Двухфазные течения с физико-химическими превращениями в каналах и пористых средах в задачах нефтегазовой механики тема автореферата и диссертации по механике, 01.02.05 ВАК РФ

005018801

На правах рукописи

МУС АКАЕВ Наиль Габсалямович

ДВУХФАЗНЫЕ ТЕЧЕНИЯ С ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИМИ ПРЕВРАЩЕНИЯМИ В КАНАЛАХ И ПОРИСТЫХ СРЕДАХ В ЗАДАЧАХ НЕФТЕГАЗОВОЙ МЕХАНИКИ

01.02.05 - механика жидкости, газа и плазмы

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора физико-математических наук

, 3 ^АЙ 2012

Тюмень-2012

005018801

Работа выполнена в Тюменском филиале Федерального государственного бюджетного учреждения науки Института теоретической и прикладной механики им. С.А. Христиановича Сибирского отделения Российской академии наук

Научный консультант: доктор физико-математических наук,

профессор

Шагапов Владислав Шайхулагзамович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Бондарев Эдуард Антонович (Институт проблем нефти и газа СО РАН, главный научный сотрудник)

доктор физико-математических наук Никифоров Анатолий Иванович

(Институт механики и машиностроения Казанского научного центра РАН, заведующий лабораторией математического моделирования процессов фильтрации)

доктор физико-математических наук, профессор Урманчеев Сайд Федорович (Институт механики Уфимского научного центра РАН, директор)

Ведущая организация: Тюменское отделение СургутНИПИнефть

Защита состоится № мая 2012 г. в 15— на заседании диссертационного совета ДМ 212.274.09 при Тюменском государственном университете по адресу: 625003, г. Тюмень, ул. Перекопская, 15А, ауд.410

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Тюменского государственного университета.

Автореферат разослан « » апреля 2012 г.

И.о. ученого секретаря диссертационного совета, доктор физ.-мат. наук

Татосов А. В.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

В настоящее время наблюдается значительный интерес к изучению двухфазного течения в различных системах, что объясняется необходимостью в теоретическом осмыслении и системном исследовании большого круга проблем, возникающих, в частности, при решении вопросов разведки, добычи и транспортировки углеводородного сырья, при реализации новых и совершенствовании существующих методов повышения отдачи нефте- и газонасыщенных пластов, при развитии методов исследования скважин и т.п. Исследование закономерностей тепломассообменных и фильтрационных процессов в многофазных системах представляет собой весьма сложную и многогранную научную проблему. С точки зрения их экспериментального изучения это связано со значительными трудностями опытного исследования многообразных межфазных и внутрифазных взаимодействий и быстро-протекающих процессов. В теоретическом плане это обусловлено исключительной сложностью получения строгого аналитического описания динамики двухфазных смесей. В этой связи при исследовании течений двухфазных смесей зачастую применяют численные методы решений.

Современное состояние исследований различного вида течений характеризуется учетом эффектов неоднофазности, а также построением адекватных математических моделей наблюдаемых при этом процессов (Нигматулин Р.И., 1987). Изучение движения двухфазных смесей с учетом исходной структуры смеси и физических свойств фаз требует привлечения новых параметров и решения уравнений более сложных, чем те, которые записываются для однофазных течений. При этом детальное описание внутрифазных и межфазных взаимодействий в гетерогенных средах порою чрезвычайно сложно, и для получения обозримых результатов и их понимания зачастую прибегают к рациональным схематизациям, приводящим к обозримым и решаемым уравнениям.

Знание законов и особенностей двухфазного течения играет первостепенную роль в разработке и совершенствовании технологических процессов, технических установок и устройств в ряде отраслей промышленности, что и определяет актуальность проведенных исследований и их значимость для приложений.

Современные способы добычи, хранения и транспортировки углеводородного сырья требуют максимального вовлечения достижений механики и математики для комплексного исследования двухфазного течения в каналах и пористых средах при решении конкретных прикладных задач нефтегазовой отрасли, что и обусловливает

цель работы: построение и обоснование математических моделей течения двухфазной смеси в подземном и наземном нефтегазопромы-

словом оборудовании и в насыщенных пористых средах, а также теоретическое изучение и установление особенностей гидродинамических и тепломассообменных процессов, возникающих при таком течении.

Для достижения поставленной цели решались задачи:

- восходящего течения нефтегазовой смеси в добывающей скважине, оснащенной установкой погружных электроцентробежных насосов;

- определения гидродинамических и теплофизических параметров парожидкостного потока в нагнетательной скважине;

- накопления и диссоциации газогидратных отложений при транспортировке природного газа;

- образования газового гидрата при нагнетании газа в насыщенный газом и водой пористый пласт;

- формирования низкопроницаемой зоны вблизи забоя скважины при смешении вод с различным химическим составом.

