160 1,4282 1,4309 1,4352 1,3555 1,3543 1,3518 1,3523 1, 160 - 170 1,1360 1,1384 1,1422 1,0831 1,0819 1,0793 1,0798 1, 170 - 180 0,8348 0,8368 0,8399 0,7998 0,7987 0,7962 0,7967 0, 180 - 190 0,5575 0,5590 0,5613 0,5368 0,5358 0,5336 0,5341 0, 190 - 200 0,6071 0,6088 0,6116 0,5873 0,5859 0,5830 0,5836 0, 200 - 210 0,3648 0,3660 0,3677 0,3545 0,3535 0,3514 0,3518 0, 210 - 220 0,4767 0,4783 0,4808 0,4652 0,4637 0,4603 0,4610 0, 220 - 230 0,2783 0,2793 0,2809 0,2726 0,2716 0,2693 0,2698 0, 230 - 240 0,4178 0,4194 0,4219 0,4106 0,4089 0,4050 0,4058 0, 240 - 250 0,2509 0,2519 0,2535 0,2473 0,2461 0,2435 0,2440 0, 250 - 260 0,3388 0,3402 0,3424 0,3346 0,3329 0,3291 0,3299 0, 260 - 270 0,2640 0,2651 0,2669 0,2612 0,2597 0,2566 0,2573 0, 270 - 280 0,2955 0,2968 0,2988 0,2927 0,2910 0,2873 0,2881 0, 280 - 290 0,2830 0,2843 0,2863 0,2806 0,2790 0,2753 0,2760 0, 290 - 300 0,2114 0,2124 0,2139 0,2098 0,2085 0,2056 0,2062 0, 300 - 310 0,2853 0,2866 0,2886 0,2832 0,2814 0,2775 0,2783 0, 310 - 320 0,2751 0,2763 0,2783 0,2732 0,2714 0,2676 0,2684 0, 320 - 330 0,2120 0,2130 0,2145 0,2106 0,2092 0,2062 0,2069 0, 330 - 340 0,2816 0,2829 0,2850 0,2797 0,2779 0,2739 0,2747 0, 340 - 350 0,2775 0,2788 0,2808 0,2757 0,2739 0,2699 0,2708 0, 350 - 360 0,2743 0,2756 0,2776 0,2725 0,2707 0,2668 0,2676 0, 360 - 370 0,2224 0,2235 0,2251 0,2210 0,2195 0,2163 0,2170 0, 370 - 380 0,2673 0,2685 0,2705 0,2656 0,2638 0,2600 0,2608 0, 380 - 390 0,2588 0,2600 0,2619 0,2571 0,2554 0,2517 0,2525 0, 390 - 400 0,2489 0,2500 0,2519 0,2473 0,2456 0,2420 0,2428 0, 400 - 410 0,2416 0,2427 0,2445 0,2400 0,2385 0,2350 0,2357 0, 410 - 420 0,2334 0,2345 0,2362 0,2319 0,2303 0,2270 0,2277 0, 420 - 430 0,2254 0,2264 0,2281 0,2239 0,2225 0,2192 0,2199 0, 430 - 440 0,2171 0,2181 0,2197 0,2157 0,2143 0,2111 0,2118 0, 440 - 450 0,2094 0,2104 0,2119 0,2080 0,2067 0,2036 0,2043 0, 450 - КК 1,2404 1,2461 1,2553 1,2324 1,2243 1,2063 1,2101 1, Продолжение таблицы 3. Расчетный период Компонентно-фракционные составы, % масс:

Азот 0,0038 0,0038 0,0038 0,0038 0,0038 0,0038 0,0038 0, Углекислота 0,1094 0,1095 0,1097 0,1101 0,1101 0,1099 0,1099 0, Метан 5,2551 5,2607 5,2712 5,2892 5,2891 5,2809 5,2811 5, Этан 6,0070 6,0135 6,0256 6,0461 6,0460 6,0366 6,0369 6, Пропан 13,3120 13,3250 13,3494 13,3909 13,3908 13,3718 13,3723 13, Изобутан 8,1835 8,1904 8,2034 8,2254 8,2253 8,2153 8,2155 8, Норм.бутан 11,5755 11,5842 11,6007 11,6285 11,6285 11,6157 11,6160 11, Изопентан 6,8278 6,8315 6,8383 6,8499 6,8499 6,8446 6,8447 6, Норм.пентан 6,2013 6,2041 6,2095 6,2186 6,2185 6,2144 6,2145 6, 45 - 60 0,9687 0,9690 0,9695 0,9704 0,9704 0,9700 0,9700 0, 60 - 70 6,6605 6,6618 6,6641 6,6680 6,6680 6,6662 6,6663 6, 70 - 80 2,2004 2,2006 2,2010 2,2017 2,2017 2,2014 2,2014 2, 80 - 90 2,6671 2,6671 2,6672 2,6674 2,6674 2,6673 2,6673 2, 90 - 100 4,5831 4,5829 4,5825 4,5818 4,5818 4,5821 4,5821 4, 100 - 110 4,9538 4,9532 4,9520 4,9501 4,9501 4,9510 4,9510 4, 110 - 120 3,3600 3,3594 3,3582 3,3562 3,3562 3,3571 3,3571 3, 120 - 130 1,8471 1,8466 1,8456 1,8440 1,8440 1,8448 1,8447 1, 130 - 140 1,7897 1,7890 1,7876 1,7853 1,7853 1,7863 1,7863 1, 140 - 150 1,2375 1,2368 1,2355 1,2334 1,2334 1,2344 1,2343 1, 150 - 160 1,3517 1,3507 1,3488 1,3457 1,3457 1,3471 1,3471 1, 160 - 170 1,0792 1,0781 1,0761 1,0727 1,0727 1,0743 1,0743 1, 170 - 180 0,7961 0,7951 0,7932 0,7900 0,7900 0,7915 0,7915 0, 180 - 190 0,5335 0,5327 0,5311 0,5283 0,5283 0,5296 0,5295 0, 190 - 200 0,5829 0,5817 0,5795 0,5758 0,5758 0,5775 0,5775 0, 200 - 210 0,3513 0,3504 0,3488 0,3461 0,3461 0,3474 0,3473 0, 210 - 220 0,4602 0,4589 0,4563 0,4521 0,4521 0,4541 0,4540 0, 220 - 230 0,2692 0,2683 0,2666 0,2637 0,2637 0,2650 0,2650 0, 230 - 240 0,4048 0,4033 0,4004 0,3955 0,3955 0,3977 0,3977 0, 240 - 250 0,2434 0,2424 0,2404 0,2372 0,2372 0,2387 0,2386 0, 250 - 260 0,3289 0,3274 0,3246 0,3198 0,3198 0,3220 0,3220 0, 260 - 270 0,2565 0,2552 0,2529 0,2489 0,2489 0,2507 0,2507 0, 270 - 280 0,2872 0,2857 0,2829 0,2783 0,2783 0,2804 0,2804 0, 280 - 290 0,2751 0,2737 0,2709 0,2663 0,2663 0,2684 0,2684 0, 290 - 300 0,2055 0,2044 0,2023 0,1987 0,1987 0,2004 0,2003 0, 300 - 310 0,2774 0,2758 0,2729 0,2680 0,2680 0,2702 0,2702 0, 310 - 320 0,2674 0,2659 0,2631 0,2582 0,2582 0,2605 0,2604 0, 320 - 330 0,2061 0,2049 0,2027 0,1989 0,1989 0,2007 0,2006 0, 330 - 340 0,2737 0,2722 0,2692 0,2641 0,2641 0,2664 0,2664 0, 340 - 350 0,2698 0,2682 0,2652 0,2602 0,2602 0,2625 0,2625 0, 350 - 360 0,2666 0,2651 0,2621 0,2572 0,2572 0,2595 0,2594 0, 360 - 370 0,2162 0,2149 0,2126 0,2085 0,2085 0,2104 0,2103 0, 370 - 380 0,2598 0,2583 0,2554 0,2506 0,2506 0,2528 0,2528 0, 380 - 390 0,2516 0,2501 0,2473 0,2426 0,2426 0,2448 0,2447 0, 390 - 400 0,2419 0,2405 0,2378 0,2332 0,2333 0,2353 0,2353 0, 400 - 410 0,2348 0,2334 0,2308 0,2264 0,2264 0,2285 0,2284 0, 410 - 420 0,2268 0,2255 0,2230 0,2187 0,2187 0,2207 0,2206 0, 420 - 430 0,2191 0,2178 0,2154 0,2112 0,2112 0,2131 0,2131 0, 430 - 440 0,2110 0,2098 0,2074 0,2035 0,2035 0,2053 0,2052 0, 440 - 450 0,2035 0,2023 0,2001 0,1962 0,1962 0,1980 0,1980 0, 450 - КК 1,2056 1,1985 1,1851 1,1625 1,1626 1,1729 1,1727 1, Таблица 3.13 – Прогнозные компонентно-фракционные составы Расчетный период Компонентно-фракционные составы, % масс:

Азот 0,6089 0,6089 0,6090 0,6154 0,6154 0,6154 0,6154 0, Углекислота 0,4018 0,4018 0,4018 0,4010 0,4010 0,4010 0,4010 0, Метан 81,8324 81,8327 81,8332 82,5243 82,5246 82,5253 82,5251 82, Этан 8,9459 8,9454 8,9447 8,7612 8,7612 8,7612 8,7612 8, Пропан 5,3024 5,3022 5,3020 4,9410 4,9408 4,9404 4,9405 4, Изобутан 1,2942 1,2943 1,2943 1,1857 1,1856 1,1855 1,1855 1, Норм.бутан 1,2102 1,2104 1,2106 1,1191 1,1190 1,1188 1,1188 1, Изопентан 0,2326 0,2327 0,2327 0,2394 0,2394 0,2394 0,2394 0, Норм.пентан 0,1319 0,1320 0,1320 0,1455 0,1455 0,1455 0,1455 0, 45 - 60 0,0079 0,0079 0,0079 0,0104 0,0104 0,0104 0,0104 0, 60 - 70 0,0233 0,0233 0,0233 0,0366 0,0366 0,0367 0,0367 0, 70 - 80 0,0039 0,0039 0,0039 0,0072 0,0072 0,0072 0,0072 0, 80 - 90 0,0021 0,0021 0,0021 0,0047 0,0047 0,0047 0,0047 0, 90 - 100 0,0016 0,0016 0,0016 0,0045 0,0045 0,0045 0,0045 0, 100 - 110 0,0007 0,0007 0,0007 0,0027 0,0027 0,0027 0,0027 0, 110 - 120 0,0002 0,0002 0,0002 0,0009 0,0009 0,0009 0,0009 0, 120 - 130 0,0000 0,0000 0,0000 0,0003 0,0003 0,0003 0,0003 0, 130 - 140 0,0000 0,0000 0,0000 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0, 140 - КК 0,0000 0,0000 0,0000 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0, Продолжение таблицы 3. Расчетный период Компонентно-фракционные составы, % масс:

Азот 0,6154 0,6154 0,6154 0,6155 0,6155 0,6154 0,6154 0, Углекислота 0,4010 0,4010 0,4010 0,4010 0,4010 0,4010 0,4010 0, Метан 82,5253 82,5256 82,5261 82,5270 82,5270 82,5266 82,5266 82, Этан 8,7612 8,7612 8,7612 8,7612 8,7612 8,7612 8,7612 8, Пропан 4,9404 4,9403 4,9400 4,9396 4,9396 4,9398 4,9398 4, Изобутан 1,1855 1,1854 1,1853 1,1852 1,1852 1,1852 1,1852 1, Норм.бутан 1,1188 1,1187 1,1185 1,1183 1,1183 1,1184 1,1184 1, Изопентан 0,2394 0,2394 0,2393 0,2393 0,2393 0,2393 0,2393 0, Норм.пентан 0,1455 0,1454 0,1454 0,1454 0,1454 0,1454 0,1454 0, 45 - 60 0,0104 0,0104 0,0104 0,0104 0,0104 0,0104 0,0104 0, 60 - 70 0,0367 0,0367 0,0367 0,0367 0,0367 0,0367 0,0367 0, 70 - 80 0,0072 0,0072 0,0072 0,0072 0,0072 0,0072 0,0072 0, 80 - 90 0,0047 0,0047 0,0047 0,0047 0,0047 0,0047 0,0047 0, 90 - 100 0,0045 0,0045 0,0045 0,0045 0,0045 0,0045 0,0045 0, 100 - 110 0,0027 0,0027 0,0027 0,0027 0,0027 0,0027 0,0027 0, 110 - 120 0,0009 0,0009 0,0009 0,0009 0,0009 0,0009 0,0009 0, 120 - 130 0,0003 0,0003 0,0003 0,0003 0,0003 0,0003 0,0003 0, 130 - 140 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0, 140 - КК 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0, Для более подробного анализа разработки месторождения, кроме расчета выходов и составов продуктов промысловой подготовки в целом по УКПГ, представляет интерес определение составов и объемов продуктов промысловой подготовки, вырабатываемых из продукции каждого объекта разработки в отдельности. Такая задача реализуема с применением КМ. Рассмотрим ее решение на примере одного из УКПГ Уренгойского месторождения.

