авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< 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


Pages:   || 2 | 3 | 4 |

Методология прогнозирования теплофизических свойств пластовых жидкостей и горных пород нефтяных месторождений

-- [ Страница 1 ] --

На правах рукописи

УДК 536.2+622.276.031:532.5+552.1

КУПЦОВ СЕРГЕЙ МИХАЙЛОВИЧ

Методология прогнозирования ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИх

СВОЙСТВ ПЛАСТОВЫХ ЖИДКОСТЕЙ И ГОРНЫХ ПОРОД НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Специальность 25.00.17 – «Разработка и эксплуатация нефтяных
и газовых месторождений», технические науки

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени

доктора технических наук

Москва 2010

Работа выполнена на кафедре «Термодинамика и тепловые двигатели» Российского Государственного университета нефти и газа имени
И.М. Губкина

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор Дунюшкин Иван Игнатьевич; доктор технических наук, профессор Максимов Вячеслав Михайлович; доктор технических наук, профессор Брусиловский Александр Иосифович.
Ведущая организация: ОАО «ВНИИнефть имени акад. А.П. Крылова», г. Москва

Защита состоится « » « » 201 г. в часов в ауд. на
заседании диссертационного совета Д 212.200.08 при Российском
Государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина по адресу:
Ленинский проспект 65, ГСП-1, г. Москва, 119991.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа
имени И.М. Губкина.

Автореферат разослан « » « » 2010 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

д.т.н., профессор

Общая характеристика работы

Актуальность темы диссертации. Решение комплекса энерготехнологических задач проектирования и разработки нефтяных и газовых месторождений невозможно без достоверных знаний теплофизических свойств пластовых жидкостей и горных пород. Такие задачи возникают при тепловом воздействии на пласт и призабойную зону, определении температурного режима скважины и оборудования.

Исследованию теплофизических свойств отдельных составляющих пластовых систем: нефти, природного газа, пластовой воды и горных пород посвящено большое число работ, выполненных ведущими отечественными и зарубежными учеными, из которых необходимо отметить работы Григорьева Б.А, Дульнева Г.Н., Зайцева И.Д., Проселкова Ю. М., Пугача В.В., Расторгуева Ю.Л., Филиппова Л.П., Бабаева В.В., Дьяконова Д.И., Липаева А.А., Любимовой Е.А., Попова Ю.А., Стерленко З.В., Юрчака Р.П., Яковлева Б.А.,
А. Миснара, Р. Рида, Дж. Праусница, С. Кларка, Т. МакКенна, У. Самертона и других, на чьи результаты автор опирался в своих исследованиях.

В то же время, внедрение новых технологий разработки нефтегазовых месторождений, увеличение глубин эксплуатационных скважин, необходимость решения задач энергосбережения и экономии материальных ресурсов выдвигают новые требования к объему, точности и температурному диапазону определения теплофизических свойств.

Более того, для обеспечения расчетов тепловых процессов в нефтегазовом деле требуются знания не только отдельных составляющих пластовых систем, но пластовой жидкости, скважинной продукции и горных пород, насыщенных различными флюидами.

Отсутствие таких данных, при условии, что экспериментальный способ определения теплофизических свойств достоверен лишь для конкретных жидкостей, пород и может служить лишь для определения в качестве эталонных величин, приводит к тому, что в одной и той же модели технологического процесса используются данные различных источников, что неизбежно приводит к дополнительной погрешности теплотехнических расчетов.

Все это приводит к выводу о целесообразности специального исследования по обоснованию методологии определения и прогнозирования теплофизических свойств пластовых жидкостей и горных пород.

Цель работы заключается в разработке методологии прогнозирования параметров теплофизических свойств пластовых жидкостей и горных пород нефтяных месторождений с необходимой точностью.

Реализация поставленной цели обусловила необходимость решения следующих задач:

1. Анализа существующих подходов к определению температурного поля в скважине, теплофизических свойств пластовых жидкостей и горных пород.

2. Вывода обобщенного уравнения распределения температуры добываемой жидкости в скважине.

