Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов

Подождите немного. Документ загружается.

Рис. 2.15.

Зависимость

потребного

количества

диоксида

углерода

(объемы

пор) и

давления

р от

относительного

увеличения

насыщенности

пласта

жидкой

смесью

выпавшего конденсата при закачке диоксида

углерода

в пласт на различ-

ных этапах разработки месторождения.

По

результатам экспериментов и аналитических исследований показа-

но,

что эффективное применение диоксида

углерода

для закачки в исто-

щенный

газоконденсатный пласт с целью извлечения ранее выпавшего

конденсата возможно на любой стадии истощения ГКМ. На ранней стадии

разработки месторождения, при пластовых давлениях выше давления сме-

симости конденсата и диоксида

углерода

при пластовой температуре, ме-

ханизм вытеснения конденсата

будет

таким же, как в

случае

вытеснения

конденсата углеводородными растворителями. На завершающей стадии

разработки ГКМ, когда пластовое давление ниже давления смешения кон-

денсата и диоксида

углерода,

механизм вытеснения определяется условиями

двухфазной фильтрации, так же как при прокачке обогащенного газа.

Давление смесимости, которое разделяет области одно- и двухфазной

фильтрации, зависит от молярной массы конденсата, насыщенности пласта

этим конденсатом, пластовой температуры и должно находиться экспери-

ментально для конкретной газоконденсатной системы.

2.1.4

Математическое моделирование вытеснения

ретроградного конденсата из пласта

Нами

совместно с П.Г. Бедриковецким расчетным путем получены распре-

деления конденсата по пласту в

ходе

вытеснения газового конденсата ото-

рочкой ШФЛУ в условиях Вуктыльского газоконденсатного месторожде-

ния.

Дана оценка содержания конденсата в характерных областях и ско-

ростей движения флюидов, исследована динамика конденсатоотдачи.

При

описании фильтрации многокомпонентной углеводородной смеси

она представлена в виде тройной системы. Первым (легким) псевдокомпо-

нентом является метан, вторым (промежуточным) — смесь этана, пропана

бутана, третьим (тяжелым) — фракция С

. Предполагаем, что для

трех-

131

компонентной

системы справедлив закон

Амага,

при смешении псевдо-

компонентов

в любых пропорциях сохраняется суммарный объем смеси.

Через С, (/ = 1, 2, 3)

будем

обозначать объемные концентрации ком-

понентов.

Компонентный состав смеси определяется двумя концентрация-

ми,

например С

и С

, поскольку С, + С

-1-Сз= 1. На плоскости (С

, С

)

точки,

соответствующие всем возможным значениям концентраций ком-

понентов

в смесях, заполняют равносторонний прямоугольный треугольник

С,,

, С

(рис.

2.16).

Бинодаль делит этот треугольник на однофазную и

двухфазную

области.

Если

точка (С

, С

), соответствующая компонентному составу смеси,

лежит выше бинодали, то смесь находится в однофазном гомогенном со-

стоянии.

На рис. 2.16, а точка А, соответствующая ШФЛУ в оторочке, и

точка Е, соответствующая

газу,

проталкивающему оторочку по пласту, на-

ходятся в однофазной области. Если точка (С

, С

), соответствующая ком-

понентному составу смеси, лежит ниже бинодали, то смесь находится в

двухфазном состоянии. На рис. 2.16, а двухфазной газоконденсатной смеси

истощенной

до 10 МПа Вуктыльской залежи соответствует точка В. Точки

и N определяют компонентные составы газовой и жидкой фаз. Из усло-

вия,

что объемная концентрация С каждого компонента в фазах взята с

весами, равными их насыщенное -

тям,

следует,

что точки М, N и В

лежат на одной прямой — ноде. Вся

двухфазная область треугольника С,,

, С

покрыта нодами, соединяю-

щими

"равновесные пары" точек М

N — компонентные составы

жидкой и газовой фаз, находящихся

условиях термодинамического

равновесия.

