Научный журнал
Фундаментальные исследования
ISSN 1812-7339
"Перечень" ВАК
ИФ РИНЦ = 1,674

РАСЧЁТНЫЙ МЕТОД ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭЛЕКТРОПРОГРЕВА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

Тютяев А.В. 1 Должиков А.С. 1 Зверева И.С. 1
1 ФГБОУ ВПО «Самарский государственный технический университет»
Рассмотрена плоскорадиальная однотемпературная задача распространения тепла от нагреваемой скважины в пласт и фильтрационного течения холодного флюида к скважине. Разработана математическая модель неизотермического течения вязкой жидкости к скважине, включающая уравнения переноса тепла в цилиндрических координатах, уравнение неразрывности, закон Дарси для скорости фильтрации жидкости. Зависимость вязкости от температуры принималась экспоненциальной. Поставленная задача решалась методом конечных разностей по неявной схеме. Так как время гидродинамической стабилизации намного меньше тепловой, для решения тепловой задачи можно выбрать развитый профиль течения под действием постоянного градиента давления. Анализ показал, что профиль температуры в пористой среде сильно зависит от начальной скорости фильтрации жидкости – критерия Пекле, отношения конвективного теплопереноса к кондуктивному. При больших значениях Пекле конвективный поток холодной фильтрующейся жидкости прижимает зону прогрева к скважине, при малых – зона прогрева определяется теплопроводностью пористого скелета.
призабойная зона пласта
электропрогрев
температурное поле
1. Абдулин Ф.С. Повышение производительности скважин. – М.: Недра, 1975. – 264 с.
2. Баренблатт Г.П., Ентов В.М., Рыжик В.М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа. – М.: Недра, 1972. – 290 с.
3. Измайлова Г.Р., Ковалева Л.А., Насыров Н.М. Математическое моделирование совместного воздействия высокочастотного электромагнитного и акустического полей на нефтяной пласт // Нефтегазовое дело. – 2014. – № 4. – С. 127–150.
4. Самарский А.А. Введение в теорию разностных схем. – М.: Наука, 1977. – 656 с.
5. Сучков Б.М. Температурные режимы работающих скважин и тепловые методы добычи нефти. – М.: Ики, 2007. – 406 с.

При бурении и последующей эксплуатации нефтяных скважин в призабойной зоне образуются органические и неорганические структуры, приводящие к повышению фильтрационного сопротивления и снижению производительности скважин. Для снижения фильтрационного сопротивления и восстановления потенциальной производительности скважин необходимо разрушение этих структур в процессе физико-химической обработки. Экспериментальные и промысловые исследования позволили определить состав отложений в околоскважинной области пласта, однако механизмы возникновения этих отложений и возникновения дополнительного фильтрационного сопротивления в этой зоне изучены недостаточно. В этом случае применяемые методы интенсификации притока скважинной жидкости часто необоснованны, параметры этих методов неоптимизированы и имеют низкую эффективность [1].

При таких обстоятельствах альтернативы тепловым методам воздействия на призабойную зону в настоящее время, по-видимому, нет, поскольку повышение температуры пластового флюида однозначно уменьшает его вязкость и способствует растворению парафинов [2]. Тепловое воздействие на призабойную зону пласта снижает вероятность образования парафинистых и смолистых отложений и способствует увеличению текущей и суммарной добычи нефти, увеличивает межремонтный период эксплуатации скважины, так как уменьшается количество парафина на стенках труб и в выкидных линиях. В большинстве случаев с их помощью удается добиться существенного увеличения притока жидкостей либо повышения приемистости нагнетательных скважин. В других случаях эффект от тепловых воздействий отсутствует. Это объясняется тем, что пока недостаточно ясны механизмы разнообразных явлений, сопровождающих распространение тепла по флюидонасыщенным пористым средам.

Цель исследования. Для решения вопросов применения тепловых методов обработки пласта и оптимизации параметров этих методов необходима разработка и анализ простой математической модели прогрева скважины и пласта и проведения с помощью этой модели оценки эффективности, например, электропрогрева скважины. Такая модель позволит оценить характерные параметры прогрева нефтедобывающих скважин, разработать инженерный модуль по расчёту эффективности электропрогрева нефтяных скважин и использовать эту модель для оценки комбинированных методов воздействия на пласт [3].

Материалы и методы исследования

Рассмотрим плоскорадиальную задачу распространения тепла от нагреваемой скважины в пласт и фильтрационного течения холодного флюида к скважине. В этом случае уравнение теплопереноса имеет вид

tyutyaev01.wmf (1)

где tyutyaev02.wmf – скорость фильтрации; ρf, cf – плотность и удельная теплоемкость пластового флюида; λ0 – коэффициент теплопроводности пласта; Cp – объемная теплоемкость пласта; Q – дебит скважины.

Уравнение неразрывности для пластовой жидкости:

tyutyaev03.wmf (2)

где m – пористость среды.

