авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ  БИБЛИОТЕКА

АВТОРЕФЕРАТЫ КАНДИДАТСКИХ, ДОКТОРСКИХ ДИССЕРТАЦИЙ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ

Двухфазные течения с физико- химическими превращениями в каналах и пористых средах в задачах нефтегазовой механики

На правах рукописи

МУСАКАЕВ Наиль Габсалямович

ДВУХФАЗНЫЕ ТЕЧЕНИЯ С ФИЗИКО-

ХИМИЧЕСКИМИ ПРЕВРАЩЕНИЯМИ В КАНАЛАХ

И ПОРИСТЫХ СРЕДАХ В ЗАДАЧАХ

НЕФТЕГАЗОВОЙ МЕХАНИКИ

01.02.05 – механика жидкости, газа и плазмы

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

доктора физико-математических наук

Тюмень – 2012

Работа выполнена в Тюменском филиале Федерального государственно го бюджетного учреждения науки Института теоретической и прикладной механики им. С.А. Христиановича Сибирского отделения Российской академии наук

Научный консультант: доктор физико-математических наук, профессор Шагапов Владислав Шайхулагзамович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор Бондарев Эдуард Антонович (Институт проблем нефти и газа СО РАН, главный научный сотрудник) доктор физико-математических наук Никифоров Анатолий Иванович (Институт механики и машиностроения Казанского научного центра РАН, заведую щий лабораторией математического моде лирования процессов фильтрации) доктор физико-математических наук, профессор Урманчеев Саид Федорович (Институт механики Уфимского научного центра РАН, директор)

Ведущая организация: Тюменское отделение СургутНИПИнефть

Защита состоится 17 мая 2012 г. в 1500 на заседании диссертационного совета ДМ 212.274.09 при Тюменском государственном университете по адресу: 625003, г. Тюмень, ул. Перекопская, 15А, ауд.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Тюменского государственного университета.

Автореферат разослан « 16 » апреля 2012 г.

И.о. ученого секретаря диссертационного совета, доктор физ.-мат. наук Татосов А.В.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

В настоящее время наблюдается значительный интерес к изучению двухфазного течения в различных системах, что объясняется необхо димостью в теоретическом осмыслении и системном исследовании большого круга проблем, возникающих, в частности, при решении во просов разведки, добычи и транспортировки углеводородного сырья, при реализации новых и совершенствовании существующих методов повышения отдачи нефте- и газонасыщенных пластов, при развитии методов исследования скважин и т.п. Исследование закономерностей тепломассообменных и фильтрационных процессов в многофазных системах представляет собой весьма сложную и многогранную науч ную проблему. С точки зрения их экспериментального изучения это связано со значительными трудностями опытного исследования мно гообразных межфазных и внутрифазных взаимодействий и быстро протекающих процессов. В теоретическом плане это обусловлено ис ключительной сложностью получения строгого аналитического описа ния динамики двухфазных смесей. В этой связи при исследовании те чений двухфазных смесей зачастую применяют численные методы решений.

Современное состояние исследований различного вида течений характеризуется учетом эффектов неоднофазности, а также построе нием адекватных математических моделей наблюдаемых при этом процессов (Нигматулин Р.И., 1987). Изучение движения двухфазных смесей с учетом исходной структуры смеси и физических свойств фаз требует привлечения новых параметров и решения уравнений более сложных, чем те, которые записываются для однофазных течений.

При этом детальное описание внутрифазных и межфазных взаимо действий в гетерогенных средах порою чрезвычайно сложно, и для получения обозримых результатов и их понимания зачастую прибега ют к рациональным схематизациям, приводящим к обозримым и ре шаемым уравнениям.

Знание законов и особенностей двухфазного течения играет перво степенную роль в разработке и совершенствовании технологических процессов, технических установок и устройств в ряде отраслей про мышленности, что и определяет актуальность проведенных исследо ваний и их значимость для приложений.

Современные способы добычи, хранения и транспортировки угле водородного сырья требуют максимального вовлечения достижений механики и математики для комплексного исследования двухфазного течения в каналах и пористых средах при решении конкретных при кладных задач нефтегазовой отрасли, что и обусловливает цель работы: построение и обоснование математических моделей течения двухфазной смеси в подземном и наземном нефтегазопромы словом оборудовании и в насыщенных пористых средах, а также тео ретическое изучение и установление особенностей гидродинамиче ских и тепломассообменных процессов, возникающих при таком тече нии.

Для достижения поставленной цели решались задачи:

восходящего течения нефтегазовой смеси в добывающей скважи не, оснащенной установкой погружных электроцентробежных на сосов;

определения гидродинамических и теплофизических параметров парожидкостного потока в нагнетательной скважине;

накопления и диссоциации газогидратных отложений при транс портировке природного газа;

образования газового гидрата при нагнетании газа в насыщенный газом и водой пористый пласт;

формирования низкопроницаемой зоны вблизи забоя скважины при смешении вод с различным химическим составом.

Научная новизна диссертационной работы в целом заключается в едином рассмотрении на основе методов и уравнений механики мно гофазных сред течений двухфазной смеси в каналах и пористых сре дах и возникающих при этом тепломассообменных процессов на всех этапах от разработки и обоснования математических моделей до ре шения и анализа конкретных прикладных задач нефтегазовой механи ки.

Основные положения, выносимые на защиту.

Математическая модель восходящего газожидкостного потока в вертикальной скважине при наличии склеротических процессов, свя занных с отложениями нефтяных парафинов на внутренние стенки подъемной колонны. Численный анализ зависимости от различных факторов температурной обстановки в скважине, оснащенной уста новкой электроцентробежных насосов.

Математическая модель одномерного течения влажного природно го газа в горизонтальном трубопроводе с переменным во времени и пространстве сечением из-за отложений на внутренних стенках канала газовых гидратов. Анализ влияния на процесс гидратообразования различных факторов. Результаты численного исследования динамики диссоциации газогидратных отложений при подаче в газовый поток ингибитора (метанола).

Аналитические решения автомодельной задачи об образовании га зового гидрата при закачке в насыщенный газом и водой пористый пласт холодного (с температурой меньшей исходной температуры пласта) газа. Закономерности образования газогидратов в пористых структурах при инжекции газа в зависимости от температуры закачи ваемого газа, исходных параметров пористой среды, а также интен сивности закачки газа. Условия возникновения объемной области об разования гидрата.

Механизм снижения проницаемости зоны вблизи забоя скважины при взаимодействии пластовых и закачиваемых флюидов. Аналитиче ское решение задачи о закачке воды в пористый коллектор с отлич ными от пластовой воды химическими свойствами.

Обоснованность и достоверность результатов работы следует из корректности физической и математической постановок задач, при менения при разработке математических моделей уравнений и мето дов механики многофазных сред. Компьютерная реализация постро енных математических моделей производилась с использованием ши роко апробированных численных методов, полученные численные ре зультаты в частных случаях сопоставлены с промысловыми данными и практическими измерениями, а также с расчетами других авторов.

Научная и практическая значимость.

В диссертационную работу вошли результаты исследований, вы полненных в соответствии с планами фундаментальных исследований РАН, а также в рамках гос. контракта № 02.445.11.7412 по ФЦНТП «Исследования и разработки по приоритетным направлениям разви тия науки и техники на 2002-2006 годы», гос. контракта № 02.516.11.0004 по ФЦП «Исследования и разработки по приоритет ным направлениям развития научно-технологического комплекса Рос сии на 2007-2012 годы», гос. контракта № 119-ДОН по Тюменской об ластной целевой научно-технической программе, программы Прези диума РАН 16.4 «Природные и антропогенные факторы динамики криогенных геосистем Евразии», региональной научно-технической программы Тюменской области «Тюмень» и подержанных грантами РФФИ № 00-01-00775-а, 06-01-08060-офи, 08-01-90300-Вьет_а, гран тами Президента РФ для государственной поддержки ведущих науч ных школ РФ (руководитель научной школы – академик РАН Р.И. Нигматулин), грантами Губернатора Тюменской области на реа лизацию проекта по фундаментальным и прикладным научным иссле дованиям.