Научная новизна диссертационной работы в целом заключается в едином рассмотрении на основе методов и уравнений механики многофазных сред течений двухфазной смеси в каналах и пористых средах и возникающих при этом тепломассообменных процессов на всех этапах от разработки и обоснования математических моделей до решения и анализа конкретных прикладных задач нефтегазовой механики.

Основные положения, выносимые на защиту.

Математическая модель восходящего газожидкостного потока в вертикальной скважине при наличии склеротических процессов, связанных с отложениями нефтяных парафинов на внутренние стенки подъемной колонны. Численный анализ зависимости от различных факторов температурной обстановки в скважине, оснащенной установкой электроцентробежных насосов.

Математическая модель одномерного течения влажного природного газа в горизонтальном трубопроводе с переменным во времени и пространстве сечением из-за отложений на внутренних стенках канала газовых гидратов. Анализ влияния на процесс гидратообразования различных факторов. Результаты численного исследования динамики диссоциации газогидратных отложений при подаче в газовый поток ингибитора (метанола).

Аналитические решения автомодельной задачи об образовании газового гидрата при закачке в насыщенный газом и водой пористый пласт холодного (с температурой меньшей исходной температуры пласта) газа. Закономерности образования газогидратов в пористых структурах при инжекции газа в зависимости от температуры закачиваемого газа, исходных параметров пористой среды, а также интен-

сивности закачки газа. Условия возникновения объемной области образования гидрата.

Механизм снижения проницаемости зоны вблизи забоя скважины при взаимодействии пластовых и закачиваемых флюидов. Аналитическое решение задачи о закачке воды в пористый коллектор с отличными от пластовой воды химическими свойствами.

Обоснованность и достоверность результатов работы следует из корректности физической и математической постановок задач, применения при разработке математических моделей уравнений и методов механики многофазных сред. Компьютерная реализация построенных математических моделей производилась с использованием широко апробированных численных методов, полученные численные результаты в частных случаях сопоставлены с промысловыми данными и практическими измерениями, а также с расчетами других авторов.

Научная и практическая значимость.

В диссертационную работу вошли результаты исследований, выполненных в соответствии с планами фундаментальных исследований РАН, а также в рамках гос. контракта №02.445.11.7412 по ФЦНТП «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития науки и техники на 2002-2006 годы», гос. контракта №02.516.11.0004 по ФЦП «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2007-2012 годы», гос. контракта № 119-ДОН по Тюменской областной целевой научно-технической программе, программы Президиума РАН 16.4 «Природные и антропогенные факторы динамики криогенных геосистем Евразии», региональной научно-технической программы Тюменской области «Тюмень» и подержанных грантами РФФИ № 00-01 -00775-а, 06-01-08060-офи, 08-01-90300-Вьет_а, грантами Президента РФ для государственной поддержки ведущих научных школ РФ (руководитель научной школы - академик РАН Р.И. Нигматулин), грантами Губернатора Тюменской области на реализацию проекта по фундаментальным и прикладным научным исследованиям.

Результаты, полученные в диссертационной работе, расширяют теоретические представления о движении двухфазных смесей в каналах и пористых средах. Практическая ценность диссертации связана с ее прикладной направленностью. Все проведенные исследования так или иначе продиктованы потребностями нефтегазовой промышленности. Полученные результаты могут быть использованы для выбора наиболее эффективных способов эксплуатации действующих скважин, при обосновании существующих и разработке новых методов предупреждения и борьбы с отложениями твердой фазы в системах подземного и наземного нефтегазопромыслового оборудования и в при-забойной зоне скважин, для совершенствования программных средств

гидродинамического моделирования месторождений нефти и газа, при разработке научных основ технологий консервации и хранения углеводородного газа. Часть результатов уже нашла свое практическое применение. Так, разработан регламент по предупреждению отложений парафина, гидратов и солей в добывающих скважинах Шаимской группы месторождений, который используется при составлении планов-графиков проведения обработок скважин по предотвращению АСПО, солей и образованию гидратов, а также при разработке основных направлений технической политики ТПП «Урайнефтегаз». Результаты выполнения НИР послужили основой для выбора оптимального режима эксплуатации добывающей скважины при построении геолого-гидродинамической модели Западно-Таркосалинского месторождения Тюменской области. Результаты исследований были использованы при планировании и проведении комплекса геолого-технологических мероприятий на нагнетательных скважинах Сузунского месторождения Восточной Сибири.

