CC BY
14
- © Р.И. Пашкевич, 2014
УДК 536.246+550.367+519.876.5+621.311.25
Р.И. Пашкевич
ВЛИЯНИЕ СВОЙСТВ ГОРНЫХ ПОРОД НА РЕЗУЛЬТАТЫ ЧИСЛЕННОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГЕОТЕРМАЛЬНЫХ СИСТЕМ
Представлены результаты численною моделирования пятиточечной схемы для различных задаваемых значений теплопроводности и теплоемкости горных пород геотермального резервуара и вмещающих пород. Использовался программный комплекс ТОиОН2 и задача Пруесса ИГР для случая двойной пористости с трещиноватым резервуаром и расстоянием между трещинами 250 м. Показано, что изменение теплопроводности и теплоемкости существенно влияет на величину тепловой энергии, отобранной из резервуара, а также на величину сработки тепловых ресурсов системы. Ключевые слова: численное моделирование, горные породы, тепло-физические характеристики, геотермальный резервуар.
Математическое моделирование процессов теплопереноса при фильтрации в проницаемой среде широко применяется как при оценке термодинамических параметров геотермальных систем в естественном состоянии, так и при проектировании систем разработки [1]. К входным параметрам моделей относятся, в том числе, теплофизические свойства горных пород систем — теплопроводность и теплоемкость. Получение надежных данных для теплоемкости и теплопроводности пород является сложной задачей. Совершенствование методов измерений теплофизических свойств пород часто приводит к значительной переоценке ранее имевшихся данных [2]. Целью настоящей работы является изучение степени влияния теплофизических свойств пород на результаты численных экспериментов на примере тестовой задачи НРР [3] — закачки воды в геотермальный резервуар.
Численные эксперименты выполнялись на вычислительной сетке, показанной на рис. 1.
Использовалась модель двойной пористости, трещиноватый резервуар с расстоянием между трещинами 250 м, оригинальный входной файл программного комплекса (ПК) ТОивИ2 для задачи
175
Рис. 1. Вычислительная сетка, используемая в задаче Пруесса НБР для ПК ТОивН2 [3]
ЯРР, поставляемый с дистрибутивом и описанный в руководстве [3]. На русском языке краткое описание ПК ТОиСИ2 представлено в [1]. Все остальные параметры входного файла для ПК ТОивИ2 были установлены равными значениям, принятым в исходной задаче Пруесса [3, стр. 100, табл. 19]. Параметры пород: плотность 2650 кг/м3, пористость 0,01, проницаемость 6-10-15 м2. Мощность слоя пород 305 м. Начальные условия: температура 300 °С, давление 85,93-105 Па, объемная водонасыщенность 0,99. Расстояние между добычной и нагнетательной скважиной 707,1 м. Энтальпия закачиваемой воды 500 кДж/кг. Массовый расход добычной и нагнетательной скважины 30 кг/с.
Теплопроводность и теплоемкость пород геотермального резервуара, т.е. область проницаемых пород, и вмещающих резервуар пород варьировалась соответственно от 1,5 до 3 Вт/(м-К) и от 1,8 до 2,8 МДж/(м3-К). Результаты представлены на рис. 2-9. Приняты следующие обозначения: ТП-Р — теплопроводность резервуара; ТП-ВП — теплопроводность вмещающих пород; ОТ-Р — теплоемкость резервуара; ОТ-ВП — теплоемкость вмещающих пород.
1. Влияние теплопроводности пород
1.1. Влияние теплопроводности вмещающих пород.
При увеличении значения теплопроводности вмещающих пород в 2 раза энтальпия на забое добычной скважины в конце эксплуатации, 27,4 года, возрастает на 7% (рис. 2).
Средний темп падения энтальпии, т.е. угол наклона линий на графиках, снижается на 22%. Полный отбор теплоты из резервуара за время эксплуатации, т.е. площадь под кривыми, возрастает на 35%. Последние два параметра важны на практике, поскольку определяют
176
h, Дж/кг
1,42 E+06
1,37Е+06 l,32E+06 l,27E+06 l,22E+06 1Д7Е+06
-И-ТП-Р = 1.5 Вт/(лл*К), 0T-P=1.8 МДж/(мЗ*К), ТП-ВП=3.0 Вт/(м*К), 0Т-ВП=1.8 МДж/(мЗ*К). —Ф—ТП-Р= 1.5 Вт/(м*К), 0Т-Р=1.8 МДж/(мЗ*К), ТП-ВП=1.5 Вт/(м*К), 0Т-ВП=1.8 МДж/(мЗ*К).
