CC BY
30
УДК 004.94; 621.039.542.3
И. С. Маркин, Э. М. Кольцова*
Российский химико-технологический университет им. Д.И. Менделеева, Москва, Россия 125480, Москва, ул. Героев Панфиловцев, д. 20 * e-mail: kolts@muctr.ru
МОДЕЛИРОВАНИЕ ТЕЧЕНИЯ НЕФТИ В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ СКВАЖИНЫ ПРИ ГАЗОХИМИЧЕСКОМ ВОЗДЕЙСТВИИ НА СКВАЖИНУ
За основу при построении математической модели горения топлива принята модель конкурирующих пламён, или модель Бекстеда-Дерра-Прайса. С использованием модели получены зависимости скорости горения и температуры от давления в скважине, которые после применяются при моделировании горения заряда в условиях скважины. Для данных вычислений была реализована программа, позволяющаяся производить расчёты для различных параметров заряда и скважины.
Ключевые слова: твердое топливо; модель Бекстеда-Дерра-Прайса; скорость; горение; горизонтальная скважина; фильтрация.
механические, химические,
метод обработки газогенераторами.
Газоконденсатные месторождения России характеризуются низкой пластовой
проницаемостью, следствием чего является большое число малодебитных и простаивающих скважин. Частично это связано и с особенностями фазового поведения газоконденсатных систем.
Существует ряд методов повышения продуктивности скважин:
акустические, тепловые,
термохимические и другие.
Достаточно эффективен скважины твердотопливными При его использовании происходит прогрев призабойной зоны и расплавление парафинов, что позволяет в значительной степени очистить поровое пространство вокруг ствола скважины.
Заряд помещается в скважину, и производится его воспламенение. Процесс сгорания приводит к одновременному воздействию на призабойную зону пласта следующих факторов: механическое воздействие при расширении большого объема пороховых газов (продуктов горения топливного заряда) за короткое время в малом объеме ствола скважины, заполненной жидкостью, образование разветвленной системы трещин в прилегающей зоне нефтяного пласта, интенсивное тепловое воздействие, расплавляющим органические высоковязкие отложения, кислотное воздействие (среди продуктов горения содержатся HCl и HF), растворяющее карбонатную составляющую породы.
Моделирование процесса горения смесевой твердотопливной композиции проводилось на основе основных брутто-реакций процесса. Для этого была принята модель конкурирующих пламен (модифицированная модель Бекстеда-Дерра-Прайса) [2,3].
После получения данных по модели горения рассчитывалось горение топлива в условиях скважины. Исходя из зависимости скорости горения от давления, вычислялась масса сгоревшего заряда, затем выделившееся на основе этого количество газообразных продуктов горения, рассчитывалось количество фильтрации парогазовой смеси в пласт
[1] и на основе массы оставшегося газа вычислялось новое давление в скважине.
Современные теоретические подходы к моделированию многофазной фильтрации в пористой среде применительно к задачам нефтяной и газовой промышленности можно разделить на классические, в основе которых лежит идея осреднения в механике многофазных сред, и статистические подходы, появившиеся в последнее время и учитывающие случайность распределения неоднородности пласта.
Условно, эту задачу можно разбить на два процесса: производство парогазовой смеси или смеси водяных паров, образованных в результате нагрева воды заполняющей скважину и газов горения; фильтрация парогазовой смеси в призабойную зону пласта. Для горизонтальной скважины моделирование процесса фильтрация парогазовой смеси было произведено с помощью метода Джоши (1):
0.007078khh
qh
(1)
a-( L
0.5 + .
0.25 +
2r
eh
L
0.5
(2)
где a - половина главной оси эллипса дренирования, L - длина горизонтального участка скважины (м), h - высота резервуара (м), - радиус скважины (м), гет - радиус дренирования вертикальной скважины (м), ц - вязкость нефти (Па-с), в - объемный коэффициент нефти (пм3/ст.м3), АР - перепад давления от дренажной границы к стволу скважины (Па).
4
распределения фронта давления и температуры объему. В центре модели заложена скважина (рис. 1).
Результаты моделирования показали, что температурное воздействие на призабойную зону распространяется на расстояние свыше 1 м от ствола скважины, что достаточно для эффективной тепловой обработки скважины, пиковое значение температуры достигает 320 С0.