Частично результаты диссертационной работы вошли в монографию «Применение численных методов к решению задач нефтепромысловой механики», допущенную УМО вузов РФ по нефтегазовому образованию в качестве учебного пособия для подготовки бакалавров и магистров по направлению 553600 «Нефтегазовое дело» и дипломированных специалистов по направлению 650700 «Нефтегазовое дело».

Апробация результатов исследования.

Результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на Всероссийской научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, 1996, 1997, 2003, 2005, 2007), на Всероссийской научной конференции «Актуальные вопросы механики, электроники, физики Земли и нейтронных методов исследований» (Стер-литамак, 1997), на Всероссийской научно-технической конференции «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортирования нефти и газа на основе современных информационных технологий» (Тюмень, 1998, 2000), on the International Conference on Multiphase Systems (Ufa, 2000), на Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы совершенствования технологий строительства скважин и подготовки кадров для ЗападноСибирского нефтегазодобывающего комплекса» (Тюмень, 2000), на Международной конференции RDAMM-2001 (Новосибирск, 2001), на Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе» (Тюмень, 2001), на VIII Четаевской международной конференции «Аналитическая механика, устойчивость и управление движением» (Казань, 2002), on 11-th and 15-th International Conference on the Methods of Aerophysical Research (Novosibirsk, 2002, 2010), на Между-

народной научной конференции «Спектральная теория дифференциальных операторов и родственные проблемы» (Стерлитамак, 2003), на Международной научной конференции «Вычислительные и информационные технологии в науке, технике и образовании» (Усть-Каменогорск, Казахстан, 2003), на VI и VII международных конференциях «Химия нефти и газа» (Томск, 2006, 2009), на Российской конференции «Механика и химическая физика сплошных сред» (Бирск, 2007), на Всероссийской научно-технической конференции «Новые технологии - нефтегазовому региону» (Тюмень, 2008), на Международной научной конференции «Дифференциальные уравнения и смежные проблемы» (Стерлитамак, 2008), на VI и VII международных научных школах-конференциях «Актуальные вопросы теплофизики и физической гидрогазодинамики» (Алушта, Украина, 2008, 2009), on the International Workshop «Thermal Hydrodynamics of Multiphase Flows and Applications» (Hanoi, 2009), на Международной конференции «Перспективы освоения газогидратных месторождений» (Москва, 2009), на Российской конференции «Многофазные системы: природа, человек, общество, технологии» (Уфа, 2010), на V Всероссийской научно-практической конференции «Добыча, подготовка, транспорт нефти и газа» (Томск, 2010), на Российской научно-технической конференции «Мавлютовские чтения» (Уфа, 2011), на Всероссийской научно-практической конференции «Теоретические и практические аспекты исследований природных и искусственных газовых гидратов» (Якутск, 2011), на X Всероссийском съезде по теоретической и прикладной механике (Нижний Новгород, 2011).

Основные результаты работы докладывались автором на семинарах Института механики многофазных систем СО РАН под руководством академика РАН Р.И. Нигматулина, Тюменского филиала Института теоретической и прикладной механики им. С.А. Христиановича СО РАН под руководством профессора А.А. Губайдуллина.

Результаты диссертации опубликованы в 77 работах, основные публикации представлены в конце автореферата.

Личный вклад автора.

В работах, выполненных в соавторстве, диссертант, как правило, участвовал во всех этапах исследования от постановки задачи и выбора метода ее решения до получения и анализа результатов. Представление изложенных в диссертации и выносимых на защиту результатов, полученных в совместных исследованиях, согласовано с соавторами.

Объем и структура диссертации.

Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы и 5 приложений. Общий объем диссертации составляет 241 страницу, в том числе 57 рисунков и 5 таблиц. Список литературы состоит из 201 наименования.

Благодарности.

Автор выражает глубокую признательность научному консультанту и учителю профессору Шагапову Владиславу Шайхулагзамовичу, его заботливое отношение и внимание во многом предопределили появление данной диссертации. Особую благодарность автор выражает д.ф.-м.н., профессору Губайдуллину A.A., д.т.н., профессору Кучумову Р.Я. и д.ф.-м.н., профессору Федорову K.M. за полезные советы, постоянное внимание и поддержку его работы. Автор благодарен к.ф.-м.н. УразовуР.Р., к.ф.-м.н. Хасанову М.К., Бородину C.J1. за многократные обсуждения результатов и совместные исследования.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность темы диссертации, формулируются цель и основные задачи исследования, отмечается практическая значимость и научная новизна, приводятся защищаемые положения и обосновывается их достоверность.

