CC BY
124
ГЕОМЕХАНИКА
УДК 622.276.6
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ ПЛАСТА НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН
Н.Д. Булчаев, А.Ш. Халадов, Ф.З. Булюкова, Е.Б. Думлер
Процессы образования неорганических солей в призабойной зоне пласта способствуют ухудшению ее фильтрационно-емкостных свойств и значительно снижают продуктивность нефтедобывающих скважин. Анализ исследований позволил выявить основные показатели, от которых в основном зависит снижение проницаемости горных пород вследствие солеотложения при заводнении. Предложена термодинамическая модель, разработанная для прогнозирования процессов отложения солей в призабойной зоне пласта нефтедобывающих скважин.
Ключевые слова: призабойная зона пласта, отложения неорганических солей, термодинамическая модель, начальная проницаемость.
Ванкорское месторождение уникально по своим углеводородным запасам и не имеет аналогов в мире. Разнообразие горно-геологических условий, высокая степень неоднородности разрабатываемых пластов, широкий диапазон физических и химических свойств добываемой продукции пласта обеспечили создание предпосылок для образования факторов, осложняющих эксплуатацию скважин на месторождении.
Одним из самых серьезных факторов является отложение солей, возникающее при закачке воды в пласт и смешивании двух несовместимых вод. Выпадение солей в подземном оборудовании и призабойной зоне пласта нефтедобывающих скважин приводит к дорогостоящим капитальным и внеплановым текущим ремонтам скважин и в значительной степени снижает их продуктивность.
Прогноз интенсивности и возможности отложения неорганических солей, определение осадконакопления в процессе нефтедобычи при эксплуатации скважины является фундаментальной частью оценки нефтяного месторождения, проводимого для контроля солеотложения [1]. Эффектив-
ным способом предотвращения образования неорганических солей является прогнозирование выпадения твердых минеральных осадков, поэтому именно оно представляет интерес для нефтедобывающей отрасли [2, 3].
Проведение анализа состава вод, определяющего их склонность к образованию и выпадению солевых отложений, - первый этап контроля отложения неорганических солей. Таким образом, для осуществления определения прогнозной оценки отложения неорганических солей необходимо знать химический состав вод и термобарические условия пласта [4].
Известно большое число моделей, с помощью которых можно определить вероятность выпадения солевых отложений. Используемые модели, способные прогнозировать условия выпадения солей, так называемого осадкообразования, основаны на термодинамических данных по ограниченной растворимости. Термодинамические модели должны определять тип образующихся неорганических солей и максимальное количество осадка, которое откладывается при смешивании пластовой и закачиваемой воды [5].
Опираясь на метод, предложенный Стифом-Дэйвисом, путем определения стабильности пластовой и закачиваемой вод была определена способность воды к осадкообразованию в погружном нефтедобывающем оборудовании, работающем в нефтедобывающих скважинах [6]. Впервые индекс насыщения воды (SI) солями (сульфатом кальция, карбонатом кальция, сульфатом бария, сульфатом стронция) был предложен Thomson и Oddo [7]. Предложенный ими индекс насыщения вод солями представлял собой полиномиальное уравнение, являющееся функциями давления, температуры и ионной силы. В уравнение для определения индекса насыщения вод карбонатом кальция было включено значение концентрации диоксида углерода (CO2) в растворе.
Существуют полуэмпирические соотношения и модели, основанные на полученных в результате проведенных экспериментов данных, по которым с помощью индекса насыщения вод определяют статистическую вероятность образования соединений нерастворимых солей при закачке воды в пласт. Применив модель, основанную на индексе насыщения вод при смешивании несовместимых вод в водоносном горизонте, получена возможность успешно определить вероятность выпадения карбоната кальция в системе поддержания пластового давления [8].
В математических моделях достаточно часто представлено влияние температуры, показателя рН и давления раствора на интенсивность образования неорганических солеотложений [7 - 9]. Таким образом, прогнозирование образования и возможность отложения неорганических солей в статических условиях определяются индексом насыщения вод, описанным уравнением
([ Ка ][ АпХ\
Б/ = ¡8 [ ] , (1)
К
V *р У
где Б/ - индекс насыщения воды; [Ка] - молярная концентрация катионов,
моль/л; [Ап] - молярная концентрация анионов, моль/л; К8р - раствори-
2 / 2
мость, с учетом равновесного состояния, моль /л .