Результаты, полученные в диссертационной работе, расширяют теоретические представления о движении двухфазных смесей в кана лах и пористых средах. Практическая ценность диссертации связана с ее прикладной направленностью. Все проведенные исследования так или иначе продиктованы потребностями нефтегазовой промышленно сти. Полученные результаты могут быть использованы для выбора наиболее эффективных способов эксплуатации действующих скважин, при обосновании существующих и разработке новых методов преду преждения и борьбы с отложениями твердой фазы в системах под земного и наземного нефтегазопромыслового оборудования и в при забойной зоне скважин, для совершенствования программных средств гидродинамического моделирования месторождений нефти и газа, при разработке научных основ технологий консервации и хранения угле водородного газа. Часть результатов уже нашла свое практическое применение. Так, разработан регламент по предупреждению отложе ний парафина, гидратов и солей в добывающих скважинах Шаимской группы месторождений, который используется при составлении пла нов-графиков проведения обработок скважин по предотвращению АСПО, солей и образованию гидратов, а также при разработке основ ных направлений технической политики ТПП «Урайнефтегаз». Резуль таты выполнения НИР послужили основой для выбора оптимального режима эксплуатации добывающей скважины при построении геолого гидродинамической модели Западно-Таркосалинского месторождения Тюменской области. Результаты исследований были использованы при планировании и проведении комплекса геолого-технологических мероприятий на нагнетательных скважинах Сузунского месторожде ния Восточной Сибири.

Частично результаты диссертационной работы вошли в моногра фию «Применение численных методов к решению задач нефтепромы словой механики», допущенную УМО вузов РФ по нефтегазовому об разованию в качестве учебного пособия для подготовки бакалавров и магистров по направлению 553600 «Нефтегазовое дело» и дипломи рованных специалистов по направлению 650700 «Нефтегазовое де ло».

Апробация результатов исследования.

Результаты диссертационной работы докладывались и обсужда лись на Всероссийской научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, 1996, 1997, 2003, 2005, 2007), на Всерос сийской научной конференции «Актуальные вопросы механики, элек троники, физики Земли и нейтронных методов исследований» (Стер литамак, 1997), на Всероссийской научно-технической конференции «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортирования нефти и газа на основе современных информаци онных технологий» (Тюмень, 1998, 2000), on the International Conference on Multiphase Systems (Ufa, 2000), на Всероссийской науч но-технической конференции «Проблемы совершенствования техно логий строительства скважин и подготовки кадров для Западно Сибирского нефтегазодобывающего комплекса» (Тюмень, 2000), на Международной конференции RDAMM-2001 (Новосибирск, 2001), на Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современ ном этапе» (Тюмень, 2001), на VIII Четаевской международной конфе ренции «Аналитическая механика, устойчивость и управление движе нием» (Казань, 2002), on 11-th and 15-th International Conference on the Methods of Aerophysical Research (Novosibirsk, 2002, 2010), на Между народной научной конференции «Спектральная теория дифференци альных операторов и родственные проблемы» (Стерлитамак, 2003), на Международной научной конференции «Вычислительные и инфор мационные технологии в науке, технике и образовании» (Усть Каменогорск, Казахстан, 2003), на VI и VII международных конферен циях «Химия нефти и газа» (Томск, 2006, 2009), на Российской конфе ренции «Механика и химическая физика сплошных сред» (Бирск, 2007), на Всероссийской научно-технической конференции «Новые технологии – нефтегазовому региону» (Тюмень, 2008), на Междуна родной научной конференции «Дифференциальные уравнения и смежные проблемы» (Стерлитамак, 2008), на VI и VII международных научных школах-конференциях «Актуальные вопросы теплофизики и физической гидрогазодинамики» (Алушта, Украина, 2008, 2009), on the International Workshop «Thermal Hydrodynamics of Multiphase Flows and Applications» (Hanoi, 2009), на Международной конференции «Пер спективы освоения газогидратных месторождений» (Москва, 2009), на Российской конференции «Многофазные системы: природа, человек, общество, технологии» (Уфа, 2010), на V Всероссийской научно практической конференции «Добыча, подготовка, транспорт нефти и газа» (Томск, 2010), на Российской научно-технической конференции «Мавлютовские чтения» (Уфа, 2011), на Всероссийской научно практической конференции «Теоретические и практические аспекты исследований природных и искусственных газовых гидратов» (Якутск, 2011), на X Всероссийском съезде по теоретической и прикладной ме ханике (Нижний Новгород, 2011).

Основные результаты работы докладывались автором на семина рах Института механики многофазных систем СО РАН под руково дством академика РАН Р.И. Нигматулина, Тюменского филиала Ин ститута теоретической и прикладной механики им. С.А. Христиановича СО РАН под руководством профессора А.А. Губайдуллина.

Результаты диссертации опубликованы в 77 работах, основные публикации представлены в конце автореферата.

Личный вклад автора.

В работах, выполненных в соавторстве, диссертант, как правило, участвовал во всех этапах исследования от постановки задачи и вы бора метода ее решения до получения и анализа результатов. Пред ставление изложенных в диссертации и выносимых на защиту резуль татов, полученных в совместных исследованиях, согласовано с соав торами.

Объем и структура диссертации.

Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы и 5 приложений. Общий объем диссертации составляет 241 страницу, в том числе 57 рисунков и 5 таблиц. Список литературы состоит из 201 наименования.

Благодарности.

Автор выражает глубокую признательность научному консультанту и учителю профессору Шагапову Владиславу Шайхулагзамовичу, его заботливое отношение и внимание во многом предопределили появ ление данной диссертации. Особую благодарность автор выражает д.ф.-м.н., профессору Губайдуллину А.А., д.т.н., профессору Кучумову Р.Я. и д.ф.-м.н., профессору Федорову К.М. за полезные со веты, постоянное внимание и поддержку его работы. Автор благода рен к.ф.-м.н. Уразову Р.Р., к.ф.-м.н. Хасанову М.К., Бородину С.Л. за многократные обсуждения результатов и совместные исследования.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность темы диссертации, формулируются цель и основные задачи исследования, отмечается практическая значимость и научная новизна, приводятся защищаемые положения и обосновывается их достоверность.

В первой главе выполнен краткий обзор исследований, посвящен ных изучению процессов, происходящих при течении многофазных смесей в системах подземного и наземного оборудования и пористых структурах. Начало отечественным исследованиям процессов, проис ходящих при двухфазном течении в каналах и пористых структурах, было положено известными учёными Л.С. Лейбензоном, П.Я. Кочиной, С.А. Христиановичем, И.А. Чарным, А.Б. Шейманом. Ряд вопросов, связанных с данной тематикой, был рассмотрен В.А. Архангельским, Э.А. Бондаревым, Ю.А. Буевичем, К.В. Виноградовым, Ш.К. Гиматудиновым, В.М. Ентовым, Ю.Ф. Макогоном, В.А. Мамаевым, Р.И. Медведским, А.Х. Мирзаджанзаде, Н.Н. Непримеровым, Р.И. Нигматулиным, А.И. Никифоровым, М.А. Пудовкиным, А.Н. Саламатиным, С.Ф. Урманчеевым, К.М. Федоровым, Г.Г. Цыпкиным, Э.Б. Чекалюком, В.Ш. Шагаповым и другими.

Анализ отечественных и зарубежных исследований двухфазного течения в каналах и пористых структурах с учетом образования твер дой фазы проведен по трем крупным направлениям: течение газожид костной смеси в каналах;

исследование движения двухфазной смеси в пористой среде;

образование твердой фазы в пластах и системах нефтегазопромыслового оборудования.

В заключение главы отмечено, что для нефтегазовой отрасли не маловажным является исследование процессов, связанных с течени ем двухфазного флюида в пористой структуре и нефтегазопромысло вом оборудовании с учетом возникающих при этом эффектов. При изучении наблюдаемых двухфазных течений в настоящее время ши роко применяется математическое моделирование. Для математиче ского описания сложных, неоднородных процессов в пористой среде и в системах подземного и наземного нефтегазопромыслового оборудо вания зачастую используются методы и уравнения механики много фазных сред.

Вторая глава посвящена теоретическому исследованию газожид костного течения в вертикальных скважинах.

Рассмотрена задача одномерного безынерционного течения газо жидкостной смеси в вертикальной скважине;

скважина оснащена уста новкой электроцентробежных насосов (УЭЦН) длины L. Ось z направ лена вертикально вверх, ее начало совпадает с забоем скважины.

Принято, что газожидкостная смесь в стволе скважины состоит из трёх компонент: тяжёлой (H), средней (M) и лёгкой (L). В жидкой фазе (l) присутствуют все три компоненты;

в газовой (g) – средняя и лёгкая компоненты.

При математическом моделировании газожидкостного потока при нято, что течение в стволе скважины квазиустановившееся;

жидкость несжимаемая;

температуры газа и жидкости совпадают;

фазовые пе реходы происходят в равновесном режиме. Также полный массовый расход смеси m и массовый расход легкой компоненты m(L) по высоте скважины не изменяются:

ml m g m const, ml k l ( L ) m g k g ( L ) m( L ) const, где mi (i=l, g) – массовый расход i-й фазы через сечение скважины с координатой z;

ki(j) (i=l, g;

j=H, M, L) – концентрация в i-й фазе j-й ком поненты.