В первой главе выполнен краткий обзор исследований, посвященных изучению процессов, происходящих при течении многофазных смесей в системах подземного и наземного оборудования и пористых структурах. Начало отечественным исследованиям процессов, происходящих при двухфазном течении в каналах и пористых структурах, было положено известными учёными J1.С. Лейбензоном, П.Я. Кочиной, С.А. Христиановичем, И.А. Чарным, А.Б. Шейманом. Ряд вопросов, связанных с данной тематикой, был рассмотрен В.А. Архангельским, Э.А. Бондаревым, Ю.А. Буевичем, К.В. Виноградовым,

Ш.К. Гиматудиновым, В.М. Битовым, Ю.Ф. Макогоном, В.А. Мамаевым, р.И. Медведским, А.Х. Мирзаджанзаде, H.H. Непримеровым, р.И. Нигматулиным, А.И. Никифоровым, М.А. Пудовкиным,

А.Н. Саламатиным, С.Ф. Урманчеевым, K.M. Федоровым,

Г.Г. Цыпкиным, Э.Б. Чекалюком, В.Ш. Шагаповым и другими.

Анализ отечественных и зарубежных исследований двухфазного течения в каналах и пористых структурах с учетом образования твердой фазы проведен по трем крупным направлениям: течение газожидкостной смеси в каналах; исследование движения двухфазной смеси в пористой среде; образование твердой фазы в пластах и системах нефтегазопромыслового оборудования.

В заключение главы отмечено, что для нефтегазовой отрасли немаловажным является исследование процессов, связанных с течением двухфазного флюида в пористой структуре и нефтегазопромысло-вом оборудовании с учетом возникающих при этом эффектов. При изучении наблюдаемых двухфазных течений в настоящее время широко применяется математическое моделирование. Для математического описания сложных, неоднородных процессов в пористой среде и

в системах подземного и наземного нефтегазопромыслового оборудования зачастую используются методы и уравнения механики многофазных сред.

Вторая глава посвящена теоретическому исследованию газожидкостного течения в вертикальных скважинах.

Рассмотрена задача одномерного безынерционного течения газожидкостной смеси в вертикальной скважине; скважина оснащена установкой электроцентробежных насосов (УЭЦН) длины L. Ось z направлена вертикально вверх, ее начало совпадает с забоем скважины.

Принято, что газожидкостная смесь в стволе скважины состоит из трёх компонент: тяжёлой (Н), средней (М) и лёгкой (L). В жидкой фазе (/) присутствуют все три компоненты; в газовой (g) - средняя и лёгкая компоненты.

При математическом моделировании газожидкостного потока принято, что течение в стволе скважины квазиустановившееся; жидкость несжимаемая; температуры газа и жидкости совпадают; фазовые переходы происходят в равновесном режиме. Также полный массовый расход смеси т и массовый расход легкой компоненты по высоте скважины не изменяются:

Ш[ +mg =т = const, ml/c/(L) + mgkg(L) = m(L) = const,

где mi (i=l, g) - массовый расход г'-й фазы через сечение скважины с координатой г; ki(j) (i=l, g\ j=H, M, L) - концентрация в г-й фазе j-й компоненты.

Уравнение сохранения импульса имеет вид:

dz

где р - давление; р - плотность смеси; g - ускорение свободного падения.

Объемная плотность силы трения между потоком и стенкой подъёмной колонны скважины задана выражением:

W=Wl+Wg = vl{\-a) + vga,

¿к

где Aq - коэффициент гидравлического сопротивления; у/ - поправка на структуру потока (при пузырьковой - у/=1); R = R0-8s, - толщина парафиновых отложений; Wt и v, (i=l, g) - приведённая и истинная скорости 1-й фазы; а - объёмное газосодержание.

Если выполняется соотношение (Чисхолм Д., 1986):

Г 1-1 п . / п\ / пЛ1/4

Wt >3W -1,15

g(\/p°g-l/p?)*/p?

ы

то принято, что поток имеет пузырьковую структуру, иначе - снарядную.

Уравнение притока тепла имеет вид:

йг '

тс = Ш1С[ + т„с

\ЬМ)

В' =

¿В

йк

Р(м) = Р*е

-Т./Т

Р(М)

Ф(М) (Т)

йТ

где Т - температура потока; с, (г=/, g) - удельная теплоёмкость /-й фазы при постоянном давлении; бщ - постоянная Генри; ()„ - интенсивность теплообмена между потоком и стенкой подъёмной колонны скважины; Цм) и Ь{Ь) - удельные теплоты испарения жидкой фазы и выделения растворённой в жидкости лёгкой компоненты, соответственно; и - газовые постоянные для паров жидкости и для лёгкой компоненты, соответственно; Т* и р* - эмпирические аппроксима-ционные параметры.