Методика и пример получения исходных данных для последующего расчета представлены в разделе 3.2.1.

Для вычисления доли компонентов, переходящей в состав продукции промысловой подготовки из каждого объекта разработки, был разработан и реализован следующий расчетный метод. В комплексной модели расчет доли выполняется с применением специально созданных расчетных функций, реализованных в Microsoft Excel.

Метод расчета заключается в определении массы компонента в продуктовом потоке, пропорционально соотношению между массами этого компонента в сырьевом потоке.

Масса указанного компонента в продукте, полученная из сырья выбранного поставщика (объекта разработки) вычисляется по формуле (3.1):

где – масса i-того компонента в продукте, полученном из сырья N-го объекта разработки; - масса i-того компонента в продукте; – масса iтого компонента в сырье N-го объекта разработки; NN – общее количество объектов разработки.

Суммарная масса компонентов в продукте, полученная из сырья выбранного объекта разработки вычисляется сложением масс, вычисленных по формуле (3.2). Итоговая формула выглядит следующим образом:

где – суммарная продукта, полученная из сырья выбранного объекта разработки; – общее количество компонентов.

Результаты расчетов по описанному выше методу представлены в таблице 3.14 и на рисунках 3.5 – 3.7.

Таблица 3.14 – Расчетный вклад индивидуальных объектов разработки в Расчетный период Добываемый флюид, в том числе, % масс:

Товарный газ, в том числе, % масс:

Нестабильный конденсат, в том числе, % масс:

Продолжение таблицы 3. Расчетный период Добываемый флюид, в том числе, % масс:

Товарный газ, в том числе, % масс:

Нестабильный конденсат, в том числе, % масс:

объемы товарного газа с УКПГ Уренгойского НГКМ Рисунок 3.6 - Расчетный вклад индивидуальных объектов разработки в Содержание, % масс разработки I, а также заметный рост вклада III объекта разработки в формирование сырья и продуктов УКПГ на протяжении периода планирования.

на объекты разработки в 2013 г. были выполнены для промыслов УКПГ-1АВ, УКПГ-2В, УКПГ-5В и УКПГ-8В Уренгойского месторождения в работе [65].

Описанный в разделах 3.1 и 3.2 подход нашел применение в работе [66] и в переработка» [63]. Результатами работы являются составы нестабильных конденсатов с газоконденсатных промыслов Западно-Сибирского добывающего комплекса ОАО «Газпром», являющиеся сырьем централизованных установок по подготовке конденсата к транспорту. Расчеты выполнялись на основе экспериментальных составов жидкой углеводородной продукции промысловых установок подготовки УВС, а также усредненных режимных параметров их работы и фактических объемов добычи УВС по отдельным промыслам.

3.3 Применение комплексной модели для расчетного определения объемов и составов продукции централизованных установок подготовки, входящих в состав комплекса подготовки углеводородного сырья ОАО «Газпром» в Западной Сибири Ввиду того, что завершающие процессы промысловой подготовки добываемого углеводородного сырья осуществляются централизованно, на установки деэтанизации и стабилизации поступают смеси конденсатов с ряда месторождений. Поэтому при анализе и планировании разработки отдельных месторождений на базе мониторинга и моделирования собственных промыслов нет возможности составить полный баланс промысловой подготовки добываемого сырья, включая выходы, составы и качество продуктов деэтанизации и стабилизации конденсатов.