3. Оценки влияния погрешности определения теплоемкости и теплопроводности скважинной продукции, элементов конструкции скважины и окружающих пород на точность прогнозирования температуры в скважине.

4. Разработки методик определения параметров теплофизических свойств отдельных составляющих пластовых жидкостей и горных пород.

5. Разработки научно-обоснованного подхода к прогнозированию теплофизических свойств пластовых жидкостей и осадочных горных пород.

Методы исследования. В работе использованы теоретические и экспериментальные методы исследования. С использованием методов математического анализа проведено обобщение результатов по экспериментальным и теоретическим данным по параметрам теплофизических свойств пластовых жидкостей, горных пород и получены соотношения, которые апробированы на имеющихся собственных экспериментальных значениях и опытных данных других исследователей.

В качестве объекта исследования выбрана пластовая система:

1. Пластовая жидкость, состав и состояние которой непрерывно изменяются при подъеме в скважине от забоя до устья. Пластовая жидкость или скважинная продукция может быть последовательно представлена как смесь из отдельных составляющих: разгазированной нефти, природного (нефтяного) газа и минерализованной воды.

2. Осадочные горные породы, которые можно рассматривать как совокупность минералов – скелета породы и флюида, насыщающего поры породы.

Научная новизна работы в первую очередь заключается в следующем:

1. На основе теоретического обобщения работ отечественных и зарубежных ученых, результатов работ автора, впервые предложен научно обоснованный подход к определению теплофизических свойств пластовых систем нефтяных месторождений.

2. Осуществлена оценка влияния параметров теплофизических свойств жидкости, элементов конструкции скважины и горных пород на точность определения коэффициента теплопередачи и температуры в эксплуатационной скважине.

3. Предложены расчетные соотношения для прогнозирования параметров теплофизических свойств отдельных составляющих пластовых систем: разгазированной нефти, газа, пластовой воды и скелета горных пород.

4. Разработана методология прогнозирования параметров теплофизических свойств пластовой жидкости, горных пород при различных термобарических условиях.

Практическая значимость результатов исследований определяется тем, что рассмотренные задачи ставились и решались, исходя из потребностей нефтедобывающей отрасли.

Использование предложенных в работе соотношений и методик позволяет:

1. Уточнить уравнение распределения температуры добываемой жидкости с учетом тепловых процессов при изменении состава и долей составляющих пластовой жидкости, а также фазовых переходов, наблюдающихся при подъеме в скважине.

2. Прогнозировать изменение параметров теплофизических свойств пластовой жидкости при ее подъеме по стволу скважины и оценивать их влияние на определение температуры добываемой жидкости и скважинного оборудования.

3. Использовать комплексную методику прогнозирования параметров теплофизических свойств пластовых жидкостей и горных пород для расчета температур добываемой жидкости и скважинного оборудования.

Практические результаты исследований теплофизических свойств отдельных составляющих пластовых жидкостей, природных газов и горных пород переданы в Коминефть, ВНИИнефть, отраслевой координационный совет «Нефть» (подпрограмма «Нефтеотдача»), ОАО «Газпром» и использованы при создании методов и технологий повышения нефтеотдачи пластов, методики термодинамического обеспечения энерготехнологических задач трубопроводного транспорта газа.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы и результаты исследований автора доложены и получили положительную оценку на следующих конференциях и научных семинарах:

Всесоюзной научно-технической конфеpенции «Пpоблемы pазpабот-ки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений в условиях Кpайного Севеpа и Сибири», г. Кисловодск, 1977 г.

2-й – 8-й научно-технических конференциях «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», Москва, 1997 г.- 2010 г.

Всероссийской научной конференции «Фундаментальные проблемы нефти и газа», Москва, 1996 г.

Третьей Международной конференции «Энергодиагностика и Condi-tion Monitoring», Н. Новгород, 2000 г.