Каждая нода может быть зада-

на

концентрацией любого компо-

нента

в одной из фаз. Будем зада-

вать ноду концентрацией С второго

компонента

в газовой фазе. Величи-

на

С определяет положение точки

на

бинодали. Через а(С) и Р(С) обо-

значим

соответственно тангенс

угла

наклона

ноды абсцисс и ординату

точки пересечения ноды с осью С

Математическая модель фильт-

рации

трехкомпонентной углеводо-

родной системы в пористой среде

является обобщением модели Бак-

лея — Леверетта фильтрации нефти

воды. Аналогично функции Бак-

лея — Леверетта вводим функцию

= U (С

, С), равную объемной

Рис.

2.16. Фазовая

диаграмма

(а)

вуктыль-

ской

газоконденсатной

смеси

и фазовая

плос-

кость

(б)

системы

уравнений

движения

132

пресной воды с некоторыми минералами с их разрушением или набухани-

ем глинистых составляющих и закрытием за счет этого фильтрационных

каналов, а также вследствие переотложения солей кальция, магния, железа

выпадения их из высокоминерализованных вод. К физико-химической

группе причин ухудшения проницаемости ПЗП относятся: увеличение во-

донасыщенности и образование "блокирующей" преграды фильтрации

нефти и газа за счет разницы поверхностных натяжений с пластовыми

флюидами; возникновение капиллярного давления, которое появляется при

проникновении

фильтрата в породу. Основной термохимической причиной

ухудшения проницаемости у забоя скважин в газоконденсатных пластах

является отложение парафина на скелете породы.

Степень поражения призабойной зоны пласта зависит от размеров

зон

кольматации и проникновения промывочной жидкости и состояния в

них коллектора. Процесс фильтрации промывочной жидкости и размеры

зон

кольматации и проникновения, в свою очередь, определяются прежде

всего состоянием и свойствами глинистой корки. От скорости фильтрации

через нее зависят размеры и водонасыщение зоны проникновения, от

фильтрующей способности — параметры и режимы образования зоны

кольматации.

Глинистая корка

Глинистая корка образуется в

результате

разделения твердой и жидкой фаз

промывочной жидкости в процессе ее фильтрации. Формирование глинис-

той корки протекает, в зависимости от соотношения характерных разме-

ров частиц и размеров пор, с преобладанием проникновения твердых час-

тиц в поры коллектора или без заметного их проникновения. В первом

случае

наряду с зоной глинистой корки образуется зона кольматации. Во

втором

случае

формируется только глинистая корка. Размеры глинистой

корки

колеблются от нескольких миллиметров до нескольких сантиметров.

Проблема образования и переформирования глинистых корок широ-

ко

исследовалась как теоретически, так и экспериментально многими ав-

торами. Согласно существующим представлениям, глинистые корки явля-

ются сложной многокомпонентной системой, состоящей в общем

случае

из

твердых частиц различной природы, формы и размеров, жидкой фазы

разного состава и пузырьков газа. Физические свойства глинистых корок

претерпевают существенные изменения при изменении технологических

условий их образования.

Плотность корки может меняться по различным законам, возрастая

по

направлению фильтрации. Многие исследователи отмечают изменения

пористости, прочности, напряжения на сдвиг и

других

технологических

показателей по толщине корки. Типичные буровые растворы формируют

корку с характерной ячеистой структурой. При этом исходный необрабо-

танный буровой раствор образует корку, в которой частицы ориентирова-

ны

по направлению фильтрации, а внутрипоровое пространство характе-

ризуется высокой степенью однородности с преобладанием в

структуре

скелета корки частиц определенного размера. Микроструктура глинистой

корки

существенным образом зависит от химической обработки исходной

промывочной жидкости. Добавками к исходному раствору различных хи-

мических реагентов можно добиться укрупнения частиц в агрегаты с уве-

личением их размеров и усложнением структуры внутрипорового прост-

231

Рис. 2.17.