Числитель в уравнении (1) представлен произведением двух концентраций и является показателем ионной активности. Знаменатель К8р., зависящий от ионной силы раствора (I) и термобарических условий, можно описать следующим образом:
рКр =- ¡8 (Кр), = -¡8([Ка][Ап]) + рКр, рКяр = а1 + а2Т + а3Т2 + а4Р + а5/0,5 + а6/°,5Т + а7/ , Б/ = Ка][Ап]) + а1 + а2Т + а3Т2 + а4Р + а5/0,5 + а6/0,5Т + а7/ ,
где Т- температура раствора, 0С; Р - давление раствора, Па; а 1,...,а7 - эмпирические коэффициенты для сульфатных солей (таблица), / - ионная сила раствора, моль/л.
При условии если значение индекса насыщения больше нуля (5/>0), то происходит выпадение солей, а если меньше нуля (Б/<0), то риска образования отложения неорганических солей нет [10].
Значения эмпирических коэффициентов а],...,а7 для сульфатных солей представлены в таблице.
Эмпирические коэффициенты
Соль а1 а2 а3 а4 а5 а6 ау
СаБ04 2,52 9,98-10-3 -0,97-10-6 -3,07-10-5 -1,09 0,50 -3,3-10-3
СаБ04 Н2О 4,04 -1,9-10-3 11,9-10-6 -6,9-10-5 -1,66 0,49 -0,66-10-3
СаБ04 2Н2О 3,47 1,8-10-3 2,5-10-6 -5,9-10-5 -1,13 0,37 -2,0-10-3
БаБ04 10,03 -4,8-10-3 11,4-10-6 -4,8-10-5 - 2,62 0,89 -2,0-10-3
8гБ04 6,11 2,0-10-3 6,4-10-6 -4,6-10-5 -1,89 0,60 -1,9-10-3
М§Б04 2,3 1,74-10-3 4,55 -10-6 -7,8-10-5 2,28 - 0,46 -0,6-10-3
При определении индекса насыщения вод солями карбоната кальция (2) расчет значения водородного показателя производят в зависимости от отсутствия или наличия в системе газовой фазы. Однако из-за практических и теоретических ограничений вычислить точное значение показателя рН достаточно сложно [11].
Индекс насыщения вод солями карбоната кальция определяется
уравнением [10]
5I = 1% ([Са2+ ][С032-]) + рН - 2,76 + 9,88 • 10-3 Т + 0,61 • 10-6 Т2 -
-3,03 • 10-5Р - 2,348/0,5 + 0,771. (2)
Известны различные программные комплексы, позволяющие прогнозировать выпадение твердых минеральных осадков и получать представление о химическом равновесии, характеризующем водные системы. Компьютерные программы основаны на термодинамике для определения химических и физических свойств многофазных водных систем и позволяют в них прогнозировать процессы отложения неорганических солей. Созданные на этой основе программы применимы к многочисленному ряду смесей, состоящих из нескольких компонентов и дают возможность прогнозировать вероятность отложения неорганических солей при любых показателях давления, значениях температуры и концентрации ионов.
Разработана компьютерная программа [12], которая позволяет прогнозировать вероятную возможность солеотложения и определять индекс насыщения воды, используя при этом значения температуры пласта и показателей давления. Для исследования влияния равновесия системы «жидкость - пар» на степень интенсивности образования отложений неорганических солей использовали программу «PHREEQC», позволяющую моделировать условия для солеобразования и выпадения осадка в процессе дегазации с различными значениями начальной концентрации растворенного газа. В результате исследований был сделан вывод о необходимости подбора наиболее эффективной модели равновесия системы «жидкость -пар» для математического моделирования прогноза солеотложения, особенно при наличии газовой смеси в продукции пласта [13]. Созданы программы, позволяющие определять значения тенденции к солеобразованию (способность пластовой среды образовывать неорганические отложения), однако, тенденция к образованию отложений неорганических солей и индекс насыщения воды ^Г) тесно взаимосвязаны друг с другом.
