Скачиваний:
239
Добавлен:
27.01.2017
Размер:
1.66 Mб
Скачать

3

ГЛАВА

ПРОЦЕССЫ ПЕРЕНОСА ГАЗА

ИГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СИСТЕМ

ВПОРИСТЫХ СРЕДАХ

3.1.ЗАКОНЫ ФИЛЬТРАЦИИ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

Фильтрацию природных газов традиционно изучают на основе двучленного закона фильтрации [12]

 

 

+ b | v | v = − p,

(3.1)

àv

ãäå v – вектор скорости фильтрации; à, b – коэффициенты фильтрационного сопротивления.

При малых скоростях квадратичным членом в уравнении (3.1) можно пренебречь. Тогда оно переходит в закон Дарси

àv = − p,

(3.2)

так, что становится ясным смысл коэффициента à = µ/k. Квадратичный член в уравнении (3.1) обусловлен инерционными сопротивлениями при движении газа через систему поровых каналов. Кроме того, в некоторых случаях фильтрация газа описывается законом с начальным градиентом давления [12]:

 

 

k

 

 

2G

 

 

 

2

 

 

 

 

 

 

 

 

v =

 

p 1

 

 

 

,

| p

| > G;

(3.3)

 

2

 

 

 

µ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

| p

|

 

 

 

 

v = 0, | p| < G,

ãäå G – модуль начального градиента давления.

Закон (3.3) выполняется при фильтрации газа в глинизированных и карбонатных породах в присутствии остаточной насыщенности порового пространства жидкостью. Исследования показали, что значение G зависит от проницаемости, пористости, внутрипорового давления, эффективного напряжения в скелете породы, остаточной насыщенности жидкостью. При малых давлениях нелинейность закона фильтрации может быть связана с проскальзыванием газа относительно стенок поровых каналов (эффект Клинкенберга).

В 1901 г. Форхгеймер, ссылаясь на исследования Мазони, рекомендовал выражать зависимость градиента давления от скорости (при больших градиентах) формулой вида (3.1):

232

p/∆l = au + bu2,

(3.4)

ãäå à è b – эмпирические коэффициенты. Будем считать выражение (3.4) моделью 1.

Однако ученый отметил, что еще лучше зависимость ∆ð îò è будет выражать трехчленным законом (модель 2)

p/∆l = au + bu2 + cu3,

(3.5)

ãäå ñ – эмпирический коэффициент.

Для проверки этого положения были обработаны индикаторные диаграммы некоторых скважин Уренгойского месторождения. Обработка проведена следующим образом. По начальному участку, содержащему 50–60 % точек измерения ∆ð2(Q), методом наименьших квадратов рассчитывали коэффициенты à, b è ñ для обеих моделей и процент ошибки описания начального участка этими моделями. На оставшиеся точки измерений выполняли прогнозирование с помощью моделей 1 и 2, а также рассчитывали ошибку прогноза. Сравнивая ошибки обучения и прогноза, полученные по моделям 1 и 2, можно судить о том, какая модель лучше описывает индикаторную кривую.

Как следует из табл. 3.1, в которой приведены результаты обработки изложенным методом, в качестве аппроксимирующих обе модели достаточно хорошо описывают индикаторную кривую и с практически одинаковыми ошибками. Однако для прогноза модель 2 дает результаты значительно точнее, чем модель 1.

Были обработаны лабораторные данные по зависимости расхода газа от ∆ð2 в пористой среде с разным процентным содержанием глины, кварцевого песка и при различной водонасыщенности. Для выбора вида модели применяли метод структурной минимизации риска, заключающийся в следующем. Предположим, что в некоторой среде, которая характеризуется плотностью распределения вероятности Ð(õ), случайно и независимо появляются ситуации õ. В этой среде работает преобразователь, который каждому значению õ ставит в соответствие число ó, полученное в результате реализации случайного испытания, согласно закону Ð(ó/õ). Ни свойства среды Ð(õ), ни закон Ð(ó/õ) не известны. Однако известно, что существует регрессия ó = ó(õ).