Закон фильтрации Дарси:

tyutyaev04.wmf (3)

где k – проницаемость породы; μ – вязкость.

Пусть вязкость флюида зависит от температуры:

tyutyaev05.wmf

где μ0 – вязкость при пластовой температуре T0; γ – температурный коэффициент вязкости.

Оценки показывают, что время гидродинамической стабилизации намного меньше тепловой [4]. Поэтому для решения тепловой задачи можно выбрать развитый профиль течения под действием постоянного градиента давления. С учётом этого из уравнений (2) и (3) получим эффективность прогрева как отношение дебитов после прогрева Q и до прогрева Q0 [3]:

tyutyaev06.wmf (4)

здесь Q0, r0 и rk – первоначальный дебит, радиус и радиус контура питания скважины.

Граничные условия на забое скважины и на радиусе контура питания имеют вид

T(r0, t) = Tc, tyutyaev07.wmf

В безразмерных переменных:

tyutyaev08.wmf – безразмерная температура;

tyutyaev09.wmf – безразмерное время;

(tyutyaev10.wmf – коэффициент температуропроводности пласта);

tyutyaev11.wmf – безразмерная координата.

Уравнение (1) запишется следующим образом:

tyutyaev12.wmf (5)

где tyutyaev13.wmf – безразмерная скорость фильтрации флюида; P – мощность пласта; tyutyaev14.wmf – число Пекле, отношение конвективного теплопереноса к кондуктивному.

Если ввести обозначения tyutyaev15.wmf (m = 2, 3, 4, 5, 6...), то x = 1 – скважина, x = m – контур.

Условие (4) запишется следующим выражением:

tyutyaev16.wmf (6)

где γ(TC – T0) = k.

Результаты исследования и их обсуждение

Сформулированная задача решалась численно конечно-разностным методом по неявной схеме [5].

При вычислениях приняты следующие параметры среды:

λ0 = 1,28 Вт/(м∙К); Cр = 1378000 Дж/(м3∙К);

ρf = 949 кг/м3; Cf = 1873 Дж/(м3∙К);

μ0 = 1,318 Па∙с; γ = 0,064 К–1; h = 8 м.

На рис. 1 показана зависимость эффективности прогрева (повышение дебита скважины при разных начальных дебитах (до обработки) Q0 = q в зависимости от температурного коэффициента вязкости, при времени прогрева τ = 10. Наибольшую эффективность прогрева могут показать скважины с наименьшим начальным дебитом, поскольку при малых дебитах может формироваться достаточно широкая зона прогрева.

pic_4.wmf

Рис. 1. Зависимость эффективности прогрева от температурного коэффициента вязкости

pic_5.wmf

Рис. 2. Зависимость эффективности прогрева от температуры нагревателя

На рис. 2 показана зависимость эффективности прогрева от температуры нагревателя (на стенке скважины) при разных начальных дебитах и постоянной температуре на контуре T0 = 20 °С, при времени прогрева τ = 10.

Зависимости показывают, что влияние температуры подогрева на эффективность тем сильнее, чем меньше начальный дебит скважины.

На риc. 3 приведены профили распределения безразмерной температуры в пласте при разных дебитах, при времени прогрева τ = 10.

pic_6.wmf

Рис. 3. Распределение температуры в пласте

pic_7.wmf

Рис. 4. Зависимость эффективности прогрева от времени нагрева

pic_8.wmf

Рис. 5. Профиль температур в пласте при T0 = 12 °С, TС = 40 °С, r0 = 0,15 м

Рис. 4 показывает зависимость эффективности прогрева от времени работы нагревателя для разных дебитов.

Рис. 5 показывает распределение температур в пласте для разных дебитов скважины.

Заключение

Приведённые зависимости имеют очевидное объяснение, подтвержденное опытом применения электропрогрева для интенсификации притока скважинной жидкости – прогрев скважины наиболее эффективен для малодебитных скважин.

Рецензенты:

Миронов В.М., д.ф.-м.н., профессор кафедры «Общая физика и физика нефтегазового производства», Самарский государственный технический университет, г. Самара;

Митлина Л.А., д.ф.-м.н., профессор кафедры «Общая физика и физика нефтегазового производства», Самарский государственный технический университет, г. Самара.


Библиографическая ссылка

Тютяев А.В., Должиков А.С., Зверева И.С. РАСЧЁТНЫЙ МЕТОД ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭЛЕКТРОПРОГРЕВА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН // Фундаментальные исследования. – 2015. – № 2-19. – С. 4188-4191;
URL: https://fundamental-research.ru/ru/article/view?id=37927 (дата обращения: 28.03.2024).

Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания»
(Высокий импакт-фактор РИНЦ, тематика журналов охватывает все научные направления)

«Фундаментальные исследования» список ВАК ИФ РИНЦ = 1,674