Существующие между ними отношения можно описать уравнением [14] 8/ = \giST).
Отложения на разрабатываемых нефтяных месторождениях встречаются, как правило, в виде смеси из неорганических соединений, содержащих парафин, диоксид кремния или другие примеси. Они усложняют процесс выпадения солей и, соответственно, разработку технологических схем борьбы с ними.
Исследования процессов осадкообразования солей в пористых средах за последние десять лет направлены на разработку математических моделей, способных прогнозировать снижение проницаемости горных пород в условиях разрабатываемого нефтяного пласта [15, 16]. Анализ проведенных исследований [17] показал, что снижение проницаемости приза-бойной зоны пласта вследствие отложения неорганических солей при
заводнении зависит в основном от объемов, концентрации и скорости закачки раствора, перепада давления, температуры, начальной проницаемости породы. Актуальность разработки эмпирической формулы, которая даст возможность спрогнозировать отложения солей в призабойной зоне пласта и дать описание зависимостям проницаемости пород от перечисленных факторов и с учетом надежных промысловых и экспериментальных данных. Получить точные измерения значений данных, полученных экспериментальным путем, практически не представляется возможным, а некоторые некорректные и нежелательные измерения могут привести к существенным искажениям результатов.
Разработка математической модели для описания процесса отложения неорганических солей в пористой среде в результате смешивания закачиваемой и пластовой вод, включая моделирование дисперсии или диффузии, даст возможность прогнозировать отложение солей в призабойной зоне пласта. Полученная математическая модель должна быть сопоставима с численной моделью, с помощью которой можно осуществить проверку точности прогноза снижения проницаемости призабойной зоны пласта из-за отложения неорганических солей [18]. На основе полученных лабораторных данных были предложены некоторые эмпирические формулы, позволяющие осуществить прогноз снижения проницаемости горных пород из-за отложения неорганических солей при заводнении.
Отложения солей сульфата кальция. Авторами работ [17 - 19] были проведены теоретические и экспериментальные исследования по изучению влияния солеотложений сульфата кальция на снижение проницаемости пород в призабойной зоне пласта. В процессе исследований отмечена необходимость систематического учета определенных показателей, поскольку они влияют в той или иной степени на сложный процесс осаждения солей сульфата кальция. Предложена формула (3), позволяющая с высокой точностью определить коэффициент проницаемости в результате образования солей сульфата кальция. Формула для оценки снижения проницаемости пористой среды основана на данных, полученных путем исследования образцов кернов карбонатного типа при воздействии низкого давления, выражена следующим уравнением:
Кт
= ехр {-0,158РУ1п}ф?0Л [Т (^ -1)](бq)-1}, (3)
где КТ - текущая проницаемость образца, определяемая после выпадения солей сульфата кальция; КП - первоначальная проницаемость образца; Р¥1пу- - количество поровых объемов прокачки при фильтрации; ф0 -начальная пористость керна, д.ед.; А - площадь поперечного сечения, см2; Т - температура, °С; Сн. - степень насыщенности воды сульфатом кальция, д.ед.; б - эмпирический коэффициент, зависящий от концентрации кальция в растворе, мин/см; д - скорость закачки раствора, см3/мин.
Отложения солей сульфата бария. Соли сульфата бария по своей природе представляют собой очень твердые и плотные осадки практически не растворимые по сравнению с другими солеобразующими минералами. Это свойство соли сульфата бария крайне негативно влияет на процессы эксплуатации скважин с высокой степенью обводненности продукции пласта [20]. На основе опыта исследовательских работ [15 - 19] предлагается математическая термодинамическая модель (4) для прогнозирования снижения проницаемости в призабойной зоне пласта в результате осаждения отложений солей сульфата бария, созданная на основе многофакторного корреляционно-регрессионного анализа и описанная следующим уравнением:
ехр
^ Кт ^ V к п у
61 + б2Т0,17 + 63 (^ )0,25 + 641П (Упор) + 651п () + б61п (АР), (4)
где б],..., б6 - эмпирические коэффициенты, зависящие от концентрации бария в растворе; £ - время закачки, мин; ¥пор. - объем порового пространства, м ; Ск. - концентрация сульфата бария, мг/л; АР - перепад давления, Па.