Для массовых концентраций лёгкой компоненты в жидкой и газовой фазах приняты соотношения:

/ „ /„Л \-1

Чщ

Р~Р(М)(Т)

ЧЬ)

1 + -

я

Ш

■Р(м)(т)

\м) (Р~Р(М)(Т))

Установка электроцентробежных насосов вызывает скачок давления скважинного потока, который примем в виде следующей функции от массового расхода:

2

Ар-А0+А1-т + А2-т , где А0, А1 и А2 - коэффициенты, рассчитываемые согласно техническим характеристикам насоса.

Скачок температуры газожидкостной смеси в результате теплообмена с насосом и с учетом тепловых потерь в окружающую горную породу можно определить из соотношения:

АТ =

>

Ч

КРл+КР

где Тх - температура потока перед УЭЦН; Д, - коэффициент теплопередачи между газожидкостным потоком и двигателем установки; Тл -температура двигателя; Яс - радиус скважины; р - коэффициент теп-

лопередачи через систему труб скважины; Тех, - геотермальная температура.

Для интенсивности роста парафиновых отложений на внутренней стенки подъемной колонны принято выражение:

/

р*^ = к{те-та)

2Я

дк

1{Н)е

ВТ,

а

Р„+К1{Щ-Р3 ' Р* Я1п(Я/Я0)'

Здесь - плотность твердой фазы; Тс - температура начала кристаллизации тяжелого компонента; £) - коэффициент диффузии; БН -число Шервуда; кКН)е - равновесная концентрация тяжелого компонента при температуре, равной температуре поверхности твердой фазы Та, Д, - коэффициент теплопередачи, зависящий от структуры нефтегазового потока в скважине; /(Н) - удельная теплота парафинообразо-вания; Я3- коэффициент теплопроводности твердой фазы.

На основе представленной математической модели был разработан программный продукт и проведено численное исследование процессов в скважине и влияния определяющих параметров на структуру потока и температуру внутренней стенки подъёмной колонны скважины. Численный эксперимент выгодно отличается от лабораторного или промыслового тем, что есть возможность исследовать влияние каждого определяющего параметра изучаемого явления в отдельности в широком диапазоне значений.

Так как для эффективной работы УЭЦН необходимо, чтобы на входе установки структура потока была пузырьковой, то в этой связи было изучено влияние различных параметров на структуру потока в подъёмной колонне скважины (рис. 1).

Области параметров, расположенные ниже рассчитанных кривых, соответствуют пузырьковой структуре потока. Из рис. 1а видно, что при увеличении газового фактора интервал, в котором существует пузырьковая структура потока, сужается, это приводит к необходимости устанавливать УЭЦН на большей глубине. При достижении газовым фактором высоких значений весь поток будет иметь снарядную структуру и использование УЭЦН без дополнительного оборудования (газосепаратор) станет неэффективным. Как видно из рис. 16 и 1в увеличение дебита и снижение давления на забое из-за работы насоса приводят к последствиям, аналогичным описанным выше.

Одним из осложнений, возникающих при эксплуатации скважины, является выпадение парафинов. Основной причиной парафиноотло-

к ; а)

......................

100 200 300 ОН. м /т

к

в)

2000 1500 1000 500 0

к б)

-►

О

100 200 300 т, т/сут

Рис. 1. Расположение границы между пузырьковой и снарядной структурой потока в зависимости от газового фактора (а), дебита (б) и давления на забое (в).

10

15

жений является снижение температуры стенки Тк подъёмной колонны скважины ниже температуры начала их кристаллизации Тс (Тронов В.П., 1969). Поэтому в работе проведён анализ влияния различных факторов на температурную обстановку в скважине, оснащенной УЭЦН. Рассматривались ситуации, когда в межтрубном пространстве находится вода, нефть или газ; газ может быть неподвижным или находиться в состоянии термогравитационной конвекции; подъемная колонна может быть покрыта теплоизолирующим материалом различной природы и толщины (рис. 2).

Из рис. 2а видно, что использование в межтрубном пространстве флюида с меньшим коэффициентом теплопроводности увеличивает температуру стенки подъёмной колонны по всей высоте скважины. Это приводит к уменьшению глубины начала отложения парафинов, а, следовательно, и к уменьшению толщины парафинового слоя. В случае неподвижного газа выпадение парафинов вообще не происходит. При термоконвективном течении газа в межтрубном пространстве температура стенки подъёмной колонны по всей высоте скважины выше, чем при наличии в межтрубном пространстве воды или нефти, но вблизи устья температура начала кристаллизации парафина всё же достигается (рис. 26). Для предотвращения отложений парафинов рядом исследователей рекомендуется использование теплоизолированных труб (рис. 2в).