Требуется по случайной независимой выборке пар õ1, ó1, … ; õl, yl восстановить регрессию, т.е. в классе функции F(x, α) отыскать функцию F(x, α ), наиболее близкую к регрессии ó(õ).

Таким образом, задача сводится к минимизации функционала

 

 

 

I(α) = [y F(x, α)]2 P(y/x)P(x)dxdy,

 

(3.6)

или в условиях, когда не известна плотность Ð(z), íî

заданы функция двух пе-

 

 

 

 

 

Ò à á ë è ö à

3.1

 

 

 

 

 

Результаты обработки индикаторных кривых скважин

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Номер

Число точек в обуче-

Ошибка обучения, %

Число точек прогноза

Ошибка прогноза, %

скважины

 

íèè

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1

 

2

1

 

2

 

1

2

1

2

56

11

 

11

1,2

 

0,7

 

9

9

14

8

95

13

 

13

1,1

 

0,9

 

8

8

13

0,7

146

9

 

9

1,1

 

0,8

 

8

8

20

3

115

10

 

10

1

 

0,3

 

11

11

14

1,5

208

9

 

9

0,9

 

0,4

 

10

10

6

3

217

9

 

9

1,5

 

0,5

 

8

8

11

1,3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

233

ременных Q(z, α) – функция потерь и случайная независимая выборка z1, z2, … , zl объема l,

I(α) = Q(z, α)P(z)dz.

(3.7)

Эта задача называется задачей минимизации среднего риска по эмпирическим данным.

Проведенный анализ показывает, что справедливость трехчленного закона обусловливается не улучшением аппроксимации зависимости ∆ð/l за счет увеличения числа эмпирических коэффициентов, а физическими особенностями процесса фильтрации. Так, для одночленного закона характерно определяющее влияние вязкости, для двучленного – вязкости, инерции или массообмена; трехчленный закон связан с неравновесностью фильтрационного потока. Известно, что неравновесность определяет явление гистерезиса расхода, поэтому дискриминирующим эксперимента является проверка гистерезиса при фильтрации исследуемой системы. Эксперименты показали, что во всех случаях указанное соответствие выполняется.

Свойство неравновесности фильтрационного потока можно использовать в целях улучшения технологических показателей добычи газа. Например, по аналогии с фильтрацией полимерных растворов может быть эффективной периодическая эксплуатация газовых или газоконденсатных скважин.

Соотношения (3.1)–(3.3) можно рассматривать как зависимости, аппроксимирующие экспериментальные данные, и соответствующим образом трактовать входящие в них параметры как регрессионные коэффициенты. В этом смысле с расчетной точки зрения особых трудностей при описании фильтрационных течений газа не возникает. Вообще говоря, возможны и другие виды аппроксимации нелинейных законов аналогично тому, как это делается при изу- чении фильтрации нефти, например, в виде степенной зависимости между перепадом давления и скоростью фильтрации. Использование соотношения (3.1) обусловливается удобством его применения при проведении расчетов.

Важнее качественная определенность фильтрационного потока. Здесь надо иметь в виду два принципиальных обстоятельства. Для целей разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений существенно определение причин, обусловливающих тот или иной закон, поскольку только при этом условии возможна правильная организация технологических мероприятий. Зависимости (3.1)–(3.3) являются равновесными и устанавливают связь между установившимися значениями v è ð. В то же время исследуемый процесс может иметь неравновесный характер, время релаксации которого значительно превышает время наблюдения. В этом случае обнаруженная в эксперименте связь между v è ð носит фиктивный характер и в зависимости от условий проведения экспериментов может иметь любой вид. Таким образом, выяснение физико-химических причин, определяющих фильтрацию природных газов, имеет непосредственное значение для получения как количественных, так и качественных выводов.