Предложенная модель (4) разработана на основе аналитических результатов экспериментальных данных и статистического анализа. Статистический анализ результатов показал, что при высокой и средней концентрации бария математическая модель позволяет предельно точно оценить процесс снижения проницаемости пород с коэффициентами детерминации 0,941 и 0,948 соответственно. Анализ результатов теоретических исследований показал соответствие модели экспериментальным данным. Таким образом, экспериментальной верификацией полученных теоретических результатов подтверждается адекватность разработанной математической модели.
Большинство проведенных исследований в процессе закачки воды в пласт были сконцентрированы на соли одного типа. Моделирование осадкообразования соли одного типа - задача несложная, а одновременное осаждение нескольких типов солей и соответственно моделирование этих процессов представляет собой трудную задачу из-за сложности водной системы и взаимодействия различных ионов при выпадении солей. Сложные процессы кристаллизации ограничили большинство разработанных математических моделей для пористой среды, поскольку при осадкообразовании соли одного вида не уделили должного внимания процессу осаждения солей других типов, особенно имеющих общие ионы.
При наличии в пористых средах солей сразу нескольких типов процессы осаждения соли каждого типа происходят по своему специфическому сценарию, каждый из которых, отличается друг от друга. Именно поэтому математические модели, разработанные для прогноза риска снижения проницаемости призабойной зоны пласта, не могут дать корректных результатов при одновременном осадкообразовании солей не-
скольких видов [21]. Это происходит главным образом из-за того, что образование смеси неорганических солей и их совместное соосаждение оказывают существенное влияние на термодинамическое и кинетическое поведение в смеси соли каждого типа.
Опираясь на основы термодинамики, кинетики, гидродинамики при движении жидкости в пористой среде разработана модель для прогноза снижения проницаемости из-за одновременного отложения нескольких неорганических солей разного типа [22]. При этом отмечено, что возможность получить экспериментальные данные по образованию отложения неорганических солей повысит точность прогноза выпадения твердых минеральных солевых осадков в пористой пластовой породе [23].
Для прогнозирования изменения проницаемости пород вследствие отложения неорганических солей, необходимо разработать комплексную корреляцию, которая представляет собой сочетание параметров, влияющих на степень снижения фильтрационно-емкостных и коллекторских свойств призабойной зоны пласта.
Заключение. На основе опыта работы ученых и результатов проведенной исследовательской работы, предложена многофакторная, основанная на процессах термодинамики модель для прогнозирования снижения проницаемости в призабойной зоне пласта в результате осаждения отложений минеральных солей сульфата бария. Экспериментальной верификацией полученных результатов подтверждается адекватность разработанной математической термодинамической модели.
Необходима разработка математической модели для прогнозирования снижения проницаемости вследствие одновременного осаждения нескольких типов неорганических солей. Планируется следующий этап исследований направить на решение этой задачи.
Список литературы
1. Integrated risk analysis for scale management in deepwater developments / E.J. Mackay [et al.] // SPE Production & Facilities. 2005. Vol. 20. No. 2. Pp. 138-154.
2. Хормали А., Петраков Д.Г. Комплексная технология предотвращения отложений неорганических солей при добыче нефти // Территория Нефтегаз. 2017. № 10. С. 50-55.
3. Прогнозирование как способ борьбы с отложением солей в скважинах, оборудованных электроцентробежными насосами / В.Н. Ивановский [и др.] // Нефтяное хозяйство. 2009. № 6. С. 73-75.
4. Прогнозирование солеотложения при смешении различных типов вод в системе поддержания пластового давления / А.В. Ситников [и др.] // Нефтяное хозяйство. 2007. № 9. С. 64-65.
5. Yuan M.D., Todd A.C. Prediction of sulfate scaling tendency in oil-
field operations // SPE Production Engineering. 1991. Vol. 6. No.1. Pp. 63-72.
6. Кузнецов H.H. Обнаружение солеотложений при эксплуатации нефтяных скважин // Нефтяное хозяйство. 1988. № 1. С. 58-60.