При прохождении через УЭЦН температура нефтегазовой смеси увеличивается в результате теплообмена с погружным электродвигателем установки, это может привести к улучшению температурной об-

Рис. 2. Профили температуры внутренней стенки подъёмной колонны скважины Г^для различных флюидов в межтрубном пространстве (а), различного поведения газа (б) и различной толщины теплоизолирующего слоя Ф7 (мм) на внешней стенке подъемной колонны (в).

становки в скважине. Результаты расчетов показывают (рис. За), что подвеска насоса на большей глубине приводит к улучшению температурного режима в скважине и, как следствие, к увеличению высоты начала отложений парафинов и сокращению их количества. Это можно объяснить тем, что до прохождения через насос нефтегазовая смесь движется в эксплуатационной колонне, и тепловые потери больше, чем при её движении в скважине после УЭЦН. Увеличение расходной характеристики УЭЦН уменьшает скачок температуры газожидкостной смеси при переходе через насос (рис. 36). Однако при дальнейшем движении смеси к устью скважины температура внутрен-

Рис. 3. Профили температуры внутренней стенки подъёмной колонны скважины для различной глубины погружения (а) и массового расхода (б) УЭЦН. Линии 1, 2, 3 и 4 (а) соответствуют глубине подвески УЭЦН Нр = 500, 1000, 1500 и 2000 м; Мр = 50 т/сут. Линии 1, 2 и 3 (б) соответствуют расходу установки Мр = 50, 75 и 125 т/сут; Нр = 2000 м.

ней стенки подъёмной колонны имеет меньший градиент. Последнее обстоятельство можно объяснить тем, что увеличение массового расхода смеси приводит к повышению скорости движения фаз, и поток, двигаясь к устью, успевает отдать меньшее количество тепла в окружающие горные породы.

Таким образом, для расчётной скважины путем варьирования глубины погружения и расходной характеристики УЭЦН можно добиться оптимальной температурной обстановки в скважине (Т„< Тс) и тем самым предотвратить либо сократить отложение твердой фазы.

Также во второй главе на основе уравнений механики многофазных сред построена математическая модель процессов, происходящих при движении теплоносителя в стволе нагнетательной скважины, выполнены численные исследования по течению парожидкостной смеси в такой скважине.

Из лабораторных и промысловых экспериментов известно, что наиболее эффективным тепловым агентом является насыщенный водяной пар, т.к. он характеризуется высоким теплосодержанием и обеспечивает необходимые показатели по коэффициенту вытеснения и нефтеотдачи (Антониади Д.Г., 1995). Проведенное численное исследование движения теплоносителя в вертикальном канале показало, что с ростом массового расхода смеси на устье скважины медленнее убывает массовая концентрация пара по глубине скважины, т.е. растёт степень его проникновения (рис. 4). Например, в данном случае для доставки пара к забою скважины достаточно применение парогенератора наземного базирования с массовым расходом в 0,33 кг/с.

Количество теплоты, поступившей в пласт, определяет реакцию пласта на закачку теплоносителя. Для реализации более высокой скорости вытеснения нефти из пласта необходимо снизить потери теплоты, например, в стволе нагнетательной скважины. В исследуемом диапазоне изменения массовой концентрации пара к„ и массового расхода смеси т на устье скважины показано, что теплоизоляция подъемной колонны скважины приводит к существенно меньшему остыванию теплоносителя по глубине скважины (рис.5). Использование

3

1 \ 2

Рис. 4. Распределение массовой концентрации к„ по глубине скважины г в зависимости от массового расхода т теплового агента на устье. Линии 1, 2 и 3 соответствуют т = 0,22; 0,33 и 0,44 кг/с.

250 500 750 2, М

Рис. 5. Распределение температуры потока Т по'глубине скважины г в зависимости от толщины ДЬ теплоизолирующего материала (пе-нополеуритан) на внешней поверхности НКТ. Линии 1 и 2 соответствуют ДЬ = 0 и 8 мм; массовая концентрация пара на устье равна 0,9.

теплоизолированных труб осложняет то обстоятельство, что изготовление подобных труб достаточно сложно и не всегда экономически оправдано.

Эффективность метода закачки теплоносителя в пласт в значительной степени определяется экономической эффективностью, которая во многом зависит от свойств пластовой нефти, глубины ее залегания, плотности сетки скважин и т.д.

В третьей главе диссертации построена математическая модель течения углеводородного газа в горизонтальном трубопроводе с учетом образования и разложения газовых гидратов, проведено численное исследование динамики накопления и диссоциации газогидратных отложений на стенках трубопровода.

Природный газ с заданным компонентным составом транспортируется в горизонтальном канале радиуса «о и длиной Ц на внутренних стенках трубы может образовываться радиально-симметричный слой газогидратных отложений толщиной <5.