Распределение

объемных

концентра-

ций

тяжелого

(сплошная

линия)

промежуточ-

ного

(пунктирная

линия)

псевдокомпонентов

по

пласту

ходе

вытеснения

1,0 х

Здесь Q — отношение объема оторочки ШФЛУ к поровому объему

пласта (участка пласта).

На

рис. 2.17 приведена структура зоны вытеснения, дан профиль рас-

пределения концентраций третьего и второго компонентов по пласту в не-

который момент после окончания закачки оторочки. Ось х = О соответст-

вует

нагнетательным скважинам, ось х = 1 — добывающим. Область В

соответствует невозмущенной зоне [формула (2.8)]. Вслед за газом пласто-

вого состава В на добывающие скважины поступает конденсатный вал,

компонентный

состав которого соответствует точке F. На рис. 2.17 зона

движения этого вала также обозначена через F, она описывается формулой

(2.8). Вслед за ШФЛУ (см. рис. 2.17, зона А) за оторочкой приходит про-

талкивающий газ (зона Е, формула (2.6)).

Полученная на основе анализа точного решения структура зоны вы-

теснения подтверждает результаты лабораторных экспериментов. За счет

перехода промежуточных углеводородов из нагнетаемой фазы в жидкую

увеличивается насыщенность жидкой фазы выше предела ее подвижности.

Подвижная жидкая фаза выносится в фильтрационном потоке к добываю-

щим скважинам в конденсатном валу, который формируется перед ото-

рочкой ШФЛУ. В пористой среде за конденсатным валом третий псевдо-

компонент

отсутствует.

Это соответствует полному вытеснению конденса-

та оторочкой ШФЛУ.

Характерные зоны на плоскости (х, t) разделены фронтами, которые

движутся с постоянными скоростями. В данном случае х и t — координаты

объемов. Скорость — это поровый объем, проходимый за время закачки

единичного объема газа. Скоростям фронтов и компонентным составам в

характерных зонах (2.6) — (2.9) можно дать геометрическую интерпрета-

цию (см. рис. 2.16, б]. Поскольку в оторочке и в проталкивающем газе тя-

желый компонент

отсутствует,

точкам Л и Я на плоскости (С

, U

) соответ-

ствует

начало координат С,. Проведем через эту точку прямую U

= С

до

пересечения с кривой U

). Точка пересечения F определит компонент-

ный

состав конденсатогазового вала. Тангенс

угла

наклона прямой равен

скорости фронта оторочки (2.7) и скорости тыла оторочки (2.8) — едини-

це.

Соединим точки F и В. Тангенс

угла

наклона отрезка FB равен скоро-

сти конденсатного вала D.

134

В области перед фронтом оторочки средняя по пласту концентрация

тяжелого компонента рассчитывается по формуле

(t) =

{\/t)-U

(\/t)t.

(2.10)

Для графического определения средней концентрации тяжелого ком-

понента до момента прихода фронта конденсатного вала на добывающие

скважины t < \/D необходимо через точку В на плоскости (С

, U

) провес-

ти прямую с наклоном 1/ t до пересечения с осью абсцисс. Абсцисса точки

пересечения равна

(t).

Расстояние от этой точки до точки С

зв

пропорци-

онально объему отобранного конденсата: С

зв

—

(t).

Текущая конденса-

тоотдача T|(t) определяется по формуле

(2.П)

Для нахождения величины C

(t) после момента прихода конденсатного

вала на добывающие скважины, но до момента прихода фронта оторочки

1/D<f<l прямую с наклоном \/1 надо провести через точку F (см.

рис.

2.16).

После прихода фронта оторочки C

[t) = 0.

На

рис. 2.18 показана динамика роста текущей конденсатоотдачи на

стадии невозмущенной зоны и конденсатного вала. Полное извлечение

конденсата (TI = 1) достигается в момент подхода фронта оторочки к до-

бывающим скважинам, т.е. после прокачки одного порового объема.

