Visual Investigation of Retrograde Phenomena and Gas Condensate Flow in Porous Media Étude visuelle des phénomènes rétrogrades et de l'écoulement des gaz de condensat en milieux poreux

Autor: Danesh A., Krinis D., Henderson G. D., Peden J. M.
Jazyk: English<br />French
Rok vydání: 2006
Předmět:
Zdroj: Oil & Gas Science and Technology, Vol 45, Iss 1, Pp 79-87 (2006)
Druh dokumentu: article
ISSN: 1294-4475
1953-8189
DOI: 10.2516/ogst:1990006
Popis: The mechanism of retrograde condensation and the flow of gas-condensate in horizontal porous media under simulated reservoir conditions were visually studied. Two-dimensional glass micromodels with homogeneous pore structures, as well as heterogeneous patterns, reproduced from real rock micrographs were employed in this study. Depletion tests were carried out using synthetic multicomponent hydrocarbon gas mixtures and also a North Sea gas condensate. The multiphase flow behaviour of the tested systems, as observed and recorded on video, is presented here along with the measured data. In water-wet pores, condensate was observed to be formed as a continuous thin film on connate water, which was the preferred site for condensation. Pressure reduction below the system cricondenbar resulted in the growth of the condensate almost exclusively on water rings at pore throats and dead end pores. The condensate was observed to flow through thin films even at low saturations, with little contribution to the condensate recovery. The rate of pressure depletion influenced the gas flow shear and was found to strongly affect the condensate propagation. Local instabilities could promote significant condensate movement in pore sections which would only be retarded further downstream by capillary effects diminishing the condensate recovery. Relative permeability-saturation relation-ships for gas-condensate flow should not be expected to take the same form as the oil-gas relative permeability for solution gas or external gas drive. Le mécanisme de la condensation rétrograde et l'écoulement des gaz de condensat en milieu poreux horizontal dans une simulation des conditions naturelles ont fait l'objet d'études visuelles. Des micromodèles en verre bi-dimensionnels à structure poreuse homogène, et des éléments hétérogènes reproduisant des micrographies de roches réelles, ont été utilisés pour cette étude. Des essais d'épuisement ont été effectués avec des mélanges synthétiques d'hydrocarbures gazeux multicomposants, mais aussi avec un condensat naturel provenant de la mer du Nord. Le comportement en écoulement polyphasique des systèmes soumis à l'essai, observé et enregistré en vidéo, est présenté ici, accompagné des données mesurées. En milieu poreux mouillé à l'eau, on a observé que le condensat se forme en film mince continu sur l'eau connée, site préférentiel de condensation. En abaissant la pression au-dessous de la cricondenbar du système, on a provoqué la croissance du condensat presque exclusivement sur les anneaux d'eau à l'entrée des pores et sur les pores aveugles. On a constaté que le condensat passe à travers les films minces même en cas de saturation faible, sans que cela améliore sa récupération. Le rythme de la baisse de pression influence le cisaillement de l'écoulement de gaz et influence fortement, on l'a constaté, la propagation du condensat. Des instabilités localisées pourraient entraîner des mouvements importants du condensat dans certaines zones poreuses, mais en aval les effets capillaires exerceraient une action retardatrice qui diminuerait la récupération du condensat. On ne doit pas penser que les rapports entre la perméabilité relative et la saturation du gaz de condensat prendront la même forme que la perméabilité relative pétrole-gaz dans le cas de récupération par un gaz en solution ou un gaz injecté.
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