Рис. 2. Изменение энтальпии теплоносителя на забое лобычной скважины в холе эксплуатации с постоянным расхолом закачки. Влияние теплопроволности вмещающих порол
т,°с
260
240 220 200 180 160 140 120 100
0,00 100,00 200,00 300,00 400,00 500,00 600,00 700,00 X, М
Рис. 3. Температура влоль линии межлу нагнетательной и лобычной скважинами на момент времени 27,4 лет после начала эксплуатации. Влияние теплопроволности вмещающих порол
время устойчивой эксплуатации системы скважин, а также величину выработки тепловой и электрической энергии. При этом происходит рост температуры пород и теплоносителя вдоль линии между нагнетательной и добычной скважинами на 10% (рис. 3), а давления — на 20% (рис. 4). Последнее показывает меньшую сработку ресурсов системы «резервуар-вмещающие породы» для случая большей тепло-
177
Р, Па
8,00 Е+Об 7,00 Е+06 6,00 Е+06 5,00 Е+06 4,00Е+06 3,00Е+06 2,00 Е+06 1,00 Е+06 0,00 Е+00
0,00 100,00 200,00 300,00 400,00 500,00 600,00 700,00 х,м
Рис. 4. Давление вдоль линии между нагнетательной и добычной скважинами на момент времени 27,4 лет после начала эксплуатации. Влияние теплопроводности вмещающих пород
проводности вмещающих порол за счет более высокого теплового потока от них, при прочих равных условиях.
1.2. Влияние теплопроводности пород резервуара
К подобному же эффекту, как при варьировании теплопроводности вмещающих пород, приводит и увеличение теплопроводности пород резервуара (рис. 5). Энтальпия теплоносителя на забое добычной
1.42Е+06 1.37Е+06 1.32Е+06 1.27Е+06 1.22Е+06 1.17E+Q6
-В-ТП-Р=3.0 Вт/(м*К), 0Т-Р=1.8 МДж/(мЗ*К), ТП-ВП=1.5 Вт/(м*К), 0Т-ВП=1.8 МДж/(мЗ*К) —»-ТП-Р=1.5 Вт/(м*К), 0Т-Р=1.8 МДж/(мЗ*К), ТП-ВП=1.5 Вт/(м*К), 0Т-ВП=1.8 МДж/(мЗ*К)
Рис. 5. Изменение энтальпии теплоносителя (Дж/кг) на забое добычной скважины в ходе эксплуатации (годы). Влияние теплопроводности пород резервуара
178
1.42Е+06 1.37Е+06 1.32Е+06 1.27Е+06 1.22Е+06 1.17Е+06
0.0 5.0 10.0 15.0 20.0 25.0 30.0
—ТП-Р=1.5 Вт/(м*К), ОТ-Р=2.8 МДж/(мЗ*К),ТП-ВП=1.5 Вт/(м*К), ОТ-ВП=1.8 МДж/(мЗ*К) —ТП-Р=1.5 Вт/(м*К), ОТ-Р=1.8 МДж/{мЗ*К), ТП-ВП=1.5 Вт/(м*К), ОТ-ВП=1.8 МДж/(мЗ*К)
Рис. 6. Изменение энтальпии теплоносителя (Дж/кг) на забое лобычной скважины в холе эксплуатации (голы). Влияние теплоемкости порол резервуара
скважины на конец эксплуатации увеличивается не так значительно, как при увеличении теплопроводности вмещающих пород.
2. Влияние теплоемкости порол
2.1. Влияние теплоемкости вмещающих порол
Выполненные численные эксперименты показали, что варьирование теплоемкости вмещающих пород более чем в 1,5 раза практически не оказывает влияние на энтальпию теплоносителя на забое эксплуатационной скважины.
2.2. Влияние теплоемкости порол резервуара
Изменение теплоемкости пород резервуара при моделировании практически не влияет на энтальпию теплоносителя на забое скважины (рис. 6).
3. Олновременное варьирование теплопроволности и теплоемкости порол геотермального резервуара
Одновременное увеличение почти в 2 раза теплопроводности и теплоемкости, как пород резервуара, так и вмещающих пород, приводит к существенному, более чем 1,5-кратному возрастанию
179
количества тепловой энергии, отборанной из резервуара за время эксплуатации (рис. 7), а также к менее значительной сработке ресурсов системы (рис. 8, 9).
1,42Е+06 1,37Е+06
1,32Е+06 1,27Е+06 1,22Е+06 1Д7Е+06
О 5 10 15 20 25 30
ТП-Р = 3.0 Вт/(м*К), ОТ-Р=2.8 МДж/(мЗ*К), ТП-ВП=3.0 Вт/(м*К), ОТ-ВП=2.8 МДж/(мЗ*К). -♦-ТП-Р = 1.5 Вт/(м*К), ОТ-Р=1.8 МДж/(мЗ*К), ТП-ВП=1.5 Вт/(м*К), ОТ-ВП=1.8 МДж/(мЗ*К).