Заседании кафедр «Термодинамика и тепловые двигатели» (2009 г.), «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» (2009 г., 2010 г) Российского Государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина, заседании научно-технических советов и совещаний, в том числе в объединении «Коминефть», ВНИИнефть, Ярегском нефтешахтном управлении.

Публикации. Автором опубликовано 78 работ, из них по теме диссертации 33 печатные работы, в том числе 13 работ в изданиях, входящих в перечень ВАК ведущих рецензируемых научных журналов и изданий, в которых должны быть опубликованы основные научные результаты диссертации на соискание ученой степени доктора наук, монография и 2 учебных пособия.

Структура работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, выводов, библиографического списка литературы, включающего 84 наименования и приложения. Работа изложена на 252 страницах машинописного текста и включает 80 рисунков и 43 таблицы.

В первой главе рассматриваются особенности теплообмена в эксплуатационной нефтяной скважине и проводится оценка влияния теплофизических свойств на расчет температурного поля скважины.

Изучение температурных полей в стволе нефтяных и газовых скважин началось в 50-60 г.г. прошлого века. Известны аналитические уравнения для расчета температуры несжимаемой жидкости и газа по стволу скважины А.Ю. Намиота, Э.Б. Чекалюка, К.Х. Шотиди, Ю.М. Проселкова, И.Т. Мищенко, И.И. Дунюшкина и других исследователей, которые получены на основании решения дифференциальных уравнений термодинамики и теплопередачи при определенных допущениях. В этих работах рассматривается теп-
лообмен между жидкостью и окружающими породами, учитывающий в лучшем случае эффект дросселирования газа.

Есть и эмпирические соотношения для определения температуры скважинной продукции И.Т. Мищенко и Д.В. Окунева, полученные на основании обработки промысловых данных.

Для уточнения температуры скважинной продукции с учетом процессов теплообмена при разгазировании нефти, растворения газа и взаимодействия с погружным оборудованием необходимо новое обобщенное уравнение распределения температуры в скважине.

Расчет температуры скважинной продукции при подъеме по стволу от забоя до устья в условиях квазистационарного процесса базируется на совместном решении уравнений первого начала термодинамики для потока (1) и теплопередачи при переменных температурах (2) с учетом или без учета внутренних источников теплоты

, (1)

. (2)

Элементарный тепловой поток, воспринимаемый добываемой жидкостью, определяется как сумма тепловых потоков между скважинной продукцией и окружающей горной породой и получаемого (отдаваемого) от источников (стоков) теплоты

. (3)

При подъеме по стволу скважины жидкость обычно охлаждается, отдавая теплоту окружающей горной породе

, (4)

где – температура скважинной продукции; – естественная температура горной породы на глубине h; температура нейтрального слоя земли; геотермический градиент; – коэффициент теплопередачи от жидкости к горной породе; – площадь поверхности теплопередачи; внутренний диаметр подъемных труб; – расстояние от забоя скважины глубиной H.

В качестве источников (стоков) теплоты можно рассматривать явления выделения теплоты от скважинного оборудования - установки электроцентробежного насоса (УЭЦН), электрокабеля, а также при разгазировании нефти или растворения газа в нефти.

На элементарном участке скважины длиной тепловой поток от источника теплоты можно выразить через произведение линейного теплового потока и длины участка

. (5)

Изменение энтальпии в единицу времени для скважинной продукции

, (6)

где – массовый дебит скважины; – удельная массовая изобарная теплоемкость потока; – коэффициент Джоуля-Томсона для потока; – уменьшение давления на участке.

При движении потока к устью, располагаемая потенциальная работа в единицу времени расходуется на изменение высоты центра тяжести и скорости потока

. (7)

Принимая значения коэффициентов, характеризующих свойства потока
и горной породы по длине элементарного участка неизменными, а давле-
ние и скорость скважинной продукции линейно зависящими от длины участка и обозначив , , с учетом выражений (3) (7), получаем линейное дифференциальное уравнение первого порядка с правой частью

. (8)

Интегрирование выражения (8) при граничных условиях, соответствующих забою скважины, позволяет получить уравнение распределения температуры на участке ствола добывающей скважины длиной от забоя

(9)

где з индекс для параметров на забое скважины.