На

стадиях невозмущенной зоны и конденсатного вала конденсатоот-

дача линейно возрастает с ростом времени t. Поскольку при t = 0 г| = 0, а

при

t = 1 г\ = 1, график T|(f) однозначно определяется значениями 1/йи

T|(l/D).

Ниже приведены результаты расчетов этих величин для различных

значений начальной насыщенности пласта жидкой фазой S

. Необходи-

мость таких расчетов связана с тем, что прямые данные о насыщенности

жидкой фазой порового пространства на опытном участке Вуктыльско-

го месторождения

отсутствуют.

Текущая конденсатоотдача т) в момент 1/D подхода конденсатного вала к добывающим

скважинам

для различных насыщенностей S

коллектора Вуктыльской залежи жидкой фазой

при

нагнетании в пласт оторочки ШФЛУ:

0,1 0,125 0,2 0,3

1/D 0,82 0,77 0,63 0,44

т\

(1/D) 0,33 0,31 0,27 0,26

Из

приведенных данных видно, что с увеличением S

конденсатный

вал придет на добывающие скважины быстрее, зона вала расширится; доля

конденсата, добываемого на стадии вала, увеличится.

Очевидно, что на первом этапе опытной закачки не

могут

быть полу-

чены высокие технико-экономические показатели.

1,0

Рис.

2.18.

Динамика

конденсатоотдачи

ходе

вы-

теснения

--"•

I/DI,O

135

Таблица

2.5

Показатели

процесса

вытеснения

конденсата

на

опытном

участке

Вуктыльского

ГКМ

Вариант расчета

Оторочка ШФЛУ

= 12,5 %

= 27 %

Обогащенный

газ

= 12,5 %

= 27 %

Время,

сут

145

205

145

205

370

1100

370

1100

Накопленный

объем

закачки

всего,

объемы

пор

0,25

0,75

1,00

0,25

0,75

1,00

0,25

1,00

3,00

0,25

1,00

3,00

том

числе

ШФЛУ,

тыс.

24,8

—

24,8

—

газа

сепара-

ции

(обо-

гащенно-

го газа),

млн.

3,1

145

Коэффициент,

вытес-

нения

100

извле-

чения

120

1,5

0,6

Добыча

конден-

сата, т

170

560

180

790

1200

315

560

850

1200

При

оценке ожидаемых показателей опытно-промышленной эксплуа-

тации

опытного участка были рассмотрены четыре варианта:

закачка

оторочки ШФЛУ, проталкиваемой

сухим

газом (газом сепара-

ции),

в пласт с конденсатонасыщенностью S

= 12,5% объема пор, что со-

ответствует

условиям зон вуктыльского пласта, удаленных от забоев сква-

жин;

закачка

оторочки ШФЛУ, проталкиваемой

сухим

газом (газом сепара-

ции),

в пласт с конденсатонасыщенностью S

= 27 % объема пор, что соот-

ветствует

условиям опытного участка (со средневзвешенной по объему

конденсатонасыщенностью);

закачка

обогащенного газа, содержащего 50 % (молярная доля) этана,

пропана,

бутана, в пласт с S

= 12,5 %;

закачка

обогащенного газа, содержащего 50 % (молярная доля) этана,

пропана,

бутана, в пласт с S

= 27 %.

Во

всех

вариантах неоднородность пласта учитывалась коэффициен-

том

охвата

(приняли, что он равен 0,2). Это значение коэффициента

охва-

та близко к полученному ВНИИГАЗом для месторождения в целом

(0,17)

при

рассмотрении целесообразности осуществления различных методов

воздействия на пласт.

Показатели

опытно-промышленной эксплуатации опытного участка,

полученные на основании экспериментальных данных и расчетов с исполь-

зованием математической модели процесса, приведены в табл. 2.5.