Однако такая задача решается с помощью разработанной комплексной модели. Вначале, исходя из объемов и составов поступающего на централизованную установку сырья, с помощью КМ рассчитывается подробный материально-компонентый баланс (МКБ), выходы, КФС и свойства продуктов подготовки. После этого для определения степени участия различных месторождений (поставщиков) в формировании объемов продукции проводятся соответствующие вычисления на базе использования подхода, описанного в разделе 3.2.2. В результате расчета осуществляется выделение из общего баланса деэтанизации и стабилизации смеси конденсатов балансов деэтанизации и стабилизации конденсатов каждого конкретного месторождения - доли конденсата индивидуального промысла в сырье и продуктах централизованных установок.

Пример, показывающий различие объема информации о выходах продуктов промысловой подготовки, полученный в результате традиционного подхода с дополнительным расчетом централизованных установок подготовки конденсата с помощью КМ представлен на рисунке 3.8 (а – традиционный подход к расчетам балансов в пределах промысла, б – дополнительные расчеты централизованных установок с применением комплексной модели). Очевидно, что применение КМ позволяет значительно расширить представление об использовании добытого на месторождениях сырья и использовать эту информацию с целью более детального анализа разработки, а также при планировании в качестве обосновании выходов продуктов централизованных установок подготовки конденсата.

пластовый флюид, % масс.

Выход продукта на нередко и при планировании, требуется определение выходов продукции промысловой подготовки на прогнозируемый период не только в пределах месторождения, но и с учетом деэтанизации и стабилизации выделенного из добываемого сырья нестабильного конденсата. Для этого обычно используется упрощенный подход – по результатам гидродинамического моделирования коэффициентами (полученными либо по актуальным данным работы промысла либо по промысловым исследованиям) для расчета входов НК, ДК и СК. В этом случае коэффициенты выходов привязаны к неизменному составу сырья и какому-то одному режиму работы промысловой и централизованных установок подготовки и, как правило, остаются постоянными для всего периода разработки. Фактически же составы поступающего сырья и технология его подготовки, меняются в течение разработки месторождения (по мере снижения пластового давления снижается давление в низкотемпературном сепараторе, затем требуется ввод ДКС – при этом давление в низкотемпературном сепараторе повышается до давления максимальной конденсации). Это не учитывается при расчетах с применением коэффициентов выходов – при таком подходе выходы продуктов централизованной установки подготовки конденсата фактически соответствуют лишь одному из поступающих за прогнозируемый период составов сырья, и необоснованно распространяются на все остальные составы. Более того, без расчетов централизованных установок с помощью КМ по вышеизложенной (в начале данного раздела) процедуре, невозможно получить коэффициенты выходов ДК и СК, соответствующие реально действующей технологии (т.е. с учетом состава конденсата данного месторождения, долей его компонентов в общем составе сырьевой смеси и общего материально-компонентного баланса процессов деэтанизации и стабилизации конденсата). Поэтому используемые при таком подходе коэффициенты выходов ДК и СК являются условными, поскольку определяются или по фактическим балансам деэтанизации и стабилизации (соответствующим составу общей сырьевой смеси со всех месторождений, а не составу конденсата данного месторождения), или в результате расчета идеализированного процесса деэтанизации и стабилизации выделенного на месторождении конденсата без учета реально действующей в регионе технологии.

Выполнение прогнозных расчетов балансов промысловой подготовки на месторождении и централизованных установках с помощью Комплексной модели по изложенному в разделе 3.2.2. методу выделения балансов каждого конкретного месторождения позволяет значительно уточнить получаемые результаты и привести их в соответствие с реальными объемами и составами добываемого на месторождениях сырья и действующей в регионе технологией централизованной деэтанизации и стабилизации конденсата. В качестве примера использования КМ для прогнозных расчетов показателей при проектировании и планировании разработки месторождений по данному способу выполнены балансовые расчеты централизованных установок деэтанизации и стабилизации конденсата с трех месторождений.