Для наиболее полного учета межфазных массообменных процессов и связанных с ними теплофизических явлений примем, что поток природного газа в трубопроводе, состоит из двух компонент, а именно из влаги, образованной водой и метанолом, и из всей остальной части - в основном углеводородной смеси. Первая компонента в потоке может содержаться в парообразном состоянии и в виде капелек жидкости.

Введен ряд допущений: потери газа на образование гидратов пренебрежимо малы, поэтому его расход по длине трубы остается постоянным; скорость течения газа гораздо меньше скорости звука; течение квазиустановившееся; значения давления и температуры потока принимаются средними по сечению трубы; температура для каждого сечения канала одинакова для обеих фаз (газа и жидкости). Ось г направим по течению газа, ее начало совпадает с входным сечением трубопровода.

Приведенные выше допущения позволяют для описания движения

газа использовать стационарные уравнения течения газа в канале: с ¿р

т —- = -5—- / , 8 ¿г <1г

¿Т ™&йр (1(^(1-кт1)) 1 _ (1{к1кт1)

т с — =-— + т ЬК---+ т Ьт----Ц а,

* * ¿г р8 <1г <1г аг

/ = 2 тх, х = ^,\2ЪХр^, $=лаг, а = а0-5, Qga=2лaqg(T,

где т8, , р, и - массовый расход, скорость, плотность и удельная теплоемкость газа соответственно; Я - коэффициент гидравлического сопротивления; и Ьт - теплота перехода в парообразное состояние для воды и метанола.

Для интенсивности теплопередачи qg(J от потока к внутренней поверхности стенки трубопровода или к поверхности газогидрата, когда он присутствует на поверхности стенки трубопровода, используем следующее соотношение: д8а=а8а(Т-Т(7).

Здесь а&а - коэффициент теплопередачи от газа к внутренней стенке трубопровода, Та - температура внутренней поверхности трубопровода.

Вода, содержащаяся в потоке с массовой концентрацией кК, также может находиться в этих двух агрегатных состояниях: в виде жидких капелек с массовой концентрацией 1 -кт1 и в виде пара в газовой фазе с концентрацией 1 -ктг. Уравнение сохранения массы для влаги можно записать в виде:

¿К 1

* йг

где = 2т ■ , и - интенсивность потребления влаги на образование газового гидрата.

Для скорости роста толщины газового гидрата на внутренней стенке трубопровода принимается следующее уравнение:

ё£=А

Э т рк'

рн - плотность газогидрата, д- интенсивность гидратообразования.

Полагается, что газовый гидрат является клатратным соединением с фиксированным компонентным составом гидратообразующей смеси газов и воды. Поэтому интенсивности и должны быть связаны

«стехиометрическим» условием: гДе ~ массовая

концентрация гидратообразующего газа в составе газогидрата.

Вышеприведенные уравнения замыкаются выражением для равновесной концентрации водяного пара:

( Т *Л

ку =-— ехр--— ,

рК V т )

зависимостью равновесной температуры гидратообразования Т8 от давления

Т5(р) = Ть*1п{р/р50) + Тз0 (*)

и уравнением состояния для газа р = ■

Принимается, что отложение газовых гидратов начинается в сечении канала г = г5, где на стенках конденсируется вода и выполняется условие 7;<7;(р). При этом отложение может происходить в двух режимах, а именно: теплового баланса и «дефицита» воды.

Первый режим реализуется при достаточном поступлении к поверхности твердой фазы гидратообразователей (газ и вода). В этом случае интенсивность образования газового гидрата ограничивается лишь интенсивностью теплоотвода от поверхности фазовых переходов. Температура Та является также температурой внутренней стенки трубопровода на участке, где откладывается твердая фаза. Полагается, что Та = Т8(р). Интенсивность отложения газового гидрата в этом режиме будет определяться из условия теплового баланса на поверхности газогидратного слоя

^кЬ ~ Яав ~ (lga '

где Ьк - удельная теплота фазового перехода при гидратообразова-нии, - интенсивность теплопередачи между стенкой трубопровода и окружающим грунтом с температурой Тс.

Из-за образования твердых отложений происходит обеднение потока влагой, и вследствие этого, начиная с некоторого сечения трубопровода, его «склероз» будет происходить во втором режиме. Для расчета интенсивности уА, принимая во внимание условие

- ^/(1 - к^), запишем следующее соотношение:

1.

Здесь БЬ - число Шервуда, £> - коэффициент диффузии.