Одна из наиболее распространенных гипотез, объясняющих нарушение линейного закона фильтрации (3.2), заключается в том, что при увеличении скорости вследствие хаотического движения в пористой среде возникают инерционные сопротивления, обусловливающие справедливость закона (3.1). Отметим, что предлагались и другие виды нелинейных зависимостей, например v( ð). При этом предполагается, что режим движения может быть ламинарным и турбулентным. В некоторых случаях нарушение линейного закона фильтра-

234

ции связывают непосредственно с турбулизацией потока. На основании этого осуществлялись неоднократные попытки, по аналогии с трубной гидравликой, связать нарушение линейного закона фильтрации с критическим значением числа Рейнольдса. Предлагались различные модификации этого параметра применительно к условиям пористой среды. Тем не менее, сильный разброс критических значений Rе (часто на порядок и более) не позволяет сделать определенного заключения о причинах нарушения линейного закона фильтрации.

Таким образом, можно сделать вывод, что механическое взаимодействие фильтрационного потока с пористой средой не является единственным определяющим фактором: на движение жидкости влияют также физико-химические факторы.

Рассмотрим результаты экспериментальных исследований, методика проведения которых заключается в следующем. Колонку, после ее заполнения испытуемой пористой средой, соединяли с контейнером, который, в свою очередь, связан с баллоном высокого давления. Через пористую среду пропускали газ или воздух (на каждом режиме более 100 объемов пор). Пористую среду составляли из смеси кварцевого песка с глиной и чистого кварцевого песка. Из данных экспериментов следовало, что при фильтрации как воздуха, так и газа через пористую среду, составленную из кварцевого песка с проницаемостью 20 мкм2, зависимость между ∆ð2 и Q подчиняется линейному закону фильтрации.

При добавлении глины в кварцевый песок указанная зависимость нелинейна и состоит из двух характерных участков, причем с увеличением содержания глины в песке характерные участки изменяются. На рис. 3.1 видно, что при фиксированном значении ∆ð2 объемный дебит газа больше, чем дебит воздуха. Это можно объяснить взаимодействием между фильтрующимися фазами и глиной, в частности сорбционным эффектом.

В определенных условиях при фильтрации газа проявляется начальный градиент давления. Характерными являются опыты на искусственной модели пористой среды (смесь кварцевого песка и монтмориллонитовой глины) при прокачке через нее воздуха.

Опыты показали (рис. 3.2), что предельный градиент действительно существует, поскольку до достижения порогового значения разности давлений, зависящего от содержания глины и воды, движение газа не происходило. В контрольных опытах, когда при том же содержании воды (40 %) глину заменяли маршаллитом, порога перепада давлений обнаружено не было и фильтрация газа подчинялась закону Дарси.

Рассмотрим одно из возможных объяснений нелинейного эффекта. Такие эффекты могут возникать при движении газа в пористой среде, содержащей некоторое количество не участвующей в основном движении жидкости в виде слоев, обволакивающих частицы пористой среды и перекрывающих (частично или полностью) поровые каналы. При достаточно больших градиентах давления должна начинаться перестройка этих слоев, сопровождающаяся изменением гидродинамического сопротивления пористой среды. В результате естественно ожидать непропорционально быстрого увеличения расхода фильтрующегося газа при росте перепада давления, т.е. закон фильтрации газа в среде, которая содержит слои связанной жидкости, обладающие упругостью, будет иметь вид, характерный для псевдопластичных неньютоновских жидкостей.

В частности, если начальное содержание связанной жидкости настолько велико, что все поровые каналы в начальном состоянии перекрыты, то движение прокачиваемого извне газа, как предполагается, начнется только после то-

235

Рис. 3.1. Зависимость Q îò ∆ð2/Q при фильтрации воздуха (à) è ãàçà (á) через пористую среду

го, как слои связанной воды будут частично прорваны. В связи с этим в таких условиях возможно появление предельного (начального) градиента для фильтрации газа. Это может происходить при фильтрации газа в глинизированных породах, содержащих остаточную воду, поскольку вода образует с частицами глины коллоидный раствор, который обладает некоторой устойчивостью на сдвиг.

