Выделение интервалов притока в скважину газоконденсата

Последнее сообщение
Ded 34 12
Мар 09

Здравствуйте коллеги! Пару недель наблюдал за вашим форумом - впечатления самые лучшие, надеюсь найти здесь помощь.

Вопрос такой: какие значения коэф. Джоуля-Томпсона характерны для газоконденсата (подскажите хотябы отрицательные или положительные)?

По опыту ПГИ знаю что конденсат при дросселировании в пласте охлаждается, и кривая термометрии зарегистрированная напротив интервала перфорации скважины работающей конденсатом более плавная и монотонная, чем кривая термометрии напротив газового пласта.
А вот Заказчик к сожалению этого не знаетsad.gif и утверждает (дословно): "Так как газоконденсат является жидкостью - при его дросселировании напротив перфорации должен отмечаться разогрев". Очень хочется Ткнуть его носом в какую-нибудь умную книгу и доказать что он не прав. mad.gif

lemon 133 13
Мар 09 #1

Ded пишет:

Здравствуйте коллеги! Пару недель наблюдал за вашим форумом - впечатления самые лучшие, надеюсь найти здесь помощь.

Вопрос такой: какие значения коэф. Джоуля-Томпсона характерны для газоконденсата (подскажите хотябы отрицательные или положительные)?

По опыту ПГИ знаю что конденсат при дросселировании в пласте охлаждается, и кривая термометрии зарегистрированная напротив интервала перфорации скважины работающей конденсатом более плавная и монотонная, чем кривая термометрии напротив газового пласта.
А вот Заказчик к сожалению этого не знаетsad.gif и утверждает (дословно): "Так как газоконденсат является жидкостью - при его дросселировании напротив перфорации должен отмечаться разогрев". Очень хочется Ткнуть его носом в какую-нибудь умную книгу и доказать что он не прав. mad.gif


Мне кажется, что тут ничего не понимают ни заказачик, ни подрадчик. Газоконденсат находится в пласте в газообразном состоянии. При снижении пластового давления мизерная часть конденсат выпадает в виде жидкости на забое и призабойной зоне, но ее настолько мало, что повлиять на общий коэф-т Д.Т. (жидкость+газ) никак не может. Коэффициент Д.-Т. зависит от состава газа. Естественно, что состав "сухого" газа и газоконденсатного сильно отличаются. Для "сухого" сеноманского газа коэффициент Д.-Т. можно принять -0,2 градуса на 1 атм депрессии (т.е. если у тебя депрессия на скважине 5 атм, то температура изменится на -1 градус от начальной). Для валанжинского г/к газа этот коэффициент примерно
-0,10 (максимум -0,15 градуса на 1 атм депресии). Т.е. при той же депресии 5 атм на валанжинский пласт падение температура составит всего лишь -0,5 градусов от начальной.

К вечеру посмотрю литературу - может найду че-нить убедительное...

lemon 133 13
Мар 09 #2

Комментарий к предыдущему сообщению.

Когда я говорил, что коэффициент Д.-Т. равен - 0,2 град/атм, я имел ввиду, что он уменьшает температуру по сравнению с начальной. Если подходить к определению коэффициента Д.-Т. формально (т.е. deltaT = e*deltaP), то коэффциент будет с положительным знаком (газ охлаждается).

Ded 34 12
Мар 09 #3

<Газоконденсат находится в пласте в газообразном состоянии. При снижении пластового давления мизерная часть конденсат выпадает в виде жидкости на забое и призабойной зоне>

Хотелось бы получить ссылку на литературу - где подробно описывается этот процесс.

Ded 34 12
Мар 09 #4

Я сам работал только с сеноманом, о валанжинских газах представление имею смутное, по 3-5 разведкам. Объясни плз, как это так - при снижении пластового давления мизерная часть конденсат выпадает в виде жидкости на забое и призабойной зоне - а в пласте (в пластовых условиях) эти тяжелые фракции (которые выпадают в виде конденсата) находятся в газообразном состоянии???

lemon 133 13
Мар 09 #5

Ded пишет:

Я сам работал только с сеноманом, о валанжинских газах представление имею смутное, по 3-5 разведкам. Объясни плз, как это так - при снижении пластового давления мизерная часть конденсат выпадает в виде жидкости на забое и призабойной зоне - а в пласте (в пластовых условиях) эти тяжелые фракции (которые выпадают в виде конденсата) находятся в газообразном состоянии???


