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 знает
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. 
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...
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).
<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.
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.
ОК, большое спасибо за то что внес ясность!
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.
lemon, а по литературе на эту тему пока глухо? есть ссылки какие-нибудь??
Смотри главу XI параграф 2 и страницы 17-21.
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.
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?
Удачи!New_Picture.jpg
благодарю.
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...
А где находится манометр относительно пласта?
недоспуск 84м
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?
Похоже
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.
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).