Значение предельного градиента должно зависеть от абсолютного давления, так как помимо подвижного газа в пласте в тупиках пор содержится защемленный газ в виде несообщающихся газовых пузырьков. При увеличении давления эти пузырьки снижаются, в результате чего изменяется положение жидких пленок, уменьшающее сопротивление. Поэтому предельный градиент давления ð/l должен уменьшаться при увеличении давления, а с уменьшени-

236

Рис. 3.2. Зависимость Q îò ∆ð2 при фильт-

Ðèñ. 3.3. Зависимость Q îò ∆ð2 при фильтра-

рации воздуха через глинизированную по-

ции газа через пористую среду:

ристую среду с отстаточной водой:

1 – без остаточной нефти; 2 – 30 % малоактив-

1 – 75 % песка + 25 % глины, 40 % воды; 2

ной остаточной нефти; 3 – 30 % высокоактив-

70 % песка + 30 % глины, 40 % остаточной

ной остаточной нефти

âîäû

 

ем давления снова возрастать. Однако такое восстановление может быть неполным вследствие возможных необратимых перестроек распределения фаз в пористом пространстве под действием приложенного градиента.

Одной из причин, вызывающих нелинейность фильтрационного закона, может служить эффект гистерезиса угла смачивания. Существенное влияние на фильтрацию газа оказывают наличие и свойства присутствующей в пористой среде жидкости. В этом отношении характерны результаты опытов по изучению фильтрации природного газа через пористую среду, состоящую из 20 % кварцевого песка, 20 % кальцитовой и 40 % кварцевой пыли и 20 % глины (рис. 3.3). В отсутствие жидкости фильтрация происходит в соответствии с законом Дарси.

При наличии же в пористой среде определенного количества углеводородной жидкости (нефти) линейная зависимость Q = Q(∆ð2) нарушается и проявляются нелинейные эффекты, существенно зависящие от физико-химических свойств используемой остаточной нефти. Как следует из сопоставления кривых 2 è 3 на рис. 3.3, сопротивление движению газа больше в среде, содержащей высокоактивную нефть.

Отмеченное явление связано с устойчивостью взаимодействия нефти с твердой поверхностью и высыханием глины при контактировании с полярными компонентами, содержащимися в углеводородной жидкости. Чем больше концентрация полярных веществ в нефти, т.е. чем больше активность нефти, тем прочнее ее связь с твердой поверхностью и тем труднее происходит отрыв пленки нефти от твердой поверхности. Это объясняется тем, что полярные компоненты нефти, адсорбируясь на твердой поверхности, особенно на поверхности глинистой частицы, сильно снижают поверхностное натяжение на контакте твердого тела с нефтью, чем и вызывается увеличение краевого угла сма- чивания. На основании этого прочность связи высокоактивной нефти с твердой поверхностью оказывается больше. По всей вероятности, этими явлениями можно объяснить увеличение нелинейных эффектов при фильтрации газа через глинизированную среду, содержащую высокоактивную нефть.

237

Как видно, во всех случаях, исключая отсутствие нефти, закон фильтрации газа нелинейный, при этом проявляется начальный градиент давления.

Последний факт можно объяснить следующим образом: если углеводородная жидкость содержит полярное вещество, то на твердой поверхности образуется слой жидкости, обладающей аномальными свойствами. В этом слое, как и в гидратном (набухшие глинистые частицы), начинается сдвиг, и он приобретает большую вязкость. Чтобы при таком слое происходила фильтрация жидкостей или газа, необходимо создать определенный перепад давления, который будет тем больше, чем больше содержится глинистых частиц. Очевидно, при фильтрации газа через глинизированную пористую среду, содержащую остаточ- ную нефть, последняя, удерживаемая поверхностью твердых частиц породы, препятствует возникновению явлений фильтрации. При увеличении градиента давления до некоторого значения, называемого начальным (∆ð0), под воздействием разности давлений пробки связанной нефти разрушаются и начинается фильтрация. В дальнейшем с увеличением перепада давления непропорционально быстро увеличивается расход фильтрующегося газа вследствие перестройки слоев, сопровождающейся изменением сопротивления пористой среды.