Уравнение сохранения импульса имеет вид:

dp Fw g, dz где p – давление;

– плотность смеси;

g – ускорение свободного паде ния.

Объемная плотность силы трения между потоком и стенкой подъ ёмной колонны скважины задана выражением:

w W W Wl W g vl 1 v g, w 0, Fw, 2R где 0 – коэффициент гидравлического сопротивления;

– поправка на структуру потока (при пузырьковой – = 1);

R = R0 – S, S – толщина парафиновых отложений;

Wi и vi (i=l, g) – приведённая и истинная ско рости i-й фазы;

– объёмное газосодержание.

Если выполняется соотношение (Чисхолм Д., 1986):

g 1 g 1 l0 l Wl 3W g 1,15, 1 g то принято, что поток имеет пузырьковую структуру, иначе – снаряд ную.

Уравнение притока тепла имеет вид:

dT mg Ag B dp Al p( M ) Ag p( M ) A 0 l Qw mc, dz g G( L ) B p dz B p G( L ) mc ml cl m g c g, Al ml L( L ) L( M ) L( LM ), Ag m g L(LM ), L( L ) k l ( L ) L( M ) 1 k l ( L ) R( M ) (1 k g ( L ) ) L( LM ) B,, k g ( L) k l ( L) R( M ) (1 k g ( L ) ) R( L ) k g ( L ) dp ( M ) (T ) dB p M p*e T* T B p( M ),,.

dk g (L ) dT где T – температура потока;

ci (i=l, g) – удельная теплоёмкость i-й фа зы при постоянном давлении;

G(L) – постоянная Генри;

Qw – интенсив ность теплообмена между потоком и стенкой подъёмной колонны скважины;

L(M) и L(L) – удельные теплоты испарения жидкой фазы и выделения растворённой в жидкости лёгкой компоненты, соответст венно;

R(M) и R(L) – газовые постоянные для паров жидкости и для лёг кой компоненты, соответственно;

T* и p* – эмпирические аппроксима ционные параметры.

Для массовых концентраций лёгкой компоненты в жидкой и газовой фазах приняты соотношения:

R( L ) pM T p p ( M ) (T ) 1 kl ( L) kg (L),.

R( M ) ( p p( M ) (T )) G( L ) Установка электроцентробежных насосов вызывает скачок давле ния скважинного потока, который примем в виде следующей функции от массового расхода:

p A0 A1 m A2 m 2, где A0, A1 и A2 – коэффициенты, рассчитываемые согласно техниче ским характеристикам насоса.

Скачок температуры газожидкостной смеси в результате теплооб мена с насосом и с учетом тепловых потерь в окружающую горную породу можно определить из соотношения:

2 R d Rc L R d Td Rc Text mc T T1 e 1, R d Rc где T1 – температура потока перед УЭЦН;

d – коэффициент теплопе редачи между газожидкостным потоком и двигателем установки;

Td – температура двигателя;

Rc – радиус скважины;

– коэффициент теп лопередачи через систему труб скважины;

Text – геотермальная темпе ратура.

Для интенсивности роста парафиновых отложений на внутренней стенки подъемной колонны принято выражение:

K l D Sh kl ( H ) e, s K Tс T s 2 R T T t с wT K l( H ) Tс sTw s s T.

, w K l( H ) s R ln( R R0 ) Здесь s – плотность твердой фазы;

Tc – температура начала кри сталлизации тяжелого компонента;

D – коэффициент диффузии;

Sh – число Шервуда;

kl(H)e – равновесная концентрация тяжелого компонен та при температуре, равной температуре поверхности твердой фазы T;

w – коэффициент теплопередачи, зависящий от структуры нефте газового потока в скважине;

l(H) – удельная теплота парафинообразо вания;

s – коэффициент теплопроводности твердой фазы.

На основе представленной математической модели был разрабо тан программный продукт и проведено численное исследование про цессов в скважине и влияния определяющих параметров на структуру потока и температуру внутренней стенки подъёмной колонны скважи ны. Численный эксперимент выгодно отличается от лабораторного или промыслового тем, что есть возможность исследовать влияние каждо го определяющего параметра изучаемого явления в отдельности в широком диапазоне значений.

Так как для эффективной работы УЭЦН необходимо, чтобы на вхо де установки структура потока была пузырьковой, то в этой связи бы ло изучено влияние различных параметров на структуру потока в подъёмной колонне скважины (рис. 1).

Области параметров, расположенные ниже рассчитанных кривых, соответствуют пузырьковой структуре потока. Из рис. 1а видно, что при увеличении газового фактора интервал, в котором существует пу зырьковая структура потока, сужается, это приводит к необходимости устанавливать УЭЦН на большей глубине. При достижении газовым фактором высоких значений весь поток будет иметь снарядную струк туру и использование УЭЦН без дополнительного оборудования (газо сепаратор) станет неэффективным. Как видно из рис. 1б и 1в увели чение дебита и снижение давления на забое из-за работы насоса при водят к последствиям, аналогичным описанным выше.

Одним из осложнений, возникающих при эксплуатации скважины, является выпадение парафинов. Основной причиной парафиноотло а) б) в) Рис. 1. Расположение границы между пузырьковой и снарядной структурой потока в зависимости от газового фактора (а), дебита (б) и давления на забое (в).

жений является снижение температуры стенки Tw подъёмной колонны скважины ниже температуры начала их кристаллизации Tc (Тро нов В.П., 1969). Поэтому в работе проведён анализ влияния различ ных факторов на температурную обстановку в скважине, оснащенной УЭЦН. Рассматривались ситуации, когда в межтрубном пространстве находится вода, нефть или газ;

газ может быть неподвижным или на ходиться в состоянии термогравитационной конвекции;

подъемная колонна может быть покрыта теплоизолирующим материалом различ ной природы и толщины (рис. 2).

Из рис. 2а видно, что использование в межтрубном пространстве флюида с меньшим коэффициентом теплопроводности увеличивает температуру стенки подъёмной колонны по всей высоте скважины.

Это приводит к уменьшению глубины начала отложения парафинов, а, следовательно, и к уменьшению толщины парафинового слоя. В слу чае неподвижного газа выпадение парафинов вообще не происходит.

При термоконвективном течении газа в межтрубном пространстве температура стенки подъёмной колонны по всей высоте скважины выше, чем при наличии в межтрубном пространстве воды или нефти, но вблизи устья температура начала кристаллизации парафина всё же достигается (рис. 2б). Для предотвращения отложений парафинов ря дом исследователей рекомендуется использование теплоизолирован ных труб (рис. 2в).

При прохождении через УЭЦН температура нефтегазовой смеси увеличивается в результате теплообмена с погружным электродвига телем установки, это может привести к улучшению температурной об а) б) Рис. 2. Профили температуры внут в) ренней стенки подъёмной колонны скважины Tw для различных флюи дов в межтрубном пространстве (а), различного поведения газа (б) и различной толщины теплоизоли рующего слоя dh (мм) на внешней стенке подъемной колонны (в).

становки в скважине. Результаты расчетов показывают (рис. 3а), что подвеска насоса на большей глубине приводит к улучшению темпера турного режима в скважине и, как следствие, к увеличению высоты начала отложений парафинов и сокращению их количества. Это мож но объяснить тем, что до прохождения через насос нефтегазовая смесь движется в эксплуатационной колонне, и тепловые потери больше, чем при её движении в скважине после УЭЦН. Увеличение расходной характеристики УЭЦН уменьшает скачок температуры га зожидкостной смеси при переходе через насос (рис. 3б). Однако при дальнейшем движении смеси к устью скважины температура внутрен а) б) Рис. 3. Профили температуры внутренней стенки подъёмной колонны скважины Tw для различной глубины погружения (а) и массового расхода (б) УЭЦН. Линии 1, 2, 3 и 4 (а) соответствуют глубине подвески УЭЦН Hp = 500, 1000, 1500 и 2000 м;

Mp = т/сут. Линии 1, 2 и 3 (б) соответствуют расходу установки Mp = 50, 75 и 125 т/сут;

Hp = 2000 м.

ней стенки подъёмной колонны имеет меньший градиент. Последнее обстоятельство можно объяснить тем, что увеличение массового рас хода смеси приводит к повышению скорости движения фаз, и поток, двигаясь к устью, успевает отдать меньшее количество тепла в окру жающие горные породы.

Таким образом, для расчётной скважины путем варьирования глу бины погружения и расходной характеристики УЭЦН можно добиться оптимальной температурной обстановки в скважине (Tw Tc) и тем са мым предотвратить либо сократить отложение твердой фазы.