7. Oddo J.E., Tomson M.B. Why scale forms in the oil field and methods to predict it // SPE Production & Facilities. 1994. Vol. 9. No. 1. Р. 47-54.
8. Леонтьев С.А. Мониторинг образования солеотложений в системе подготовки подтоварной воды // Нефтяное хозяйство. 2012. № 6. С. 8283.
9. Effective management of scaling from and within carbonate oil reservoirs, North Sea Basin / M.M. Jordan [et al.] // Chemical Engineering Research and Design. 2003. Vol. 81. No. 3. P. 359-372.
10. Комплексный подход к предупреждению солеотложения в условиях Ванкорского месторождения / И.В. Валекжанин [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. 2015. № 5 (44). С. 24-28.
11. Kan A.T., Tomson M.B. Scale prediction for oil and gas production // SPE Journal. 2012. Vol. 17. No. 2. P. 362-378.
12. Kan A.T., Tomson M.B. Scale prediction for oil and gas production // SPE Journal. 2012. Vol. 17. No. 2. Р. 362-378.
13. The impact of vapor/liquid-equilibria calculations on scale-prediction modeling / A.S. Ribeiro, D. Silva, E.J. Mackay, K. Sorbie // SPE Production & Operations. 2017. Vol. 32. No.1. Р. 64-72.
14. Estimation of the scale deposits near wellbore via software in the presence of inhibitors / R. Hosny [et al.] // Journal of Dispersion Science and Technology. 2009. Vol. 30. No. 2. P. 204-212.
15. Bezemer C., Bauer K.A. Prevention of carbonate scale deposition: A well-packing technique with controlled solubility phosphates // Journal of Petroleum Technology. 1969. Vol. 21. No. 4. Р. 505-514.
16. Ghaderi S.M., Kharrat R., Tahmasebi H.A. Experimental and theoretical study of calcium sulphate precipitation in porous media using glass micromodel // Oil & Gas Science and Technology. 2009. Vol. 64. No. 4. Рp. 489501.
17. BinMerdhah A.B. Inhibition of calcium sulfate and strontium sulfate scale in waterflood // SPE Production & Operations. 2010. Vol. 25. No. 4. Р. 545-552.
18. Woods A.W., Harker G. Barium sulphate precipitation in porous rock through dispersive mixing // Presented at the SPE 5th International Symposium on Oilfield Scale. 29-30 January 2003. Aberdeen, UK. Р. 1-4.
19. Tahmasebi H.A., Kharrat R., Soltanieh M. Dimensionless correlation for the prediction of permeability reduction rate due to calcium sulphate scale deposition in carbonate grain packed column // Journal of the Taiwan Institute of Chemical Engineers. 2010. Vol. 41. No. 3. Р. 268-278.
20. Шангараева Л.А., Максютин А.В., Султанова Д.А. Способы предотвращения солеотложения при разраотке и эксплуатации залежей нефти // Современные проблемы науки и образования. 2015. № 1-1.
21. Перекупка А.Г., Елизарова Ю.С. Эффективность иперспективы применения многокомпонентных смесей ингибиторов солеотложения // Нефтяное хозяйство. 2003. № 6. С. 82-84.
22. Safari H., Jamialahmadi M. Thermodynamics, kinetics, and hydrodynamics of mixed salt precipitation in porous media: Model development and parameter estimation // Transport in Porous Media. 2014. Vol. 101. No. 3. Р. 477505.
23. Попов С.Н., Исаева Г.Ю. Современные возможности прогноза техногенного солеотложения при разработке месторождений углеводородов // Георесурсы, Геоэнергетика, Геополитика. 2011. № 2 (4). С. 1-7.