Сравнение расчетных выходов продуктов промысловой подготовки, полученных при расчете комплексной модели с применением описанного выше метода с расчетами по фиксированным «коэффициентам выхода» представлено на рисунке 3.9. На рисунке представлены расчеты для трех газоконденсатных промыслов. Сырьем первых двух ГКП (УКПГ-1В Ямбургского ГКМ и УКПГВ Заполярного ГКНМ) является продукция газоконденсатных скважин валанжинских залежей, на третий (УКПГ-31 Уренгойского ГКНМ) подается сырье газоконденсатных скважин ачимовских отложений. Потенциальное содержание углеводородов С5+ в сырье ГКП 1, ГКП 2, ГКП 3 растет от первого к третьему. Из рисунка видно, что наибольшие отклонения по выходам продукции наблюдаются для ГКП 3 – с наиболее «тяжелым» составом сырья.

Кроме индивидуальных балансов каждого промысла в общих балансах централизованных установок могут быть рассчитаны также и балансы для каждого объекта разработки месторождений – на основе прогнозных данных о потенциальном содержании углеводородов С5+ в добываемом из каждого объекта флюиде, объемов добычи газа по объектам и моделей УКПГ (метод расчета описан в разделе 3.2.2).  пластовый флюид, % масс.

пластовый флюид, % Выход продукта на пластовый флюид, % Выход продукта на пластовый флюид, % Выход продукта на Расчетные доли участия всех объектов разработки в формировании продукции установки централизованной подготовки конденсата УКПГ Уренгойского НГКМ, состав и объем сырья которой определен в разделе 3.2.2, представлены в таблице 3.15.

3.4 Применение комплексной модели для синхронизации развития мощностей по подготовке конденсата с развитием объектов добычи углеводородного сырья промысловые объекты подготовки газа и нефти и централизованные установки подготовки конденсата, является комплекс подготовки УВС ОАО «Газпром» в Западной Сибири. Условная схема комплекса представлена на рисунке 3.10.

Особенностью данного комплекса является тот факт, что подготовка УВС осуществляется в несколько ступеней и эти ступени разнесены друг от друга территориально. Выделение централизованных установок подготовки конденсата обусловлено экономическими соображениями (экономией капитальных вложений). В результате, подготовка УВС с получением НК (реже - ДК) осуществляется на индивидуальных промыслах, а дальнейшая подготовка с получением стабильного конденсата – на централизованных установках.

На рисунке 3.10, демонстрирующем вид условной схемы ЗападноСибирского комплекса по подготовке УВС, показаны ограничения, существующие в схеме – это ограничения по загрузке централизованных установок в целом, а также по приему тяжелого сырья на централизованные установки подготовки. Ввиду большого количества взаимозависимых параметров (различные составы и объемы сырья с разных промыслов, изменяющиеся в зависимости от составов сырья балансы промысловых и централизованных установок, технологические ограничения различных технологических переделов) определение сырьевой базы централизованных установок подготовки конденсата и программы развития их мощностей синхронно развитию объектов добычи УВС – довольно сложная задача.

Таблица 3.15 - Расчетный вклад индивидуальных объектов разработки в Расчетный период Доля объекта разработки в газе деэтанизации, % масс.:

Доля объекта разработки в стабильном конденсате, % масс.:

Доля объекта разработки в ШФЛУ, % масс.:

Продолжение таблицы 3. Расчетный период Доля объекта разработки в газе деэтанизации, % масс.:

Доля объекта разработки в стабильном конденсате, % масс.:

Доля объекта разработки в ШФЛУ, % масс.:

НК ачимовский (5 ГКП)  НК валанжинский (9 ГКП)  Уренгой  Ограничение по приему  тяжелого сырья  Рисунок 3.10 – Условная схема Западно-Сибирского комплекса ОАО Она не решается путем простого сложения и разделения объемов добываемого сырья и сравнения объемов полученных потоков с мощностями действующих установок в динамике эксплуатации по следующим причинам:

1) объемы и составы направляемых с месторождений и поступающих на централизованные установки потоков зависят от переменных объемов и составов добываемого сырья и могут быть определены лишь с помощью расчетов МКБ промысловой подготовки на всех месторождениях;

2) переменные объемы и составы сырьевых потоков стабилизации изменяющихся в зависимости от переменных составов сырьевой смеси (п.1) и двух независимых ограничений, и, соответственно, могут быть определены балансировкой потоков входящего сырья для выполнения накладываемых ограничениями условий;