В тех же условиях при использовании керосина взамен нефти (см. рис. 3.3, кривая 1) закон фильтрации для газа становится линейным. Следует отметить, что линейная зависимость Q = Q( ð2) сохраняется для любых значений концентрации керосина в пористой среде (в отсутствие остаточной воды). Это объясняется тем, что неполярная жидкость (керосин) около самой границы твердой поверхности сохраняет свою подвижность. По этой причине она легко смывается с твердой поверхности, и фильтрация газа происходит по линейному закону Дарси.

Если в пористой среде присутствуют одновременно нефть и вода, то нелинейные эффекты проявляются более существенно, что связано, по всей видимости, с дополнительной гидратацией и набуханием глинистых частиц при нали- чии связанной воды.

В связи с разработкой и эксплуатацией газоконденсатных месторождений необходимо рассматривать фильтрацию смесей. Обычно исследования проводят на основе псевдобинарной модели фильтрации. В качестве компонентов принимают стабильный конденсат и газ, каждый из которых переносится в жидком и газообразном состоянии.

При такой постановке фильтрация газоконденсатных систем описывается следующими уравнениями:

 

 

 

div[

 

 

β(p) α(p)

ρ

 

+

 

p ] = −m

[Sβ(p)α(p

 

+ (1 − S)p ];

(3.8)

 

 

 

v

2

12

v

12

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1

1

 

 

t

 

 

 

 

1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ρ1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ρ1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

div v2

β(p)α(p22 + v1

 

 

ρ21V(p)

=

m

 

Sβ(p22

+

(1 − S)

 

ρ21V(p)

.(3.9)

 

ρ

t

ρ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

10

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

10

 

 

Здесь v1, v2 – векторы скорости фильтрации соответственно газовой и жидкой фаз; β(ð), α(ð) – соответственно объемная усадка жидкой фазы и объемное количество газа, растворенного в жидкой фазе в нормальных условиях; ρ12 – плотность газа жидкой фазы в нормальных условиях; m – пористость; t – время; ρ1, ρ10 – соответственно плотность газа газовой фазы в пластовых и нормальных условиях; ρ21, ρ22 – соответственно плотность стабильного конденсата газовой и жидкой фаз; S – насыщенность пористого пространства жидким

238

конденсатом; V(ð) – объемное количество стабильного конденсата в газовой фазе (в нормальных условиях).

Параметры V(ð), β(ð), α(ð), ρ1, ρ10, ρ21, ρ22 определяют как функции давления непосредственно из эксперимента. Для этого ставят специальные опыты на

пробах газоконденсатных систем, взятых из месторождений, с созданием условий истощения в бомбе PVT. Падение давления в бомбе осуществляется контактным (расширение ее объема) и дифференциальным (выпуск газовой фазы из бомбы) способами.

На основе проб, отобранных из бомбы, путем составления соответствующих уравнений баланса масс определяют указанные параметры в зависимости от давления. По уравнениям (3.8) и (3.9) находят распределение давления ð и насыщенность конденсата S в газоконденсатном пласте во времени и в пространстве.

Фильтрацию газоконденсатной системы можно изучать на основе бинарной системы в другой форме. Эта псевдобинарная модель описывается уравнениями

div[v

 

ρ

 

l

 

 

+ v

 

ρ

 

(1

g

 

)] = −m

[Sρ

 

 

l

 

+ (1

S

 

(1

g

 

)];

(3.10)

2

æ

1

 

2

2

 

 

æ

1

2

2

 

 

 

 

 

1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

t

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

div[v

 

ρ

 

l

 

 

+ v

ρ

 

g

 

] = −m

 

[Sρ

 

l

 

 

+ (1

S

 

 

g

 

].

 

 

(3.11)

 

2

1

2

2

2

 

1

2

2

2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1

 

 

 

 

 

t

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Здесь l1, l2 – соответственно массовая концентрация газа и стабильного конденсата в жидкой фазе; ρ1, ρ2 – соответственно плотность газовой и жидкой фаз; g2 – массовое содержание стабильного конденсата в газовой фазе.

Из уравнений (3.10), (3.11) следует, что для нахождения S è ð в газоконденсатных пластах необходимо иметь зависимости l1(ð), l2(ð), g2(ð), ρ1(ð), которые можно получить расчетным путем.