Булчаев Нурди Джамалайлович, канд. техн. наук, доц., nbulchaev@yandex.ru, Россия, Грозный, Грозненский государственный нефтяной технический университет имени академика М. Д. Миллионщикова,
Халадов Абдулла Ширваниевич, канд. техн. наук, доц., nhulchaevayandex.ru, Россия, Грозный, Грозненский государственный нефтяной технический университет имени академика М. Д. Миллионщикова,
Булюкова Флюра Зиннатовна, канд. техн. наук, доц., flura2003@,mail.ru, Россия, Уфа, Уфимский государственный нефтяной технический университет,
Думлер Елена Борисовна, канд. техн. наук, доц., dumler08@,mail.ru, Россия, Уфа, Уфимский государственный нефтяной технический университет
FORECASTING SALT DEPOSIT IN THE BOTTOM ZONE OF OIL PRODUCTION WELLS
N. D. Bulchaev, A. Sh. Khaladov, F.Z. Bulyukova, E.B. Dumler
The processes of formation inorganic salts in the hottomhole formation zone contribute to the deterioration of its filtration-capacity properties and significantly reduce the productivity of oil producing wells. Analysis of the studies made it possible to identify the main indicators on which the decrease in the permeability of rocks due to salt deposition during water-flooding mainly depends. The paper proposes a thermodynamic model developed to predict the processes of salt deposition in the hottomhole zone of oil producing wells.
Key words: hottomhole formation zone, deposits of inorganic salts, thermodynamic model, initial permeability.
Bulchaev Nurdi Jamalaylovich, candidate of technical sciences, docent, nbulchaev @yandex.ru, Russia, Grozny, Grozny State Oil Technical University named after Academician M.D. Millionshchikov,
Khaladov Abdulla Shirvanievich, candidate of technical sciences, docent, nbulchaev ayandex.ru, Russia, Grozny, Grozny State Oil Technical University named after Academician M. D. Millionshchikov,
Bulyukova Flyura Zinnatovna, candidate of technical sciences, docent, flura2003@, mail.ru, Russia, Ufa, Ufa State Oil Technical University,
Dumler Elena Borisovna, candidate of technical sciences, docent, dum-ler0H@mail.ru, Russia, Ufa, Ufa State Oil Technical University
Reference
1. Integrated risk analysis for scale management in deepwater develop-ments / E.J. Mackay [et al.] // SPE Production & Facilities. 2005. Vol. 20. No. 2. Pp. 138-154.
2. Khormali A., Petrakov D. G. Complex technology for preventing deposits of inorganic salts in oil production // The Government Contracting Industry. 2017. no. 10. Pp. 50-55.
3. Forecasting as a way to combat salt deposition in wells equipped with electrocen-trobezhnymi pumps / V. N. Ivanovsky [et al.] // Oil industry. 2009. no. 6. Pp. 73-75.
4. Prediction of salt deposition when mixing different types of water in the reservoir pressure maintenance system / A.V. Sitnikov [et al.] // Oil industry. 2007. no. 9. Pp. 64-65.
5. Yuan M. D., Todd A. C. Prediction of sulphate scaling tendency in oil-field operations / / SPE Production Engineering. 1991. Vol. 6. No. 1. Pp. 63-72.
6. Kuznetsov H. H. Detection of salt deposits in the operation of oil wells / / Oil economy, 1988, no. 1, Pp. 58-60.
7. Oddo J. E., Tomson M. B. Why scale forms in the oil field and methods to predict it // SPE Production & Facilities. 1994. Vol. 9. No. 1. PP. 47-54.
8. Leontiev S. A. Monitoring the formation of salt deposits in the system of preparation of raw water / / Oil industry. 2012. no. 6. Pp. 82-83.
9. Effective management of scaling from and within carbonate oil reserves, North Sea Basin / M. M. Jordan [et al.] // Chemical Engineering Research and Design. 2003. Vol. 81. No. 3. Pp. 359-372.
10. Complex approach to prevention of salt deposition in the conditions of the Vankor field / I. V. Valekzhanin [et al.] // Exposure Oil Gas. 2015. No. 5 (44). Pp. 24-28.
11. Kan A.T., Tomson M.B. Scale prediction for oil and gas production // SPE Journal. 2012. Vol. 17. No. 2. Pp. 362-378.
12. Kan A.T., Tomson M.B. Scale prediction for oil and gas production // SPE Journal. 2012. Vol. 17. No. 2. PP. 362-378.
13.The impact of vapor/liquid-equilibrium calculations on scale-prediction modeling / A. S. Ribeiro, D. Silva, E. J. Mackay, K. Sorbie // SPE Production & Operations. 2017. Vol. 32. No. 1. PP. 64-72.