Конденсат (или все фракции выше пентана С5) находятся в пласте в растворенном газообразном состоянии. При падении давления в ходе разработки некоторая часть (начиная с самых тяжелых УВ) превращается в жидкость и выпадает в пласте. Но даже при самом максимально возможном падении пластового давления, кол-во выпавших в пласте жидких УВ не превышает 4-5 % порового прост-ва. Выпавший конденсат практически неподвижен, кроме призабойной зоне, где он выносится большими скоростями потока газа. Но все равно преобладающей фильтрующиейся фазой будет газ.

Ded 34 12
Мар 09 #6

ОК, большое спасибо за то что внес ясность!

Гоша 1197 15
Мар 09 #7

lemon пишет:

Коэффициент Д.-Т. зависит от состава газа.


Меняется он и от условий - давление/температура (проверяли расчетом в Pipesim).
Т.е. при пластовых условиях значение одно, а в стволе скважины и трубах - другое.

lemon 133 13
Мар 09 #8

Гоша пишет:

Меняется он и от условий - давление/температура (проверяли расчетом в Pipesim).
Т.е. при пластовых условиях значение одно, а в стволе скважины и трубах - другое.


Верно, особенно от начальных значений давления и температуры.

Ded 34 12
Мар 09 #9

lemon, а по литературе на эту тему пока глухо? есть ссылки какие-нибудь??

geoscientist 21 12
Фев 10 #11

lemon пишет:

Мне кажется, что тут ничего не понимают ни заказачик, ни подрадчик. Газоконденсат находится в пласте в газообразном состоянии. При снижении пластового давления мизерная часть конденсат выпадает в виде жидкости на забое и призабойной зоне, но ее настолько мало, что повлиять на общий коэф-т Д.Т. (жидкость+газ) никак не может. Коэффициент Д.-Т. зависит от состава газа. Естественно, что состав "сухого" газа и газоконденсатного сильно отличаются. Для "сухого" сеноманского газа коэффициент Д.-Т. можно принять -0,2 градуса на 1 атм депрессии (т.е. если у тебя депрессия на скважине 5 атм, то температура изменится на -1 градус от начальной). Для валанжинского г/к газа этот коэффициент примерно
-0,10 (максимум -0,15 градуса на 1 атм депресии). Т.е. при той же депресии 5 атм на валанжинский пласт падение температура составит всего лишь -0,5 градусов от начальной.

К вечеру посмотрю литературу - может найду че-нить убедительное...


Lemon и Ded, есть еще и такое что при Рпласт>496 атм будет положительная аномалия, а не охлаждение. Убедился в этом обработав данные ГИСк в газоконденсатном резервуаре.

lemon 133 13
Фев 10 #12

geoscientist пишет:

Lemon и Ded, есть еще и такое что при Рпласт>496 атм будет положительная аномалия, а не охлаждение. Убедился в этом обработав данные ГИСк в газоконденсатном резервуаре.

Это известный факт. Для каждого газа есть точка инверсии, когда коэффициент меняет знак с отрицательного на положительный. Как правило, это точка соотвествует большим давлениям и температурам. Скорее, у вас именно этот случай (ачимовка?).

geoscientist 21 12
Фев 10 #13

lemon пишет:

Это известный факт. Для каждого газа есть точка инверсии, когда коэффициент меняет знак с отрицательного на положительный. Как правило, это точка соотвествует большим давлениям и температурам. Скорее, у вас именно этот случай (ачимовка?).


Диапазон Р в остановленной скв-не 522-549 атм, диапазон Т - 95-97 град, глубина больше 5000 м (не ачимовка, в соседней стране). Конденсат, на сколько я знаю, это смесь всевозможных газов, причем пропорции могут быть разными, ну и как определить эту точку инверсии?

lemon 133 13
Фев 10 #14

geoscientist пишет:

Диапазон Р в остановленной скв-не 522-549 атм, диапазон Т - 95-97 град, глубина больше 5000 м (не ачимовка, в соседней стране). Конденсат, на сколько я знаю, это смесь всевозможных газов, причем пропорции могут быть разными, ну и как определить эту точку инверсии?