Рис. 7. Изменение энтальпии теплоносителя (Дж/кг) на забое добычной скважины в ходе эксплуатации (годы). Влияние теплопроводности и теплоемкости пород резервуара
т,°с —
260 240 220 200 180 160 140 120 100
0,00 100,00 200,00 300,00 400,00 500,00 600,00 700,00 X, М
—♦—ТП-Р = 1.5 Вт/(м*К), 0Т-Р=1.8 МДж/(мЗ*К), ТП-ВП=1.5 Вт/(м*К), ОТ-ВП=1.8 МДж/(мЗ*К). -■- ТП-Р = 3.0 Вт/(м*К), ОТ-Р=2.8 МДж/(ллЗ*К), ТП-ВП=3.0 Вт/(лл*К), ОТ-ВП=2.8 МДж/(мЗ*К).
Рис. 8. Температура теплоносителя вдоль линии между нагнетательной и добычной скважинами на момент времени 27,4 лет после начала эксплуатации. Влияние теплопроводности и теплоемкости пород резервуара
180
р, Па
9,00 Е+06 8,00 Е+06 7,00 Е+06 6,00 Е+06 5,00 Е+06 4,00 Е+06 3,00 Е+06 2,00 Е+06 1,00 Е+06 0,00 Е+00
0,00 100,00 200,00 300,00 400,00 500,00 600,00 700,00 Х,м -•-ТП-Р = 1.5 Вт/(м*К), ОТ-Р=1.8 МДж/(мЗ*К), ТП-ВП=1.5 Вт/(м*К), ОТ-ВП=1.8 МДж/(мЗ*К).
-■- ТП-Р = 3.0 Вт/(м*К), ОТ-Р=2.8 МДж/(мЗ*К), ТП-ВП=3.0 Вт/(м*К), ОТ-ВП=2.8 МДж/(мЗ*К).
Рис. 9. Давление теплоносителя влоль линии межлу нагнетательной и лобычной скважинами на момент времени 27,4 лет после начала эксплуатации. Влияние теплопроволности и теплоемкости порол резервуара
Таким образом, на приведенном примере варьирования значений теплоемкости и теплопроводности пород геотермального резервуара и вмещающих горных пород, установлено, что теплофизические параметры, вводимые в качестве исходных данных в программный комплекс, в значительной мере определяют важные параметры разработки. К ним относятся количество тепловой энергии, отборанной из резервуара за время эксплуатации, величина сработки ресурсов, давление и температура теплоносителя в проницаемой зоне. Установление действительных значений теплофизических свойств пород является необходимым условием получения достоверных результатов численного моделирования реальных геотермальных систем.
- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Пашкевич P.M., Таскин В.В. Термогидродинамическое моделирование теплопереноса в породах Мутновской магмагеотермальной системы. — Владивосток: Дальнаука, 2009. — 209 с.
2. Popov Yu.A. Pribnow D.F.C., Sass J.H., Williams C.F., Burkhardt H. Characterisation of rock thermal conductivity by high-resolution optical scanning // Geothermics. — 1999. — No 28. — P. 253-276.
3. Pruess K., Oldenburg C., Moridis G. TOUGH2 User's Guide, Version 2.0, Lawrence Berkeley National Laboratory Report LBNL-43134, Berkeley, CA, November 1999.
181
КОРОТКО ОБ АВТОРЕ
Пашкевич Роман Игнатьевич — доктор технических наук, директор, e-mail: [email protected]
Научно-исследовательский геотехнологический центр Дальневосточного отделения Российской Академии Наук
UDC 536.246+550.367+519.876.5+621.311.25
ROCKS PROPERTIES INFLUENCE ON THE RESULTS OF NUMERICAL SIMULATION OF GEOTHERMAL SYSTEMS OPERATION
Pashkevich R.I., Doctor of Technical Sciences, Director, e-mail: [email protected]
Research Geotechnological Center, Far Eastern Branch of Russian Academy of Sciences
The results of numerical simulation of a five-point scheme for various set values of thermal conductivity and heat capacity of the rocks of geothermal reservoir and enclosing rocks were presented. TOUGH2 software and Pruess task RFP for double porosity case with fractured reservoir and cracks spacing of 250 m were used. It was shown that the change of thermal conductivity and heat capacity significantly influences on the amount of thermal energy taken from the reservoir and drawdown amount of system thermal resources.
Key words: numerical simulation, rocks, thermophysical characteristics, geothermal reservoir.
- REFERENCES
1. Pashkevich R.I., Taskin V.V. Termogidrodinamicheskoe modelirovanie teploperenosa v porodah Mutnovskoy magmageotermalnoy sistemy, Vladivostok: Dalnauka, 2009, 209 p.
2. Popov Yu.A. Pribnow D.F.C., Sass J.H., Williams C.F., Burkhardt H. Geothermics, 1999, No 28, pp. 253-276.
3. Pruess K., Oldenburg C., Moridis G. TOUGH2 User's Guide, Version 2.0, Lawrence Berkeley National Laboratory Report LBNL-43134, Berkeley, CA, November 1999. итаз
182