2^2

Применение

обогащенного

газа

для

повышения

углеводородоотдачи

пласта

2.2.1

Механизм фильтрации жидкой фазы

при

нагнетании газообразных агентов

Экспериментальные исследования автора показали, что если через исто-

щенный

газоконденсатный пласт, содержащий выпавший углеводородный

конденсат, фильтруется обогащенный газ или газообразный диоксид

угле-

рода, то при определенных условиях жидкая углеводородная фаза приоб-

ретает

подвижность. Исследование условий подвижности жидкости рассмо-

трено ниже.

Одновременная фильтрация жидкости и газа возможна, если насы-

щенность пористой среды жидкостью больше некоторого значения, кото-

рое зависит прежде всего от характеристик пористой среды и

физико-

химических свойств жидкости и газа. Это критическое значение насыщен-

ности обычно колеблется в

пределах

от 30 до 50 % объема пор.

Предварительные опыты по фильтрации азота через

трубную

модель

пласта длиной 2 м, заполненную кварцевым песком широкой фракции,

показали, что при проницаемости 1,25

•

10"

критическая насыщенность

составляет 45 %, а при увеличении проницаемости до 10~

снижается до

19 %. При проницаемости 1,25- 10~

получена прямолинейная обратная

зависимость относительной проницаемости по

газу

от насыщенности жид-

костью, общая для гексана, декана и додекана, и одинаковое значение кри-

тической насыщенности (45 %).

По

современным представлениям критическая насыщенность при

двухфазной фильтрации в данной пористой

среде

является функцией без-

размерного параметра vn/o, где v — скорость фильтрации вытесняющего

флюида, г| — вязкость жидкости, о — поверхностное натяжение на грани-

це фаз. Влияние этого параметра на критическую насыщенность начинает

сказываться при щ/а > 10~

. Для указанных жидкостей отношение т\/а

соответственно равно

0,016;

0,038

0,058

с/м, т.е. меняется в 3,7 раза. Од-

нако

при скоростях фильтрации порядка 10~

м/с параметр vr\/a в рассма-

триваемом

случае

остается менее 10~

, что и объясняет неизменность кри-

тической насыщенности.

Эти опыты подтвердили также, что значение критической насыщен-

ности практически не зависит от скорости фильтрации газа и его плотнос-

ти р, если их произведение находится в обычных для пластовых условий

пределах

•

р = 5

•

10~

-i-20

•

10~

кг

•

м/м

•

с.

Фильтрация газа, растворяющегося в неподвижной жидкости, находя-

щейся в пористой среде, при определенных термобарических условиях

137

может привести к существенному увеличению объема жидкой фазы, в ре-

зультате

чего возникает двухфазная фильтрация. Такими газами в пласто-

вых условиях

могут

оказаться, например, обогащенные промежуточными

компонентами

углеводородные газы или диоксид

углерода.

Возникающая

при

этом двухфазная фильтрация

будет

продолжаться до тех пор, пока

опять

не

будет

достигнута критическая насыщенность, которая меньше

исходной. Некоторую роль при этом играет изменение

физико-

химических характеристик на границе газ — жидкость.

Условия возникновения и закономерности движения жидкой фазы

при

фильтрации растворяющегося в ней газа изучались экспериментально

на

трубной модели пласта длиной 10 м, заполненной кварцевым песком

широкой

фракции. Опыты проводились при различной насыщенности по-

ристой среды проницаемостью 2,4 10~

деканом (плотность декана

0,73 г/см

, молекулярная масса 142 г/моль) вплоть до критической, которая

данном

случае

при фильтрации азота или

другого,

практически не рас-

творяющегося в декане газа составляла 37 %. Меньшие насыщенности со-

здавали, заполняя модели предварительно приготовленной жидкой смесью

декана с пропаном, взятых в различных соотношениях, с последующей

дегазацией. Фильтрующимся газом, растворяющимся в декане/ служил ди-

оксид

углерода.

