اندازه‌گیری آزمایشگاهی تراوایی نسبی گاز و میعانات براساس شرایط یکی از میادین گازی ایران- روش شبه پایا

در مخازن گاز میعانی هنگامی‌که فشار ته‌چاهی کمتر از فشار نقطه شبنم سیال باشد، نواحی اطراف چاه به‌وسیله تعامل بین نیرو‌های ویسکوز، مویینه و اینرسی کنترل می‌شود. تاثیر این نیرو‌ها بر تراوایی نسبی گاز و میعانات، اندازه‌گیری دقیق تراوایی نسبی گاز و میعانات را به کاری چالش برانگیز تبدیل کرده است. دو اثر منحصر به فرد و پیچیده‌ای که جریان گاز و میعانات در نواحی نزدیک چاه را تحت تاثیر قرار می‌دهند عبارتند از 1) اثر اینرسی: کاهش تراوایی نسبی گاز و میعانات با افزایش سرعت و 2) پدیده جفت‌شدگی مثبت: افزایش تراوایی نسبی گاز با افزایش سرعت یا کاهش کشش سطحی. در این پژوهش، نتایج اندازه‌گیری داده‌های تراوایی نسبی گاز و میعانات، برروی مغزه کربناته مخزنی با تراوایی md 19.2 و تخلخل 21%، با استفاده از سیال گاز میعانی مشابه سیال یکی از میادین گازی ایران، ارائه شده است. آزمایش‌های سیلاب‌زنی مغزه به‌روش شبه پایا، در سه کشش سطحی مختلف (13.05، 9.5 و mnm-1 2.7) و سه سرعت متفاوت (30،60 و m/day 90) انجام شده، و تراوایی نسبی گاز و میعانات در شرایطی مشابه نواحی اطراف چاه اندازه‌گیری شده-است. اثر پدیده‌های اینرسی و جفت‌شدگی مثبت، به‌وسیله انجام آزمایش‌ها در مقادیر مختلف سرعت و کشش سطحی به‌خوبی نشان داده شده است. نتایج نشان دادند که در مقادیر بالای کشش سطحی (13.05 و mnm-1 9.5)، تراوایی نسبی گاز با افزایش سرعت، به‌ترتیب حدود 40% و 31% کاهش پیدا می‌کند. درحالی‌که، در مقادیر کم کشش سطحی (mnm-1 2.7)، میزان کاهش تراوایی نسبی گاز و میعانات با افزایش سرعت، بسیار کاهش یافته و به 4% می‌رسد. بنابراین نتایج این پژوهش حاکی از این است که براساس شرایط یکی از میادین گازی ایران، کشش سطحی آستانه برابر mnm-1 2.7 بوده و در مقادیر بالاتر از این مقدار، به‌دلیل غالب بودن اثر اینرسی، افزایش سرعت جریان گاز سبب بهبود تولید گاز نخواهد شد. نتایج این پژوهش، در نواحی نزدیک چاه‌های تولیدی جایی که تراوایی گاز و میعانات وابسته به‌سرعت قابل استناد است.

experimental measurment of gas relative permeablity- pss method

flow around the wellbore of gas/condensate systems, when pressure drops below dewpoint, is controlled by complex interaction of capillary, viscous, and inertial forces. hence, it is challenging to determine accurately gas/condensate relative permeability (kr) that is affected by the relative impact of these competing forces. two unique and complex effects that prevail in gas/condensate flow behaviour near the wellbore are: i) negative inertia, decrease in relative permeability with increasing velocity and ii) positive coupling, increase in relative permeability by increasing velocity/decreasing ift. this paper presents results of relative permeability measurements on a low permeability carbonate core, using a gas-condensate fluid simillar to gas-condensate fluid of one of the iran’s gas fields. the experiments used a pseudo-steady-state technique at high pressure and high velocity, measuring relative permeability under conditions similar to the near-well region of a gas-condensate reservoir. by carrying out measurements at a range of interfacial tensions and velocities, the results can be used to distinguish between high capillary number and inertial flow effects, and to quantify the impact of these two conflicting phenomena.