Также во второй главе на основе уравнений механики многофазных сред построена математическая модель процессов, происходящих при движении теплоносителя в стволе нагнетательной скважины, выпол нены численные исследования по течению парожидкостной смеси в такой скважине.

Из лабораторных и промысловых экспериментов известно, что наиболее эффективным тепловым агентом является насыщенный во дяной пар, т.к. он характеризуется высоким теплосодержанием и обеспечивает необходимые показатели по коэффициенту вытеснения и нефтеотдачи (Антониади Д.Г., 1995). Проведенное численное иссле дование движения теплоносителя в вертикальном канале показало, что с ростом массового расхода смеси на устье скважины медленнее убывает массовая концентрация пара по глубине скважины, т.е. рас тёт степень его проникновения (рис. 4). Например, в данном случае для доставки пара к забою скважины достаточно применение пароге нератора наземного базирования с массовым расходом в 0,33 кг/с.

Количество теплоты, поступившей в пласт, определяет реакцию пласта на закачку теплоносителя. Для реализации более высокой ско рости вытеснения нефти из пласта необходимо снизить потери тепло ты, например, в стволе нагнетательной скважины. В исследуемом диапазоне изменения массовой концентрации пара k и массового расхода смеси m на устье скважины показано, что теплоизоляция подъемной колонны скважины приводит к существенно меньшему ос тыванию теплоносителя по глубине скважины (рис.5). Использование 0, kv.

Рис. 4. Распределение массовой концентрации k по глубине сква 0,5 жины z в зависимости от массово 3 го расхода m теплового агента на устье. Линии 1, 2 и 3 соответству 0, ют m = 0,22;

0,33 и 0,44 кг/с.

z, м.

0 250 500 750 Рис. 5. Распределение температу T,K ры потока T по глубине скважины z в зависимости от толщины h теп лоизолирующего материала (пе нополеуритан) на внешней по верхности НКТ. Линии 1 и 2 соот ветствуют h = 0 и 8 мм;

массовая концентрация пара на устье равна 350 0,9.

0 250 500 750 z, мj теплоизолированных труб осложняет то обстоятельство, что изготов ление подобных труб достаточно сложно и не всегда экономически оправдано.

Эффективность метода закачки теплоносителя в пласт в значи тельной степени определяется экономической эффективностью, кото рая во многом зависит от свойств пластовой нефти, глубины ее зале гания, плотности сетки скважин и т.д.

В третьей главе диссертации построена математическая модель течения углеводородного газа в горизонтальном трубопроводе с уче том образования и разложения газовых гидратов, проведено числен ное исследование динамики накопления и диссоциации газогидратных отложений на стенках трубопровода.

Природный газ с заданным компонентным составом транспортиру ется в горизонтальном канале радиуса а0 и длиной L;

на внутренних стенках трубы может образовываться радиально-симметричный слой газогидратных отложений толщиной.

Для наиболее полного учета межфазных массообменных процес сов и связанных с ними теплофизических явлений примем, что поток природного газа в трубопроводе, состоит из двух компонент, а именно из влаги, образованной водой и метанолом, и из всей остальной части – в основном углеводородной смеси. Первая компонента в потоке мо жет содержаться в парообразном состоянии и в виде капелек жидко сти.

Введен ряд допущений: потери газа на образование гидратов пре небрежимо малы, поэтому его расход по длине трубы остается посто янным;

скорость течения газа гораздо меньше скорости звука;

течение квазиустановившееся;

значения давления и температуры потока при нимаются средними по сечению трубы;

температура для каждого се чения канала одинакова для обеих фаз (газа и жидкости). Ось z на правим по течению газа, ее начало совпадает с входным сечением трубопровода.

Приведенные выше допущения позволяют для описания движения газа использовать стационарные уравнения течения газа в канале:

dv g dp mg S f, dz dz dT m g dp d (k l (1 k ml )) d ( k l k ml ) mg cg m g Lw m g Lm Q g, dz g dz dz dz f 2a, 0,125 g v g, S a 2, a a 0, Qg 2a q g, где mg, vg, g, и cg – массовый расход, скорость, плотность и удельная теплоемкость газа соответственно;

– коэффициент гидравлического сопротивления;

Lw и Lm – теплота перехода в парообразное состояние для воды и метанола.

Для интенсивности теплопередачи qg от потока к внутренней по верхности стенки трубопровода или к поверхности газогидрата, когда он присутствует на поверхности стенки трубопровода, используем следующее соотношение:

q g g (T T ).

Здесь g – коэффициент теплопередачи от газа к внутренней стенке трубопровода, T – температура внутренней поверхности трубопрово да.

Вода, содержащаяся в потоке с массовой концентрацией kw, также может находиться в этих двух агрегатных состояниях: в виде жидких капелек с массовой концентрацией 1–kml и в виде пара в газовой фазе с концентрацией 1–kmv. Уравнение сохранения массы для влаги можно записать в виде:

dk w mg Jw, dz где J w 2a j w, jw – интенсивность потребления влаги на образова ние газового гидрата.

Для скорости роста толщины газового гидрата на внутренней стен ке трубопровода принимается следующее уравнение:

j h, h h – плотность газогидрата, jh – интенсивность гидратообразования.

Полагается, что газовый гидрат является клатратным соединением с фиксированным компонентным составом гидратообразующей смеси газов и воды. Поэтому интенсивности jh и jw должны быть связаны «стехиометрическим» условием: jw (1 k gh ) jh, где kgh – массовая концентрация гидратообразующего газа в составе газогидрата.

Вышеприведенные уравнения замыкаются выражением для равно весной концентрации водяного пара:

p w R g T exp w, kv p Rv T зависимостью равновесной температуры гидратообразования Ts от давления Ts ( p) Th* ln p p s 0 Ts 0 (*) и уравнением состояния для газа p g Rg T.

Принимается, что отложение газовых гидратов начинается в сече нии канала z = zs, где на стенках конденсируется вода и выполняется условие T Ts(p). При этом отложение может происходить в двух ре жимах, а именно: теплового баланса и «дефицита» воды.

Первый режим реализуется при достаточном поступлении к по верхности твердой фазы гидратообразователей (газ и вода). В этом случае интенсивность образования газового гидрата ограничивается лишь интенсивностью теплоотвода от поверхности фазовых перехо дов. Температура T является также температурой внутренней стенки трубопровода на участке, где откладывается твердая фаза. Полагает ся, что T = Ts(p). Интенсивность отложения газового гидрата в этом режиме будет определяться из условия теплового баланса на поверх ности газогидратного слоя Lh jh qG q g, где Lh – удельная теплота фазового перехода при гидратообразова нии, qG – интенсивность теплопередачи между стенкой трубопровода и окружающим грунтом с температурой TG.

Из-за образования твердых отложений происходит обеднение по тока влагой, и вследствие этого, начиная с некоторого сечения трубо провода, его «склероз» будет происходить во втором режиме. Для расчета интенсивности jh, принимая во внимание условие j h j w (1 k gh ), запишем следующее соотношение:

j w D g k wSh.

Здесь Sh – число Шервуда, D – коэффициент диффузии.

При наличии метанола в составе капелек воды, орошающих стенки трубопровода, температура поверхности газогидрата будет снижаться.

В работе предполагается, что температура образования газогидратов зависит от концентрации ингибитора kml в воде линейно, таким обра зом, для температуры разложения газогидрата справедливо выраже ние:

Tms Ts Tm*k ml.

В работе получена система уравнений для расчета kml и формула * для минимального расхода метанола mm 0, при котором не происходит образование газогидратных отложений на внутренней стенке трубо провода.

На рис. 6 представлено распределение давления, температуры, толщины гидратного слоя и влагосодержания в различные моменты времени.

(б) (а) p, МПа T, C 3,1 10 T Ts(p) 3,0 8 2,9 2,8 1,6 zs 2,0 1,6 zs 2, 2,4 2,8 z, км 2,4 2,8 z, км kw, 10-, см (в) (г) 4 2 0 1,6 zs 2,0 1,6 zs 2, 2,4 2,8 z, км 2,4 2,8 z, км Рис. 6. Изменение по координате z давления (a), температуры (б), толщины газогидрат ного слоя (в) и влагосодержания (г) в различные моменты времени на участке с отложе ниями твердой фазы. Цифры на кривых – время в сутках с момента начала работы тру бопровода.

Анализ рис. 6 приводит jh, 10-5 85 к одному интересному, на мой взгляд, факту. С одной стороны, образовавшийся гидратный слой играет роль дополнительной теп лоизоляции, что приводит 2 к уменьшению теплообме на между газовым потоком 1 60 в трубопроводе и окру жающим грунтом и, как следствие, должно привес 1,6 2,0 2,4 2,8 z, км ти к снижению интенсивно сти гидратообразования.