Нетрудно показать, что уравнения (3.10) и (3.11) баланса масс для фильтрации бинарной системы, выраженные через массовые концентрации,

 

l

 

= β(p)α(p)

ρ12

;

 

l

= ρ(p)

ρ12

;

 

(3.12)

 

 

 

 

 

 

 

1

 

 

 

 

 

 

ρ1

 

1

 

 

ρ1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

g

=

 

ρ21V(p)

; ρ

 

=

ρ1

ρ

+ ρ V(p) ,

(3.13)

2

 

ρ

10

+ ρ

21

(p)

 

 

2

 

 

ρ

10

10

21

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

приводятся к уравнениям (3.8), (3.9) баланса массы, выраженным через объемные соотношения.

Следовательно, системы уравнений (3.8), (3.9) и (3.10), (3.11) эквивалентны.

Уравнения в форме (3.8), (3.9) удобно использовать, когда искомые зависимости свойств фаз получены на основании экспериментальных данных, а уравнения в форме (3.10), (3.11) – когда зависимости определены по данным расчета.

Подход к описанию фильтрации газоконденсатных систем, использующий бинарную модель в виде (3.8), (3.9) и (3.10), (3.11), основан на предположении, что фазы в поровых каналах движутся отдельными слоями. Это учитывается использованием проницаемостей для каждой фазы. В частности, предполагается, что при давлении ниже давления начала конденсации выделяющийся из газообразной пластовой системы конденсат сразу же оседает на поверхности поровых каналов. Однако при этом не учитывается, что движение газо-

239

конденсатной системы в пласте сопровождается непрерывным снижением давления в каждом элементарном объеме пласта и выделением жидкой фазы из системы.

По формуле Стокса можно оценить максимальное время существования аэрозоля в статических условиях:

τñ = 9π µ a/(r 2 ρê g),

(3.14)

где µ – вязкость газовой фазы; à — радиус порового канала, см; r — радиус капелек конденсата, см; ρê – плотность конденсата, г/см3.

Нетрудно проверить, что для капелек конденсата размером 10–4 см максимальное время составит десятки секунд, а выделенный объем газоконденсатной системы в призабойной зоне пласта за этот период пройдет несколько метров. Следовательно, если при эксплуатации скважины депрессия составляет 5–6 МПа (что типично, например, для скважин Вуктыльского месторождения), то давление в этом объеме системы может снизиться на доли или единицы мегапаскаля. В связи с этим можно сделать вывод, что, по крайней мере, в призабойной зоне скважин фильтрующаяся газоконденсатная система находится в аэрозольном состоянии.

Правомерность предположения об аэрозольном состоянии газоконденсатных систем подтверждается косвенными результатами исследований. Так, наблюдаемые в опытах различия в проницаемостях пористой среды при фильтрации газоконденсатных систем (нисходящий и восходящий потоки) объяснялись поперечной миграцией частиц дисперсной фазы. При этом предполагалось, что выделяющийся конденсат находится во взвешенном состоянии.

Были выполнены эксперименты для оценки проницаемости пористой среды при фильтрации разных газов: азота, природного газа и газоконденсатной системы с газоконденсатным фактором Ã = 3620 ì33. При этом вязкость и сжимаемость рассчитывали по псевдокритическим параметрам, а состав газа, выходящего из модели пласта, контролировали с помощью хроматографа. Эксперименты проводили в определенной последовательности. Сначала определяли проницаемость для азота при t = 19 °С. Перепады давления на модели изменялись от 0,054 до 0,212 МПа, а абсолютное давление — от 6,7 до 33,4 МПа. Проницаемость во всех случаях оказывалась равной 47±3 мкм2, т.е. при фильтрации азота ни перепад давления, ни абсолютное его значение не влияли на коэффициент проницаемости данной пористой среды.

Затем при t = 14,5 °С оценивали проницаемость при фильтрации природного газа. Перепады давления на модели изменялись от 0,082 до 0,217 МПа, а абсолютное давление – от 3,1 до 25,3 МПа. Коэффициент проницаемости снова оказался равным 47 мкм2. Для контроля была повторно определена проницаемость при давлении 16,7 МПа в начале и в конце серии; результаты получи- лись идентичными.