Система декан — диоксид

углерода

детально изучена, что

позволило построить используемые при анализе опытов зависимости мо-

лярной

доли растворенного в декане диоксида

углерода

X от давления р

при

различных температурах X = Х(р, t) и зависимость увеличения перво-

начального объема жидкого декана а от молярной доли X, т.е. а = а(Х).

Условия опытов выбирали такими, чтобы при комнатной температуре

происходило приблизительно двукратное увеличение объема жидкого дека-

на

вследствие растворения в нем диоксида

углерода.

В опытах измеряли давление на

входе

р, и

выходе

из модели с по-

мощью образцовых манометров, а также

расход

газа q при атмосферных

условиях с помощью газового счетчика. При двухфазной фильтрации объ-

ем вышедшего из модели декана измеряли периодически с помощью стек-

лянной

емкости. По результатам измерений строили зависимости величины

ApVqrnz

от q, где Др

= р,

- р

; т) — вязкость газа; z — коэффициент

сжимаемости газа при среднем по пласту давлении. Комплекс этих величин

характеризует сопротивление пористой среды и обратно пропорционален

ее проницаемости.

Один из опытов был проведен при начальной насыщенности пористой

среды жидким деканом 11 %; Относительная фазовая проницаемость по

азоту при этом составляла к = 1,04 (рис. 2.19, а, прямая 2). Некоторое

увеличение проницаемости пористой среды при малых насыщенностях

жидкостью отмечалось ранее. Фильтрация газообразного диоксида

углерода

через ту же пористую

среду

не привела в движение жидкую фазу, но ^ка-

залось, что проницаемость модели для газа снизилась и составляет к =

0,89 от исходной проницаемости "чистой" модели (см. рис. 2.19, а, пря-

мые 1 и 3]. Это можно объяснить только увеличением насыщенности по-

ристости среды жидким деканом вследствие растворения в нем диоксида

углерода.

При термобарических условиях опыта — давление 5,5 МПа и

температура 23 °С — по известным зависимостям можно определить вели-

чины

= 0,81 и а = 2,3. Следовательно, насыщенность пористой среды

возросла при фильтрации диоксида

углерода

до 11 • 2,3 = 25 %, что и при-

138

Рис. 2.19.

Зависимость

сопротивления

порис-

фильтрации газа от

10 20 30 40

q,at

}

вело к уменьшению проницаемости.

Так

как насыщенность не превы-

сила критическую (37 %), то жидкая

фаза осталась неподвижной.

При

критической насыщеннос-

ти пористой среды деканом 37 %

относительная фазовая проницае-

мость по

азоту

составляет к =

0,77 (см. рис. 2.19, б, прямая 2).

Фильтрация газообразного диоксида

углерода

через эту модель при дав-

лении 5,1 МПа и

температуре

20 °С

привела к интенсивной неустано-

вившейся фильтрации жидкого де-

кана,

по окончании которой вновь

наступила установившаяся фильтра-

ция

диоксида

углерода,

а насыщен-

ность деканом снизилась до 20 %.

При

этом относительная проницаемость пористой среды для газообраз-

ного диоксида

углерода

изменилась незначительно (см. рис. 2.19, б, пря-

мая 3), так как насыщенность пористой среды деканом с растворенным в

нем диоксидом

углерода

мало меняется — в основном за

счет

изменения

физико-химических свойств (поверхностного натяжения и вязкости) на-

сыщающей жидкости и может быть оценена расчетным

путем

величиной

•

1,75 = 35 %. В то же время Относительная проницаемость по

азоту

приблизилась к проницаемости "частой" модели (см. рис. 2.19, б, прямая 4).

Неизменность критической насыщенности пористой среды деканом при

растворении в нем диоксида

углерода

подтверждается расчетной оценкой

происходящего при этом изменения поверхностного натяжения. Подсчи-

танное по общеизвестным зависимостям от парахора и эксперименталь-

ным

данным исследуемой системы поверхностное натяжение изменя-

ется от 25 до 5 мДж/м

при молярном содержании диоксида

углерода

в декане 36 %. Такое изменение о не сказывается на порядке величины

vn/o.