Рис. 7. Изменение во времени интенсивности Однако в проведенных гидратообразования.

расчетах уменьшения ве личины jh не наблюдается (рис.7).

По видимому, это вызвано действием «конкурирующего» факта. Из за сужения сечения трубопровода за счет образовавшихся отложений происходит снижение давления по длине трубопровода (рис. 6a), что приводит к снижению температуры потока. Это становится, в свою очередь, причиной более интенсивного роста скорости образования слоя газогидратных отложений вблизи минимального сечения трубо провода (рис. 7).

Как известно (Бондарев Э.А., 1979), интенсивность образования га зогидратных отложений в основном лимитируется условиями теплово го баланса между слоем твердых отложений и потоком углеводород ных смесей в трубопроводах, а также окружающей трубопровод поро дой. В этой связи, было изучено влияние температуры грунта на про цессы, протекающие в трубопроводе. Расчеты показали, что при бо лее низкой температуре грунта остывание газового потока вдоль тру бопровода происходит быстрее. В этом случае зона гидратообразова ния располагается ближе к входному сечению, но протяженность гид ратных отложений снижается.

На рис. 8 представлены результаты расчета процесса разрушения слоя отложений газовых гидратов при подаче в газовый поток метано ла. Из графиков видно, что при разложении газогидратного слоя про слеживаются две характерные особенности. Первая заключается в том, что на переднем участке происходит разрушение газогидратного слоя и вследствие этого смещение левой кромки отложений твердой фазы к правой границе трубопровода. Другая особенность заключает ся в том, что на участках расположенных ниже по трубопроводу со временем происходит увеличение толщины газогидратных отложений.

, см kml, 10- (а) (б) 4 3 1 0 1,6 2,0 2,4 2,8 z, км 1,6 2,0 2,4 2,8 z, км Рис. 8. Профилограмма отложений газовых гидратов на внутренних стенках трубопро вода (а) и распределение по координате z массовой концентрации метанола в жидкой фазе (б) в различные моменты времени. Числа на сплошных линиях соответствуют времени (в сутках) с начала подачи в поток метанола с массовым расходом mm0 = 30 кг/сут. Пунктирной линией представлен профиль газогидратных отложений в начальный момент времени (данный слой образовался за 60 суток).

Повторное образование отложений газовых гидратов вызвано, оче видно, тем, что взятое в расчетах значение массового расхода мета нола mm0 не обеспечивает необходимой концентрации метанола в жидкой фазе. Поэтому необходимо взять большее значение mm0, при котором весь газовый гидрат, образовавшийся на внутренней поверх ности трубопровода, был бы разложен, и при этом не происходило бы повторное нарастание газогидратного слоя на нижних участках трубо провода. Проведенное численное исследование показывает, что дан ное условие для расчетного трубопровода выполняется при mm0 = 70 кг/сут.

Четвертая глава посвящена теоретическому изучению процессов, происходящих в пористых структурах, насыщенных газом и водой, при закачке в них холодного (с температурой меньшей исходной темпера туры пласта) газа.

Пусть пористый пласт в начальный момент времени заполнен га зом (метаном) и водой, давление и температура которых в исходном состоянии соответствуют термодинамическим условиям существова ния их в свободном состоянии. Через скважину, вскрывшую пласт на всю толщину, закачивается такой же газ с постоянным массовым рас ходом Qg при постоянной температуре Tw. При нагнетании газа размер скважины rw слабо сказывается на особенностях протекания процесса.

В результате закачки газа от границы скважины вглубь пласта на чинает образовываться гидрат. При этом в пласте возникает три ха рактерные области. В ближней области, находящейся вблизи скважи ны, вода полностью перешла в газогидратное состояние, поэтому в порах присутствуют только газ и гидрат. В дальней области поры пла ста заполнены газом и водой. В промежуточной области происходит образование гидрата, в этой зоне газ, вода и гидрат находятся в со стоянии термодинамического равновесия. Таким образом, в пористом пласте возникает две поверхности: между дальней и промежуточной областями, где начинается переход воды в гидрат, и между ближней и промежуточной областями, на которой заканчивается процесс гидра тообразования.

Примем следующие допущения: температуры пористой среды и насыщающего вещества (газа, гидрата или воды) совпадают;

гидрат является двухкомпонентной системой с массовой концентрацией газа G, пористость m постоянна, скелет пористой среды, вода, гидрат не сжимаемы и неподвижны, газ калорически совершенный.

Система основных уравнений с учетом принятых допущений имеет вид:

g mS g G h mS h div g mS g g 0, t l mSl (1 G ) h mS h 0, t cT g cg mS g g grad T div grad T h LhmS h, t t mS g g k g g grad p, где j и Sj (j = g, h, l) – истинная плотность и насыщенность пор j-й фа зы;

g, kg, cg и g – скорость, проницаемость, удельная теплоемкость и динамическая вязкость газовой фазы;

индексы h, l и g относятся к па раметрам гидрата, воды и газа соответственно.

Для случая, когда исходная водонасыщенность пор менее полови ны (в работе рассмотрен именно такой случай) воду можно считать неподвижной, т.е. заменить двухфазную фильтрацию однофазной фильтрацией газа. Кроме того, при отмеченных допущениях можно пренебречь переменностью удельной объемной теплоемкости c и коэффициента теплопроводности системы.

Данная система уравнений дополняется зависимостью коэффици ента проницаемости для газа от газонасыщенности, заданной на ос нове формулы Козени.

На границах между областями выполняются условия баланса мас сы и тепла:

m S g g g r(i ) S h h G r(i ) 0, grad T mL S r.

mS h h (1 G ) S l l r(i ) 0, h h h (i ) Здесь [] – скачок параметра на границе r(i) (i = s, m);

r(s) – граница между ближней и промежуточной областями, r(m) – граница между промежуточной и дальней областями;

точка над r(i) означает скорость движения границы. Температура и давление на этих границах полага ются непрерывными.

Значения температуры и давления в области образования гидрата связаны условием фазового равновесия (*).

Сформулированная таким образом задача является автомодель ной, т.е. параметры, описывающие процесс, могут быть выражены как функция автомодельной координаты: r t ( / c – темпе ратуропроводность пласта).

В автомодельных переменных построены (с использованием мето да линеаризации Лейбензона) аналитические решения, описывающие распределения температуры и давления в пласте.

Опираясь на результаты проведенных расчетов, можно говорить о том, что при нагнетании в пласт газа с постоянным массовым расхо дом существуют два режима образования гидрата: с фронтальной по верхностью и объемной зоной образования гидрата.

Условие возникновения в осесимметричном случае объемной об ласти фазовых переходов записывается следующим образом:

(2s ) Pe(1) (T( s ) Tw ) exp p(2s ) 4 T S 2 p h (1) (s) (s) 2 Pe(1) 1 exp p(2 ) d 4 2 p KS 2 Qg g Rg Tw exp ( s ), T* h (1) ( s ) 2k( 2) p(2s ) 4(1) g c g k(1) p0 g, (1) k(1) p0 mS g (1) g, p(s) – давление на где Pe(1) границе (s). Здесь (s) – граница между ближней (первой) областью, где в порах присутствуют только газ и гидрат, и дальней областью пласта, поры которой заполнены газом и водой (промежуточная об ласть отсутствует).

Проведенные расчеты показывают, что проницаемость k0 и исход ная температура пласта T0 являются основными параметрами, влияющими на величину массового расхода нагнетаемого газа Q*, при которой фронтальная поверхность гидратообразования переходит в объемную зону.

Так из рис.9 видно, что при нагнетании газа с температурой ниже исходной температуры пласта с повышением T0 величина Q* увеличи вается. Если же закачивать теплый газ (Tw T0), то величина Q* равна нулю, что означает возникновение объемной области образования гидрата при любом массовом расходе.

Величина массового расхода Q* повышается с увеличением прони цаемости (рис. 10 и 11). Это обусловлено тем, для возникновения Q*, кг/(мс) 0,4 Рис. 9. Зависимость величины массового расхода нагнетаемого газа Q* от исходной температуры пласта T0 при разных значе 0, ниях абсолютной проницаемости пласта - k0. Линии 1 и 2 соответствуют k0 = 10 и 0,2 -15 5·10 м. Tw = 278 К, исходная водонасы щенность Sl0 = 0,2.

0, 273 276 279 282 T, C Q*, кг/(мс) Рис. 10. Зависимость величины массово 0,6 го расхода нагнетаемого газа Q* от абсо лютной проницаемости пласта при раз ных значениях начальной температуры 0,4 пласта T0. Линии 1 и 2 соответствуют T0 = 280 и 282 К. Tw = 278 К, Sl0 = 0,2.