Расчет температуры добываемой жидкости по стволу скважины от забоя до устья затруднителен, так как значения температуры входят в зависимости по определению ряда свойств жидкости (вязкость, плотность). А это, в свою очередь, влияет и на изменение давления и скорости.

Для обеспечения точности определения температуры необходимо весь интервал от забоя до устья скважины разбивать на отдельные участки, в пределах которых можно принимать свойства жидкости неизменными.

При фонтанном способе добычи однофазной жидкости – нефти, отсутствии источников теплоты и термодинамических эффектов () уравнение (9) упрощается до следующего вида

. (10) В качестве иллюстрации распределения температуры добываемой нефти приведен рис.-32. (10)

В качестве иллюстрации распределения температуры добываемой нефти приведен рис. 1, где показано, как изменяется температура фонтанирующего потока при различных флюидах в кольцевом зазоре между колоннами насосно-компрессорных и обсадных труб, различных значениях коэффициента теплопроводности окружающих горных пород.

Рис. 1. Распределение температуры нефти по стволу скважины

Там же (рис. 1) показано, как изменяется температура потока при работе УЭЦН.

Температуру добываемой жидкости в скважине невозможно рассчитать без надежной оценки коэффициента теплопередачи от жидкости к окружающим породам. Этот коэффициент зависит от большого количества факторов (рис. 2) и может быть определен аналитически и экспериментально.

Рис. 2. Зависимость коэффициента теплопередачи от расхода
добываемой нефти

При одинаковом массовом расходе значения коэффициента теплопередачи возрастают с увеличением теплопроводности окружающих горных пород. Графики наглядно свидетельствуют о значительной зависимости коэффициента теплопередачи в скважине от коэффициентов теплопроводности горных пород и флюида заполнителя кольцевого зазора.

Влияние погрешностей определения коэффициентов теплоотдачи от потока к стенкам насосно-компрессорных труб и теплопроводности флюида-заполнителя кольцевого зазора, цементного камня и горной породы на погрешность расчета коэффициента теплопередачи при заполнении зазора воздухом показано на рис. 3.

Рис. 3. Влияние погрешностей определения коэффициентов теплоотдачи и теплопроводности на погрешность расчета коэффициента теплопередачи при заполнении кольцевого зазора воздухом

При 15% погрешности в определении значений коэффициентов теплопроводности ожидается ошибка в расчете коэффициента теплопередачи примерно на 10%, что приведет к ошибке в определении температуры нефти в стволе скважины более чем на 1 2 оС.

Аналитические методы позволяют прогнозировать теплофизические свойства пластовых жидкостей с ошибкой, сопоставимой с погрешностью эксперимента. Для прогнозирования теплофизических свойств надо знать, что представляет собой изучаемый объект, какие его параметры известны и при каких термобарических условиях он находится.

Для прогнозирования значений параметров теплофизических свойств предлагается разделение объекта исследования на отдельные составляющие и изучение их свойств, а затем постепенный переход к сложной системе.

Главной проблемой в прогнозе параметров теплофизических свойств является оценка значений коэффициента теплопроводности, так как плотность и удельная теплоемкость обычно подчиняются правилу аддитивности.

Во второй главе на основании анализа теоретических и экспериментальных исследований отечественных и зарубежных ученых и специалистов предложены расчетные соотношения и алгоритмы определения параметров теплофизических свойств отдельных составляющих пластовой жидкости.

Для оценки возможного диапазона изменения параметров пластовой нефти были обработаны статистические данные по типовому исследованию нефти месторождений России. Можно утверждать, что для 97% нефтяных залежей России характерны следующие параметры:

– плотность разгазированной нефти при стандартных условиях ;

– содержание парафина в нефти ;

– пластовая температура ;

– пластовое давление ;

– газовый фактор .

Указанные параметры в дальнейшем будут представлять собой границы применения всех рекомендуемых расчетных соотношений.



Pages:   || 2 | 3 | 4 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

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.