Далее на той же модели провели серию экспериментов с фильтрацией газоконденсатной системы. Давление начала конденсации при 17 °С было равным 21,6 МПа. Абсолютное давление при экспериментах изменяли от 25,2 до 33,3 МПа.

По мере замещения природного газа в модели пористой среды газоконденсатной системы коэффициент проницаемости уменьшился с 47 мкм2 для природного газа до 35 мкм2 для газоконденсатной системы.

Отметим, что в таких условиях одновременное влияние коэффициентов вязкости и сжимаемости может изменить коэффициент проницаемости не более чем в 1,025 раза.

240

Поскольку, как уже упоминалось, проницаемость практически не зависит от состава газа, остается предположить, что вязкость, рассчитанная по псевдокритическим параметрам на основе закона соответственных состояний и хорошо подтвержденная экспериментальными данными для газовых смесей в вискозиметрах различного типа, в пористой среде на самом деле имеет иное значе- ние. Это может происходить вследствие наличия в газовой фазе конденсата в аэрозольном состоянии.

Исходя из состава газоконденсатной системы массовое содержание Ñì компонентов, способных образовать конденсат, составляет 26,5 %, что соответствует объемному содержанию Ñ0 = 10 %. Если для оценок использовать формулу Эйнштейна µ = µ0(1 + 0,25Ñ), то вязкость на самом деле должна быть на 25 % больше принятой в расчетах. Это соответствует наблюдавшемуся изменению проницаемости пористой среды.

Таким образом, судя по результатам экспериментов, можно сделать вывод о том, что в процессе разработки газоконденсатных залежей, по крайней мере, часть конденсата находится в аэрозольном состоянии. На основании этого при математическом и физическом моделировании фильтрации газоконденсатных систем в пористой среде следует исходить из предположения, что конденсат может быть в двух возможных состояниях при непрерывном массообмене между ними: в аэрозольном и в виде жидкости, осевшей на поверхности поровых каналов или трещин.

Можно отметить аналогию между свойствами фазовых проницаемостей и общими результатами теории протекания, что позволяет расширить возможности моделирования двухфазных нелинейных течений, например, на электриче- ских моделях. То же можно отнести и к проявлению начального градиента давления.

В целях проверки предположения об аэрозольном состоянии газоконденсатных систем было исследовано влияние ультразвуковых колебаний на состояние систем, выпускаемых из бомбы и фильтрующихся в пористой среде. Как известно, воздействие ультразвука на аэрозоли приводит к коагуляции взвешенных частиц жидкости, что обусловливает их быстрое осаждение. Естественно считать, что если фазы разделены, то ультразвук не влияет на состояние газоконденсатной системы, и наоборот, если газоконденсатная система — аэрозоль, то «ультраозвучивание» в какой-то мере должно изменять параметры фильтрации системы.

Для проведения экспериментов использовали систему, составленную из газа и конденсата Вуктыльского месторождения, с давлением максимальной конденсации 5 МПа.

В первой серии экспериментов в бомбе газовая фаза выпускалась с темпом около 3 МПа/ч без озвучивания и после предварительного озвучивания ультразвуком частотой около 1 кГц (использовали ультразвуковой генератор УЗМ-1,5). После озвучивания выход С5+ заметно уменьшился. Полученный результат вполне объясним, если предположить, что капельки конденсата находятся в аэрозольном состоянии.

Для исключения влияния возможной неравномерности выпуска системы из бомбы на результаты экспериментов опыты повторяли с темпом выпуска около 3 МПа/ч. Фракции С5+ после озвучивания вообще не было обнаружено.

Во второй серии экспериментов исследовали влияние ультразвука на фильтрацию газоконденсатной системы через естественный керн, отобранный при бурении одной из скважин Вуктыльского месторождения. Проницаемость керна – 55 мкм2, пористость – 0,3, длина – 30 см.

241

Соседние файлы в папке 2003_МИРЗАДЖАНЗАДЕ А.Хи др.-Основы технологии добычи г