0, -15 - k0, м 10 Q*, кг/(мс) Рис. 11. Зависимость величины массо 0, вого расхода нагнетаемого газа Q* от абсолютной проницаемости пласта при разных значениях исходной водонасы 0, щенности пласта Sl0. Линии 1 и 2 соот ветствуют Sl0 = 0,2 и 0,4.

0, -15 - k0, м 10 объемной области образования гидрата давление на поверхности фа зовых переходов должно превысить равновесное давление ps0, а с увеличением проницаемости пласта давление в ближней области пласта уменьшается.Результаты проведенных в работе расчетов по -12 -15 казали, что для значений проницаемости k0 = 10 10 м (характер ных для реальных пластов) с погрешностью порядка 1-2% в качестве условия существования фронтального решения можно принять соот ношение: p(s) ps0.

Действительно, в случае p(s) ps0 температура на фронте превы шает величину начальной температуры и, как следствие, ведет к сни жению температуры пласта за фронтом гидратообразования. А так как коэффициент пьезопроводности при рассматриваемых значениях проницаемости значительно выше коэффициента температуропро водности, то температура пласта снижается быстрее, чем давление и однозначно связанная с ним равновесная температура. Это приводит к возникновению в рамках фронтальной модели ситуации переохлаж дения воды за фронтом.

Численное исследование показало, что при превышении критиче ского значения массового расхода Q* возникает промежуточная об ласть, протяженность которой при дальнейшем увеличении расхода газа возрастает. При высоких расходах газа при его нагнетании в пласт температура в области гидратообразования поднимается значи тельно выше начальной температуры пласта. Это обусловлено тем, что в этом случае давление в промежуточной области значительно превышает равновесное давление ps0, соответствующее исходной температуре T0. Подача в этом случае в пористую среду холодного (Tw T0) газа приводит к нагреву пласта, величина которого возраста ет с увеличением массового расхода закачиваемого газа.

В пятой главе диссертации проведено изучение механизма сни жения проницаемости зоны вблизи забоя скважины при взаимодейст вии пластовых и закачиваемых флюидов. Для решения проблемы разработана математическая модель процессов, происходящих в при забойной зоне при смешении вод с различным химическим составом.

При постановке задачи о закачке воды в пористую структуру пола гается, что имеется однородный горизонтальный пористый пласт по стоянной толщины;

кровля и подошва пласта непроницаемы. При рас смотрении обозначенной задачи пренебрегается вкладом диффузи онных процессов, т.к. развитие этих процессов в пласте происходит за значительно большие времена, нежели время нагнетания воды. Пола гается, что задача является осесимметричной, т.е. распределение реагентов, скорости потока зависят только от радиуса. В общем слу чае, течение из-за неоднородности призабойной зоны может быть и нерадиальным, но и тогда интегральные распределения реагентов и баланс масс остаются прежними, т.е. упрощенный осесимметричный подход является вполне оправданным.

Типичная химическая реакция, которая возможна в пористой среде при смешении вод с различным химическим составом, может быть записана следующим образом:

Ca 2 HCO3 CaCO3 H 2O CO2.

Будем считать, что остаточная или «реликтовая» вода защемлена в пористой среде за счет капиллярных сил и не вытесняется закачи ваемой водой. Эта вода со своим минеральным составом остается неподвижной, смешиваясь с подаваемой в пласт водой.

С учетом сделанных предположений записаны уравнения нераз рывности для каждого компонента приведенной реакции:

c1m w S wr J, t c m rmvc2 2 J, w (1 S wr ) 2 w (1 S wr ) t r r c m w S wr 3 3 J, t c m rmvc4 4 J, w (1 S wr ) 4 w (1 S wr ) t r r c m rmvc5 5 J, w (1 S wr ) 5 w (1 S wr ) t r r где i M i M 1 (i = 2, 3, 4, 5), w = const – истинная плотность флюи да;

ci (i = 1, 2, 3, 4, 5) – концентрация i-го реагента в потоке и пористой среде;

J – интенсивность массобмена за счет химической реакции, Swr = const – остаточная водонасыщенность;

v – скорость жидкости;

Mi – суммарный молекулярный вес i-го вещества, участвующего в реак ции. Нижний индекс 1 – катионы кальция, содержащиеся в пластовой воде;

2 – анионы угольной кислоты в подаваемой в пласт воде;

3 – кальцит, плохо растворимый в воде;

4 – вода;

5 – углекислый газ.

Из-за достаточно высокого пластового давления углекислый газ, который выделяется в ходе реакции, будет полностью растворен в воде. В этой связи можно объединить последние два уравнения:

~4m c 1 ~ ~ rmvc4 4 J, w (1 S wr ) w (1 S wr ) t r r ~ ~ где c4 c4 c5, 4 4 5.

Для условий рассматриваемой задачи можно положить, что изме нение пористости пласта m=(m–m0) является малой величиной. Учи тывая данное допущение, в работе проведена линеаризация системы уравнений, пренебрегая при этом величинами порядка m2, cim и выше. Далее система уравнений приведена к безразмерному виду.

Из суммарного уравнения сохранения массы всего потока следует, что скорость движения жидкости v может изменяться лишь в зоне хи мической реакции, вне этой зоны v/X = 0. Решение полученной ги перболической системы уравнений в этом случае представляется в виде трех зон: I) зона вблизи скважины, где химическая реакция уже завершилась (0XXf);

II) зона, в которую вытеснены продукты реакции (XfXXv);

III) зона пласта, еще не затронутая реакцией (XXv).

Условия баланса масс при переходе через скачок (разрыв), кото рый отвечает фронту химической реакции (при X=Xf), позволяют свя зать значения параметров перед и за скачком:

D(1 S wr )c2 2 S wr c1 (1 S wr )c2, D(c3 3c1 ) 0, ~ D(1 S wr )~4 4 S wr c1 (1 S wr )c4.

~ c где D – скорость движения этого разрыва. Квадратными скобками обо значена разность величины до и после разрыва.

Из этой системы, учитывая начальные и граничные условия, нахо дятся искомые величины:

1 ~ S c 4 S wr c10 D ~ D 1 2 wr 10, c3 3 c10, c4.

(1 S )c (1 S wr )(1 D) wr Аналитическое решение в работе было применено для анализа проведенных гидродинамических исследований скважины № 19 Су зунского месторождения на водонасыщенном пласте.

Из-за технологических сложностей опробование пласта не было выполнено. На скважине была проведена регистрация кривой восста новления давления (КВД), но в связи с малыми и неустойчивыми объ емами отбора жидкости интерпретация КВД оказалась существенным образом затрудненной. По результатам интерпретации КВД прони цаемость оценивалась весьма значительной величиной, равной 1745 мД. После этого было принято решение о проведении закачки воды в скважину и снятия кривой падения давления (КПД) после оста новки закачки. Объем закачанной воды составил 1000 м, закачка осуществлялась в течение 50 часов, запись КПД проводилась глубин ным прибором, спущенным на глубину 1030 м.

Результаты интерпретации с использованием специализированных программных продуктов позволили выделить две зоны вокруг скважи ны: ближнюю низкопроницаемую область (загрязненную зону) с про ницаемостью равной 58 мД, и дальнюю высокопроницаемую область с проницаемостью k0 = 1228 мД, что соответствует аномальному значе R 4, f, м 3, 1, 0, 0 10 20 30 40t, час.

Рис.12. Изменение во времени радиуса загрязненной зоны.

нию скин-фактора S = 75,3. Радиус зоны пониженной проницаемости составил 4,6 м.

Одной из возможных причин формирования низкопроницаемой об ласти в пласте вокруг исследуемой скважины может представляться образование скин зоны вследствие выпадения твердого осадка в зоне вблизи скважины из-за закачки воды с отличным от пластовой воды химическим составом. Осаждение твердого осадка приводит к сущест венному снижению проницаемости в призабойной зоне скважины, что зафиксировано в результате гидродинамических исследований.

Для подтверждения этой гипотезы были проведены расчеты с уче том полученного аналитического решения.

На рис. 12 представлено изменение во времени радиуса скин зоны Rf. Время закачки воды составило 50 часов, за это время радиус уве личился до 4,3 метров. Данная величина близка к значению, получен ному по данным интерпретации КПД (4,6 метров).

По мере закачки воды в пласт (с течением времени) вследствие увеличения радиуса скин зоны происходит падение коэффициента приемистости скважины Q/p (рис. 13).

Q /p, (м3/сут)/атм 40 t, час.

0 10 20 Рис.13. Изменение с течением времени коэффициента приемистости скважины.

