Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 [ 81 ] 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217

ления; более высокому давлению соответствует пунктирная линия, а меньшему - сплошная. Каждая из линий состоит из кривой насыщенных паров (верхняя) и насыщенной жидкости (нижняя линия). Точки, соответствующие равновесным составам насыщенных паров и насыщенных жидкостей, связываются соединительными линиями - нодами. Каждая точка ноды соответствует составу смеси, разделяющейся на газовую и жидкую фазу с составами, соответствующими концам ноды. Наклон под в общем случае определяется составом смеси и термобарическими условиями. При обоих значениях давления смесь разделяется на жидкую (составы L, и Lj) и газовую (составы G, и G) фазы. Смешение двухфазной системы с газовой фазой, притекающей из зоны с более высоким давлением, протекает по линии, соединяющей составы газа G, (притекающего из зоны с более высоким давлением) и жидкости Lj (находящейся в зоне более низкого давления). Состав смеси определяется точкой на этой линии, отстоящей от точек G, и прямо пропорционально соотношению масс (или молей) газовой и жидкой фаз. Нода, проходящая через эту точку, определяет составы фаз новой смеси, а именно: концы под на линии насыщенных паров определяют состав газа и на линии насыщенной жидкости - состав жидкости. При том положении под, которое показано на рис. 3.9, б, разделение новой смеси на фазы происходит так же, как и до смешения с очередной порцией газа. Поэтому меняется состав смеси (за счет увеличения массы жидкости) при неизменных составах фаз. Этот процесс продолжается до тех пор, пока состав смеси не становится равным составу жидкой фазы (точка Lj), и смесь переходит в однофазное состояние. Естественно, что такое состояние в реальных условиях призабойных зон скважин недостижимо, поскольку возникающая (при определенных значениях конденсато-насыщенности) фильтрация жидкой фазы обеспечивает уменьшение в смеси не только газовой, но и жидкой фазы. Несколько иной характер изменения состава смеси при смешении ее с газовой фазой отмечается в том случае, если ноды располагаются так, как это показано на рис. 3.9, в. В этом случае при смешении отмечается постепенное приближение состава смеси к составу жидкости при меньшем значении давления. Возможны также и другие варианты изменения составов смеси и фаз в зависимости от характера распределения под в области двухфазного состояния системы.

Влияние процесса накопления ретроградного конденсата на продуктивность газоконденсатных скважин

Снижение продуктивности газоконденсатных скважин из-за накопления у их забоя конденсата обусловливается действием двух основных факторов. Первый из них, и основной, связан с увеличением насыщенности пористой среды жидкой углеводородной фазой и уменьшением фазовой проницаемости ее по газу в зоне пласта у скважины. Уменьшение фазовой проницаемости по газу в этой зоне (где возникает основное газогидродинамическое сопротивление потоку флюидов) резко снижает продуктивность скважины как по газу, так и по конденсату, поскольку в газовую фазу поступает большое количество конденсата. Этот фактор отражается в увеличении вязкостных составляющих фильтрационного сопротивления. Выше уже описывалось (см. рис. 3.4), каким образом увеличение насыщенности

коллектора жидкостью приводит к уменьшению фазовой проницаемости его для газа.

Не менее важным, на наш взгляд, при выпадении конденсата в пористой среде представляется изменение структуры потоков флюидов в микромасштабе этой Среды и возникающее при этом увеличение инерционных составляющих фильтрационных сопротивлений. Известно, что фазовые проницаемости являются, во-первых, характеристиками, усредненными в масштабе пористой среды, с размерами от нескольких сантиметров до нескольких метров и поэтому учитывак5т процессы, протекающие в микромасштабе пористой среды только опосредованным образом. Во-вторых, в понятие фазовых проницаемостей включаются только вязкостные составляющие фильтрационных сопротивлений и не учитываются инерционные составляющие.

Инерционный эффект - основная причина отклонения от линейного закона Дарси. Существенными факторами, определяющими проявление инерционного эффекта при фильтрации газов и жидкостей в пористых средах, являются пористость, проницаемость, извилистость, геометрия пористого пространства и его неоднородность. Наиболее известный нелинейный закон фильтрации флюидов в пористых средах - несомненно, закон Форхгеймера, который для случая одномерного течения может быть представлен в виде

- dp/di = p/Av-1-Ppv,

где р - давление; р - вязкость флюида; к - проницаемость среды; v - скорость фильтрации; Р - коэффициент инерционных сопротивлений; р - плотность флюида.

Для многофазного течения обобщенное уравнение Форхгеймера было представлено Т. Schulenberg и V. Muller в виде

-dp„/di-p„/A„v„ + P„p„vl.

где а - обозначает а-фазу.

Многочисленные корреляции для коэффициента инерционных сопротивлений проводились как у нас в стране, так и за рубежом. При этом предлагались корреляционные зависимости между коэффициентами р, а также различными комплексами, включающими его, с одной стороны, и пористостью и проницаемостью, с другой стороны. Корреляции D. Cornell и D.L. Katz (рис. 3,10, а) и R.D. Evans, C.S. Hudson, J.E. Greenlee (рис. 3,10, б) одни из таких. В отличие от этих зависимостей при появлении в пористых средах второй фазы возникает необходимость учитывать насыщенность этой фазы. Это вызывается очень большим изменением коэффициентов инерционных сопротивлений. В качестве примера на рис. 3.11 представлены результаты экспериментальных исследований М.Н. Al-Rumhy and M.Z. Kalam влияния насыщенности жидкостью на инерционные сопротивления в первоначально газонасыщенных коллекторах. Для нескольких различных по свойствам образцов пористой среды на данном рисунке представлены зависимости приведенного коэффициента инерционных сопротивлений (соотношение коэффициентов инерционных сопротивлений при двухфазном и однофазном насыщении среды) от насыщенности среды жидкостью. Как видно из рисунка, для всех использованных в опытах образцов характерно значительное (на один-два порядка) увеличение инерци-

100 к„,10-"м

ЗЕ+07 :

ЗЕ+Об

10 100 кар,10"м

Рис. 3.10. Корреляция между параметрами Р./т (а), р. (б) п коэффициентом проппцаемости

онных сопротивлений с увеличением насыщенности от О до 50 - 60%. При этом определенное влияние на прирост инерционных сопротивлений оказывает эффект Клинкерберга - проскальзывание газа (данные с поправкой на эффект показаны прерывистыми линиями) у поверхности скелета породы. Интересен факт уменьшения инерционных сопротивлений за счет