На рисунке линия инверсии показана вертикальным пунктиром. Надо знать приведенные давления и температуры TR и PR. Например, если у тебя газ состоит из 100% метана с критическими параметрами Ркр = 48,7 атм и Ткр = 191 К, то при твоем давлении PR = Рпл/Ркр = 549/48.7 = 11.3 и TR = (273+97)/191 = 1.93. По графику видно, что точка, соотвествующая пластовым условиям, лежит правее линии инверсии. Т.е. при снижении давления на забое газ сначала будет нагреваться, пока не достигнет точки инверсии (на графике примерно PR = 9, т.е. 9*48.7 = 438.3 атм). При дальнейшем снижении давления на забое газ начнет, наоборот, охлаждаться. Если состав твоего газа известен, то Ркр и Ткр можно найти без труда.
Удачи!New_Picture.jpg

geoscientist 21 12
Фев 10 #15

lemon пишет:

На рисунке линия инверсии показана вертикальным пунктиром. Надо знать приведенные давления и температуры TR и PR. Например, если у тебя газ состоит из 100% метана с критическими параметрами Ркр = 48,7 атм и Ткр = 191 К, то при твоем давлении PR = Рпл/Ркр = 549/48.7 = 11.3 и TR = (273+97)/191 = 1.93. По графику видно, что точка, соотвествующая пластовым условиям, лежит правее линии инверсии. Т.е. при снижении давления на забое газ сначала будет нагреваться, пока не достигнет точки инверсии (на графике примерно PR = 9, т.е. 9*48.7 = 438.3 атм). При дальнейшем снижении давления на забое газ начнет, наоборот, охлаждаться. Если состав твоего газа известен, то Ркр и Ткр можно найти без труда.
Удачи!


благодарю.

IRKin 215 11
Авг 12 #16

 

Доброго дня! Попыталсь сверить на сходимость рез-ты, полученные по  этой номограмме с реальными замерами, почему то не сходится.Может я что то делаю неправильно или для каждого состава газа будет своя индивидуальная номограмма? Картинку прикладываю.Рпл ниже Ркон.Ркр=47ата,Ткр=201КРзам пл=223, Тзам= 76С.

 По расчетам получается  точка инверсии=9, следовательно после остановки скважины с ростом давления до 423, температура должна расти, после чего должна понижаться. По факту растет до 208, потом падает...

valer 441 9
Авг 12 #17

А где находится манометр относительно пласта?

IRKin 215 11
Авг 12 #18

недоспуск 84м

valer 441 9
Авг 12 #19

Больше похоже на то, что при работе  манометр нагревался за счёт прохождения тёплого газа, причём за счёт того, что манометр перекрывает часть пространства, имеет место дроссель-эффект и температура манометра чуть ниже, чем газа. После остановки скважины дроссель эффект исчезает, манометр разогревается до температуры газа в НКТ. А затем происходит охлаждение НКТ и соответственно манометра. Похоже? 

IRKin 215 11
Авг 12 #20

Похоже

Rhino 532 12
Сен 12 #21

Читайте Тарека Ахмеда, или хотя бы Брусиловского. Читать внимательно надо: Фазовые диаграммы (газоконденсатные характеристики), ретроградная конденсация, ретроградное испарение, насыщенная газоконденсатная система, недонасыщенная газоконденсатная система, зависимость физико-химических свойств свойств системы от компонетно-фракционного состава. И еще - система с одним и тем же к-ф составом, но при различных условиях может являться как нефтяной, так и газоконденсатной. Отличия систем нефтяных от г/к надеюсь, Вы знаете. если нет - посмотреть можно там же. 

 

Rhino 532 12
Сен 12 #22

и еще, надо жестко понимать разницу свойств систем нефтяных и г/к. а именно, что такое Р нач. конд., Р насыщения, Рточки росы, Ркр, Ткр, и чем особенны области ретроградных явлений (инверсий) (на фазовых диаграммах, например). 

Go to top