По данным гидродинамических исследований скважины коэффици ент приемистости скважины составил 37,71 (м /сут)/атм. Из рис. видно, что при t = 50 часов величина Q/p принимает значение немно гим больше 40 (м3/сут)/атм, что в достаточной мере отражает данные интерпретации кривой падения давления.

В табл. 1 представлены вычисленные по предложенной математи ческой модели значения проницаемости загрязненной зоны k (и соот ветствующие значение скин-фактора S), радиуса скин зоны Rf, коэф фициента приемистости скважины Q/p, а также эти же значения, по лученные по данным интерпретации кривой падения давления.

Таблица 1.

Параметры, Относительная Вычисленные полученные по погрешность, параметры данным интер % претации 63 58 7, k, мД 69,3 75,3 8, S 4,3 4,6 7, Rf, м Q/p, (м3/сут)/атм 43,23 37,71 12, Сопоставление расчетных значений с данными испытаний скважи ны показывает, что изученный механизм загрязнения призабойной зо ны, а именно, выпадение твердого осадка в зоне вблизи скважины из за закачки воды с отличным от пластовой воды химическим составом, с большой вероятностью является причиной формирования аномаль ного значения скин-фактора.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ В диссертационной работе с позиций механики многофазных сред проведено теоретическое исследование и установление закономерно стей течения двухфазной смеси в каналах и насыщенных пористых средах при наличии тепломассообменных процессов и физико химических превращений. Большое внимание уделено проблеме об разования твердой фазы в пластах и системах нефтегазопромыслово го оборудования. Основные результаты и выводы диссертационной работы могут быть сформулированы следующим образом.

1. Создан комплекс оригинальных математических моделей одно мерного двухфазного течения в нефтегазопромысловом оборудова нии и в насыщенных пористых средах, а именно:

математическая модель восходящего двухфазного потока в добы вающей скважине, оснащенной установкой электроцентробежных насосов;

математическая модель процессов, происходящих при течении парожидкостной смеси в нагнетательной скважине;

математическая модель течения влажного углеводородного газа в горизонтальном трубопроводе с учетом фазовых переходов, обра зования или диссоциации отложений газовых гидратов на внутрен них стенках трубы и теплообмена трубопровода с окружающей по родой.

Сопоставление с промысловыми данными, а также с расчетами других авторов, показало адекватность описания исследуемых про цессов.

2. Разработан программный продукт, который позволяет проводить численные эксперименты по нахождению основных параметров вос ходящего двухфазного потока по высоте скважины при работе различ ных типов погружных электроцентробежных насосов и их местораспо ложения. Выполнен численный анализ влияния определяющих пара метров на структуру потока и температурную обстановку в скважине.

Расчетами показано, что за счет использования установки электро центробежных насосов и варьирования расходной характеристики на соса, глубины его расположения, снижения теплопередачи через сис тему труб скважины можно добиться необходимого температурного режима (температура стенки подъемной колонны становится выше температуры начала кристаллизации парафина) по всей высоте сква жины и тем самым предотвратить или существенно снизить темпы роста парафиновых отложений на внутренних стенках подъемной ко лонны.

3. Установлено, что образование газогидратного слоя при течении влажного газа в горизонтальном трубопроводе происходит при «конку ренции» двух факторов. С одной стороны образовавшийся гидратный слой играет роль дополнительной теплоизоляции, которая приводит к снижению теплоотдачи от газового потока в окружающий грунт. С дру гой стороны снижение температуры потока из-за адиабатического расширения газа за минимальным сечением трубопровода способст вует интенсификации склеротических процессов. Как показывают рас четы, рост газогидратного слоя приводит к тому, что влияние второго эффекта на интенсивность образования газовых гидратов в трубопро воде становится решающим. Установлено, что при снижении темпера туры окружающего грунта газогидратный слой располагается ближе к входному сечению, но протяженность твердых отложений снижается.

Расчетами показана эффективность использования метанола как средства борьбы с уже образовавшейся пробкой при достаточном (для условий конкретного трубопровода) количестве данного ингиби тора. При подаче в газовый поток метанола с недостаточным массо вым расходом разрушается лишь передняя кромка отложений газовых гидратов, а на участках трубопровода, располагающихся вниз по пото ку, происходит повторное нарастание газогидратов.

4. Построены аналитические решения автомодельной задачи об образовании газового гидрата при закачке холодного (с температурой меньшей исходной температуры пласта) газа в пористый пласт, изна чально насыщенный газом и водой. При этом образование гидрата может происходить как на фронтальной поверхности, так и в протя женной области. Получены условия, разделяющие разные режимы образования газогидрата. Расчетами показано, что для каждого зна чения проницаемости пласта существует критическое значение мас сового расхода газа, при превышении которого возникает объемная область образования гидрата;

при этом основными параметрами, влияющими на величину массового расхода нагнетаемого газа, явля ются исходная температура и проницаемость пласта. В случае объем ного образования гидрата более протяженная область реализуется в высокопроницаемых пористых средах с высоким исходным давлением и низкой начальной температурой, а также при большей интенсивно сти нагнетания газа в пласт. Возникновение объемной области обра зования гидрата сопровождается нагревом пласта выше исходной температуры даже при инжекции холодного газа;

при этом величина нагрева увеличивается с повышением интенсивности нагнетания газа.

5. Получено аналитическое решение задачи о взаимодействии пластовой и закачиваемой вод. Сопоставлением расчетных значений с данными гидродинамических исследований скважины показано, что наиболее вероятной причиной наблюдаемого в промысловых испыта ниях значительного снижения проницаемости в призабойной зоне скважины является образование в этой зоне из-за закачки воды с от личным от пластовой воды химическим составом твердого осадка, ко торый, в свою очередь, приводит к формированию низкопроницаемой зоны вблизи забоя скважины.

ОСНОВНЫЕ ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ Статьи в рецензируемых научных журналах 1. Шагапов В.Ш., Уразов Р.Р., Мусакаев Н.Г. Математическое моде лирование течения углеводородного газа в трубопроводе с учетом гидратообразования на внутренних стенках трубы // Вестник УГАТУ. 2011. Т.15, №4 (44). С.164-168.

2. Мусакаев Н.Г., Бородин С.Л. Теоретическое исследование особен ностей двухфазного течения в оснащенной электроцентробежным насосом скважине // Вестник Нижегородского университета им. Н.И.Лобачевского. 2011. №4(2). С.502-504.

3. Гималтдинов И.К., Мусакаев Н.Г., Хасанов М.К., Столповский М.В.

Особенности разложения газовых гидратов при тепловом и де прессионном воздействиях в пластах конечной протяженности // Вестник Тюменского государственного университета. 2011. №7.

С.6-23.

4. Губайдуллин А.А., Мусакаев Н.Г., Бородин С.Л. Компьютерное мо делирование процессов в оснащенной УЭЦН нефтегазовой сква жине // Известия вузов. Нефть и газ. 2010. №5. С.59-65.

5. Федоров К.М., Мусакаев Н.Г., Терентьев В.Л., Григорьев К.С. Ме ханизм формирования низкопроницаемой зоны вблизи забоя скважины за счет выпадения осадка // Вестник Тюменского госу дарственного университета. 2010. №6. С.47-53.

6. Мусакаев Н.Г. Математическое исследование температурной об становки в скважине при наличии источника электрообогрева // Из вестия вузов. Нефть и газ. 2010. №6. С.43-47.

7. Губайдуллин А.А., Мусакаев Н.Г., Бородин С.Л. Математическая модель восходящего газожидкостного потока в вертикальной сква жине // Вестник Тюменского государственного университета. 2010.

№6. С.68-75.

8. Shagapov V.Sh., Borodin S.L., Gubaidullin A.A., Duong Ngoc Hai, Mu sakaev N.G. The theoretical research of an upward two-phase flow with phase’s changes in a vertical well // Vietnam Journal of Mechanics.

2010. Vol.32, No.4. P.211-221.

9. Шагапов В.Ш., Хасанов М.К., Мусакаев Н.Г. Образование газогид рата в пористом резервуаре, частично насыщенном водой, при ин жекции холодного газа // Прикладная механика и техническая фи зика. 2008. Т.49, №3. С.137-150.

10. Шагапов В.Ш., Мусакаев Н.Г., Уразов Р.Р. Математическая модель течения природного газа в трубопроводах с учетом диссоциации газогидратов // Инженерно-физический журнал. 2008. Т.81, №2.

С.271-279. (Shagapov V.Sh., Musakaev N.G. and Urazov R.R. Ma thematical model of natural gas flow in pipelines with allowance for the dissociation of gas hydrates // Journal of Engineering Physics and Thermophysics. 2008. Vol.81, No.2. P.287-296).