14. Estimation of the scale deposits near wellbore via software in the presence of inhibitors / R. Hosny [et al.] // Journal of Dispersion Science and Technology. 2009. Vol. 30. No. 2. Pp. 204-212.
15. Bezemer C., Bauer K.A. Prevention of carbonate scale deposition: A well-packing technique with controlled solubility phosphates // Journal of Petroleum Technology. 1969. Vol. 21. No. 4. PP. 505-514.
16. Ghaderi S.M., Kharrat R., Tahmasebi H.A. Experimental and theoretical study of calcium sulphate precipitation in porous media using glass micromodel // Oil & Gas Science and Technology. 2009. Vol. 64. No. 4. PP. 489501.
17. BinMerdhah A. B. Inhibition of calcium sulfate and strontium sulfate scale in waterflood // SPE Production & Operations. 2010. Vol. 25. No. 4. PP. 545-552.
18. Woods A. W., Harker G. Barium sulphate precipitation in porous rock through dispersive mixing // Presented at the SPE 5th International Sym-posium on Oilfield Scale. 2930 January 2003. Aberdeen, UK. PP. 1-4.
19. Tahmasebi H.A., Kharrat R., Soltanieh M. Dimensionless correlation for the prediction of permeability reduction rate due to calcium sulphate scale deposition in carbonate grain packed column // Journal of the Taiwan Institute of Chemical Engineers. 2010. Vol. 41.
No. 3. PP. 268-278.
20. Shangaraeva L. A., Maksyutin A.V., Sultanova D. A. Ways to prevent salt deposition during development and exploitation of oil deposits // Modern problems of science and education. 2015. № 1-1.
21. Perekupka A. G., Yelizarova Yu. S. Efficiency and prospects of application of multicomponent mixtures of salt deposition inhibitors // Oil economy. 2003. No. 6. P. 82-84.
22. H. Safari, M. Jamialahmadi Thermodynamics, kinetics, and hydrodynamics of mixed salt precipitation in porous media: Model development and parameter estimation // Transport in Porous Media. 2014. Vol. 101. No. 3. PP. 477505.
23. Popov S. N., Isaeva G. Yu. Modern possibilities of prediction of technogenic salt deposition in the development of hydrocarbon deposits // Georesources, Geoenergetics, Geopolitics. 2011. no. 2 (4). Pp. 1-7.
УДК 622.8
АЭРОГАЗОДИНАМИЧЕСКИЕ ЗАКОНОМЕРНОСТИ ПРОВЕТРИВАНИЯ СТРОЯЩИХСЯ ТОННЕЛЕЙ
А.Н. Качурин, О.А. Афанасьев, Апете Гоку Ландри, В.П. Стась
Исследование аэрогазодинамики протяженных тоннелей в период их строительства представляет собой актуальную научно-техническую задачу. На основе экспериментальных и теоретических исследований уточнены существующие закономерности газообмена горного массива с атмосферой тоннелей и закономерности аэрогазодинамических процессов переноса газовых примесей в атмосфере тоннелей большого поперечного сечения, что позволило усовершенствовать методику расчета количества воздуха и прогноза газовых ситуаций для строящихся подземных тоннелей.
Ключевые слова: тоннель, газовыделение, фильтрация, диффузия, горный массив, математическая модель, вычислительный эксперимент.
В настоящее время большинство развитых стран для решения проблем эффективности дорожной сети на земной поверхности и строительства новых транспортных связей прибегают к строительствам протяженных подземных тоннелей различного назначения, таких, как метрополитены, транспортные тоннели, коллекторы и т.д. Также важно подчеркнуть, что обойтись без строительства капитальных горных выработок при подземной добыче полезных ископаемых невозможно.
При проведении горных выработок нарушается первоначальное состояние геомеханического равновесия горного массива. Это нарушение приводит к изменению геомеханического, гидрологического и газодинамического первоначального состояния в массиве. Особую важность с точки зрения безопасности представляют газодинамические процессы при строительстве тоннелей. Горнопроходческие работы характеризуются интенсификацией производственных процессов, сопровождающейся ростом газо- и