В аналогичном опыте при начальной насыщенности, значительно

меньшей критической и равной 27 %, фильтрация газообразной углекисло-

ты также привела к выносу декана и уменьшению вследствие этого насы-

щенности до 19 %, которую можно считать критической при термобариче-

ских условиях опыта; фильтрация азота при этой насыщенности оставляет

жидкую

фазу неподвижной.

Низкая

критическая насыщенность пористой среды жидкой

углеводо-

родной фазой может быть

достигнута

при фильтрации обогащенного про-

межуточными компонентами

углеводородного

газа (например, молярная

доля, %: метана — 50, этана — 24, пропана — 17 и

бутана

— 9). Развивав-

шаяся

при этом двухфазная фильтрация привела к критической насыщен-

ности порядка 10 % по окончании выноса жидкости, а плотность жидкой

фазы за

счет

растворения в ней газообразных

углеводородов

снизилась до

130

0,38 г/см

. Расчетная оценка показывает, что малое значение критической

насыщенности в этом эксперименте объясняется резким уменьшением по-

верхностного натяжения на границе фаз и сближением вязкостей, вследст-

вие чего параметр л/о изменяется на два порядка. Процесс растворения

углеводородного газа в жидкости исследован автором на бомбе PVT. Таким

образом, экспериментально показано, что при двухфазной фильтрации

кривые фазовых проницаемостей и, прежде всего, критические точки за-

висят от растворимости газа в жидкости. Явление растворимости газа в

жидкости при существенных увеличениях ее объема может привести к по-

движности жидкости при небольших значениях насыщенности. Как пока-

зано исследованиями автора, это имеет практическое значение и обеспечи-

вает возможность воздействия на истощенный газоконденсатный пласт с

целью извлечения выпавшего в нем углеводородного конденсата.

2.2.2

Исследование механизма вытеснения

ретроградного конденсата обогащенным газом

Выполненные эксперименты показали, что выпавший конденсат может

быть извлечен из пласта путем прокачки газа, обогащенного этаном, про-

паном,

бутаном (С

—

), и последующего вытеснения смеси

сухим

(пластовым) газом.

В механизм процесса включаются следующие этапы: однофазная

фильтрация газовой фазы, являющейся смесью пластовой газовой фазы и

закачиваемого обогащенного газа. Выпавший конденсат начинает погло-

щать С

, так как концентрация этих компонентов в газовой фазе пре-

вышает равновесную. В

результате

насыщенность S жидкой углеводород-

ной

фазой также начинает увеличиваться, но фаза остается неподвижной:

> 5, > 5

(рис. 2.20, этап 1);

двухфазная фильтрация обогащенного газа и жидкой углеводородной

фазы,

являющейся смесью ранее выпавшего конденсата и компонентов

_4г

поглощенных из обогащенного газа. Насыщенность жидкой фазой

достигла критической и продолжает увеличиваться: S

> S[ >

Kp2

(этап 2);

двухфазная фильтрация газовой фазы, являющейся закачиваемым су-

хим газом или пластовой газовой фазой. Насыщенность жидкой углеводо-

родной фазой, максимальная для всего процесса в начале этого этапа, сни-

жается вплоть до критической вследствие перехода компонентов С

газовую

фазу: S^ > 5з'>

Kp3

(этап 3);

однофазная фильтрация закачиваемого

сухого

газа или пластовой га-

зовой фазы. Насыщенность жидкой углеводородной фазой снижается

вплоть до остаточной вследствие продолжающегося перехода компонентов

газовую

фазу: S

> S

'> S^.

Очевидно, что из-за изменения состава фаз при переходе от началь-

ных к конечным этапам процесса

KpocT

Tpi

KpB

где i - порядковый

номер этапа; также очевидно, что S^ < S

, в чем и состоит эффект воздей-

ствия на истощенный газоконденсатный пласт путем прокачки обогащен-

ного газа.

140