11. Мусакаев Н.Г., Уразов Р.Р., Шагапов В.Ш. Динамика образования гидратов при транспортировке природного газа // Теплофизика и аэромеханика. 2006. Т.13, №2. С.295-302.

12. Мусакаев Н.Г., Уразов Р.Р. Превентивные методы борьбы с гидра тообразованием в трубопроводах // Известия вузов. Нефть и газ.

2006. №1. С.50-56.

13. Шагапов В.Ш., Мусакаев Н.Г., Хасанов М.К. Нагнетание газа в по ристый резервуар, насыщенный газом и водой // Теплофизика и аэромеханика. 2005. Т.12, №4. С.645-656.

14. Shagapov V.Sh., Musakaev N.G., Khabeev N.S., Bailey S.S. Mathe matical modelling of two-phase flow in a vertical well considering paraf fin deposits and external heat exchange // International Journal of Heat and Mass Transfer. 2004. Vol. 47, No.4. P.843-851.

15. Гизатуллин Р.Г., Мусакаев Н.Г., Шагапов В.Ш. Математическая мо дель работы скважины с установкой центробежных электронасо сов // Известия вузов. Нефть и газ, 2004. № 2. С.23-28.

16. Мусакаев Н.Г., Гизатуллин Р.Г. Работа нефтяной скважины с ис пользованием УЦЭН // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2003. № 62. С.107-117.

17. Мусакаев Н.Г. Математическое моделирование процессов, проте кающих в нагнетательной скважине при закачке теплоносителя в пласт // Известия вузов. Нефть и газ. 2002. № 4. С.12-16.

18. Мусакаев Н.Г., Шагапов В.Ш. Моделирование процесса отложения парафина при течении газонефтяной смеси в трубах // Инженерно физический журнал. 1999. Т. 72, №4. С.771-774. (Shagapov V.Sh., Musakaev N.G. Modeling of Paraffin Deposition in Flow of a Gas-Oil Mixture in Tubes // Journal of Engineering Physics and Thermophysics, 1999. Vol.72, No.4. P.744-747).

19. Шагапов В.Ш., Мусакаев Н.Г. Теплообмен скважины с окружающи ми породами // Инженерно-физический журнал. – 1998. Т. 71, №6.

С.1134-1140. (Shagapov V.Sh., Musakaev N.G. Heat Exchange of a Borehole with Frozen Rock // Journal of Engineering Physics and Thermophysics, 1998. Vol.71, No.6. P.1131-1137).

20. Мусакаев Н.Г., Шагапов В.Ш. Теоретическое моделирование рабо ты газонефтяной скважины в осложненных условиях // Прикладная механика и техническая физика, 1997. Т. 38, № 2. С.125-134.

Монография 21. Кучумов Р.Я., Кучумов Р.Р., Мусакаев Н.Г. Применение численных методов к решению задач нефтепромысловой механики. Тюмень:

Изд-во «Вектор-бук», 2004. 184 с.

Статьи в других изданиях 22. Мусакаев Н.Г., Хасанов М.К. Условия возникновения объемной об ласти образования гидрата при инжекции газа в пористую среду, в исходном состоянии заполненную газом и водой // Сборник мате риалов всероссийской научно-практической конференции «Теоре тические и практические аспекты исследований природных и ис кусственных газовых гидратов». Якутск: Ахсаан, 2011. С. 126-131.

23. Шагапов В.Ш., Мусакаев Н.Г., Уразов Р.Р. Численное исследова ние процессов образования и разложения газогидратного слоя в горизонтальном канале // Сборник материалов всероссийской на учно-практической конференции «Теоретические и практические аспекты исследований природных и искусственных газовых гидра тов». Якутск: Ахсаан, 2011. С. 86-191.

24. Шагапов В.Ш., Уразов Р.Р., Мусакаев Н.Г. Теоретическое исследо вание эволюции газогидратных отложений в трубопроводе при различных режимах транспортировки газа // Сборник трудов рос сийской научно-технической конференции «Мавлютовские чте ния». Уфа: Изд-во УГАТУ, 2011. Т.4. С.249-253.

25. Федоров К.М., Им П.С., Терентьев В.Л., Мусакаев Н.Г., Рома нов Д.В. Физико-химические аспекты взаимодействия пластовых и закачиваемых флюидов // Материалы V всероссийской научно практической конференции «Добыча, подготовка, транспорт нефти и газа». Томск, 2010. С.25-29.

26. Мусакаев Н.Г., Гималтдинов И.К., Столповский М.В., Хасанов М.К.

Численная модель образования газогидрата в пористой среде при инжекции газа // Материалы межд. конференции «Перспективы ос воения газогидратных месторождений». Москва, 2009. 11 с.

27. Уразов Р.Р., Мусакаев Н.Г. Моделирование образования газовых гидратов в трубопроводе // Материалы межд. конференции «Пер спективы освоения газогидратных месторождений», Москва, 2009.

13 с.

28. Мусакаев Н.Г., Бородин С.Л. Численное исследование восходяще го газонефтяного потока в добывающей скважине, оснащенной УЭЦН // Материалы VII межд. конференции «Химия нефти и газа».

Томск: Изд-во Института оптики атмосферы СО РАН, 2009. С.335 338.

29. Shagapov V.Sh., Borodin S.L., Gubaidullin A.A., Duong Ngoc Hai, Mu sakaev N.G. Mathematical Modeling of Upward Flow of a Liquid-Gas Mixture in a Vertical Well // Proceedings of International Workshop on «Thermal Hydrodynamics of Multiphase Flows and Applications». Ha noi, Vietnam, 2009. P.161-172.

30. Мусакаев Н.Г., Хасанов М.К. Математическая модель диссоциации газогидрата в пористой среде при инжекции и отборе газа // Труды межд. научной конференции «Дифференциальные уравнения и смежные проблемы». Уфа: Гилем, 2008. Т.III. С.133-138.

31. Мусакаев Н.Г., Мусакаева М.Ф. Математическое моделирование нисходящего двухфазного течения при наличии фазовых превра щений и внешнего теплообмена // Сборник трудов «Моделирова ние технологических процессов нефтедобычи». Вып.8. Тюмень:

Изд-во ТюмГНГУ, 2008. С.70-74.

32. Мусакаев Н.Г., Хасанов М.К. Динамика образования газогидрата в пористой среде при инжекции газа // Труды Института механики УНЦ РАН по материалам российской научной конференции «Ме ханика и химическая физика сплошных сред». Уфа: Изд-во «Неф тегазовое дело». 2008. Вып.6. С.178-183.

33. Мусакаев Н.Г., Хасанов М.К. Численное моделирование образова ния газовых гидратов при инжекции газа в пласт // Материалы VI межд. конференции «Химия нефти и газа». Томск, 2006. Т.1. С.364 367.

34. Мусакаев Н.Г., Уразов Р.Р. Математическое моделирование про цесса разложения газогидратного слоя в трубопроводе под воз действием метанола // Сборник трудов «Моделирование техноло гических процессов нефтедобычи». Тюмень: Изд-во «Вектор-бук», 2005. Вып.5. С.119-125.

35. Мусакаев Н.Г., Уразов Р.Р. Процесс разложения газогидратного слоя в трубопроводе при снижении давления перекачки // Сборник трудов «Алгоритмизация и моделирование процессов разработки нефтегазовых месторождений». Тюмень: Изд-во «Вектор-бук», 2005. С.144-149.

36. Мусакаев Н.Г., Гизатуллин Р.Г. Расчет параметров газожидкостно го потока в добывающей скважине при наличии установки электри ческого центробежного насоса // Труды межд. научной конферен ции «Спектральная теория дифференциальных операторов и род ственные проблемы», Стерлитамак, 2003. Уфа: Изд-во «Гилем».

Т.3. С.63-67.

37. Мусакаев Н.Г. Математическая модель течения горячей парогазо вой смеси в нагнетательной скважине // Совместный выпуск жур налов «Вычислительные технологии» и «Региональный вестник Востока» по материалам межд. научной конференции «Вычисли тельные и информационные технологии в науке, технике и образо вании». Усть-Каменогорск, Казахстан, 2003. Ч.2. С.247-254.

38. Мусакаев Н.Г. О математических схемах, описывающих процесс кристаллизации парафина в газонефтяных скважинах // Труды межд. конференции RDAMM-2001. Новосибирск, 2001. Т.6, Ч.2.

С.318-322 (CD).

39. Musakaev N.G., Shagapov V.Sh. Heat Transfer in a Well with Eccentri cally Located Radiant // Proceedings of International Conference on Multiphase Systems. Ufa, 2000. P.459-462.



 




 
2013 www.netess.ru - «Бесплатная библиотека авторефератов кандидатских и докторских диссертаций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.