Рассчитанный радиус фронта уменьшения вязкости нефти за счет ее нагрева составил 1,5 метра, что достаточно для улучшения параметров течения водонефтяной смеси, в момент максимального прогрева призабойной зоны вязкость нефти уменьшается примерно в 1000 раз.
Анализ распространения фронта давления (рис. 2) показал, что пиковое значение пластового давления в процессе закачки составило 620 атм, таким образом перепад давлений составил 420 атм. Такие высокие значения давления типичны при проведении гидроразрыва пласта, соответственно в результате воздействия парогазовой смесью в породе возможно возникновение трещин.
Полученные результаты по давлению, температуре и химического воздействия для карбонатных месторождений свидетельствуют о возможности образования трещин в призабойной зоне и глубоком тепловом и химическом воздействии на призабойную зону пласта. Это дает основание рекомендовать метод обработки для активизации нефтяных горизонтальных скважин.
Работа выполнена при частичной поддержке грантом РФФИ № 14-07-00960.
Рис. 1. Общий вид модели пласта с горизонтальной скважиной в центре
Моделирование проводилось с использованием заряда массой 50 кг, что обеспечивает мощный эффект по повышению давления и тепловому воздействию и в то же время сохраняет насосно-компрессорную колонну в рабочем состоянии. Воздействие такого типа заряда приведет к образованию разветвленной системы трещин в околоскважинном пространстве. Повышение температуры породы снижает вязкость нефти и расплавлет осаждающиеся высоковязкие парафиновые отложения в призабойной зоне, что дает значительный эффект по интенсификации притока нефти к скважине.
Таблица 1. Результаты расчетов фильтрации парогазовой
смеси в пласт
^сек Р, атм Т, С Q, м3/с
0.1 252.117 2303.92 0.736658
0.2 303.803 2307.98 1.63497
0.3 354,652 2371 2.68172
0.4 408.852 2437.11 3.97549
0.5 462.666 2497.26 5.44174
0.6 513.422 2551.33 6.99063
0.7 558.944 2593.17 8.51679
10.2 200 2304.64 3.43Е-08
10.3 200 2304.64 2.27Е-08
10.4 200 2304.64 1.50Е-08
Для моделирования использовался однородный по проницаемости, пористости и песчанистости пласт, геометрические размеры которого составляют 55^18,25x18,25 м. Этого достаточно для оценки
Рис. 2. График изменения давления во времени на разном удалении от нефтяной скважины
Маркин Иван Сергеевич, студент 4 курса бакалавриата факультета Информационных технологий и управления РХТУ им. Д. И. Менделеева, Россия, Москва.
Кольцова Элеонора Моисеевна, д.т.н., профессор, заведующая кафедрой Информационных компьютерных технологий РХТУ им. Д. И. Менделеева, Россия, Москва.
Литература
1. Chaudhry A.U. Oil well testing handbook. Burlington: Gulf Professional Publishing, 2004. 701 p.
2. Моделирование процессов горения твёрдых топлив / Гусаченко Л.К. [и др.]. Новосибирск: Наука, 1985. 183
с.
3. Математическое моделирование воздействия на призабойную зону высокотемпературной парогазовой
смесью при горении твердотопливного заряда в условиях нефтяной скважины / Федосеев М.А. [и др.]. Теоретические основы химической технологии. 2010. Т. 44, № 4. С. 417-424.
Markin Ivan Sergeevich, Koltsova EleonoraMoiseevna*
D. Mendeleev University of Chemical Technology of Russia, Moscow, Russia * e-mail: kolts@muctr.ru
SIMULATION OF THE FLOW OF OIL IN THE BOTTOMHOLE ZONE WELLS FOR GAS AND CHEMICAL EFFECTS ON THE WELL
Abstract
The basis of the construction of a mathematical model of fuel combustion accepted model of competing flames or model Beksteda-Derry-Price. Using the model derived temperature dependence of the burning rate and the pressure in the well, after which are used for modeling the combustion of the charge in a borehole. Program allows for calculations has been implemented for the calculation of data for the various parameters and charge wells.
Key words: solid fuel; model Beksteda-Derry-Price; speed; burning; horizontal well; filtration.