При наличии метанола в составе капелек воды, орошающих стенки трубопровода, температура поверхности газогидрата будет снижаться. В работе предполагается, что температура образования газогидратов зависит от концентрации ингибитора к„1 в воде линейно, таким обра-

зом, для температуры разложения газогидрата справедливо выражение:

т -Т -Т *к ,

В работе получена система уравнений для расчета кт1 и формула для минимального расхода метанола т*т0, при котором не происходит образование газогидратных отложений на внутренней стенке трубопровода.

На рис. 6 представлено распределение давления, температуры, толщины гидратного слоя и влагосодержания в различные моменты времени.

Рис. 6. Изменение по координате г давления (а), температуры (б), толщины газогидрат-ного слоя (в) и влагосодержания (г) в различные моменты времени на участке с отложениями твердой фазы. Цифры на кривых - время в сутках с момента начала работы трубопровода.

Рис. 7. Изменение во времени интенсивности гидратообразования.

к Ю 5

4

О

2

3

1

1,6 2,0 2,4 2,8 г, км

Анализ рис. 6 приводит к одному интересному, на мой взгляд, факту. С одной стороны, образовавшийся гидратный слой играет роль дополнительной теплоизоляции, что приводит к уменьшению теплообмена между газовым потоком в трубопроводе и окружающим грунтом и, как следствие, должно привести к снижению интенсивности гидратообразования. Однако в проведенных расчетах уменьшения ве-

личины уЛ не наблюдается (рис.7).

По видимому, это вызвано действием «конкурирующего» факта. Из-за сужения сечения трубопровода за счет образовавшихся отложений происходит снижение давления по длине трубопровода (рис. 6а), что приводит к снижению температуры потока. Это становится, в свою очередь, причиной более интенсивного роста скорости образования слоя газогидратных отложений вблизи минимального сечения трубопровода (рис. 7).

Как известно (Бондарев Э.А., 1979), интенсивность образования газогидратных отложений в основном лимитируется условиями теплового баланса между слоем твердых отложений и потоком углеводородных смесей в трубопроводах, а также окружающей трубопровод породой. В этой связи, было изучено влияние температуры грунта на процессы, протекающие в трубопроводе. Расчеты показали, что при более низкой температуре грунта остывание газового потока вдоль трубопровода происходит быстрее. В этом случае зона гидратообразования располагается ближе к входному сечению, но протяженность гид-ратных отложений снижается.

На рис. 8 представлены результаты расчета процесса разрушения слоя отложений газовых гидратов при подаче в газовый поток метанола. Из графиков видно, что при разложении газогидратного слоя прослеживаются две характерные особенности. Первая заключается в том, что на переднем участке происходит разрушение газогидратного слоя и вследствие этого смещение левой кромки отложений твердой фазы к правой границе трубопровода. Другая особенность заключается в том, что на участках расположенных ниже по трубопроводу со временем происходит увеличение толщины газогидратных отложений.

2,8 z, км

Рис. 8. Профилограмма отложений газовых гидратов на внутренних стенках трубопровода (а) и распределение по координате z массовой концентрации метанола в жидкой фазе (б) в различные моменты времени. Числа на сплошных линиях соответствуют времени (в сутках) с начала подачи в поток метанола с массовым расходом тто = 30 кг/сут. Пунктирной линией представлен профиль газогидратных отложений в начальный момент времени (данный слой образовался за 60 суток).

Повторное образование отложений газовых гидратов вызвано, очевидно, тем, что взятое в расчетах значение массового расхода метанола тто не обеспечивает необходимой концентрации метанола в жидкой фазе. Поэтому необходимо взять большее значение тт0, при котором весь газовый гидрат, образовавшийся на внутренней поверхности трубопровода, был бы разложен, и при этом не происходило бы повторное нарастание газогидратного слоя на нижних участках трубопровода. Проведенное численное исследование показывает, что данное условие для расчетного трубопровода выполняется при тто = 70 кг/сут.

Четвертая глава посвящена теоретическому изучению процессов, происходящих в пористых структурах, насыщенных газом и водой, при закачке в них холодного (с температурой меньшей исходной температуры пласта)газа.

Пусть пористый пласт в начальный момент времени заполнен газом (метаном) и водой, давление и температура которых в исходном состоянии соответствуют термодинамическим условиям существования их в свободном состоянии. Через скважину, вскрывшую пласт на всю толщину, закачивается такой же газ с постоянным массовым расходом Qg при постоянной температуре Tw. При нагнетании газа размер скважины rw слабо сказывается на особенностях протекания процесса.

В результате закачки газа от границы скважины вглубь пласта начинает образовываться гидрат. При этом в пласте возникает три характерные области. В ближней области, находящейся вблизи скважи-

ны, вода полностью перешла в газогидратное состояние, поэтому в порах присутствуют только газ и гидрат. В дальней области поры пласта заполнены газом и водой. В промежуточной области происходит образование гидрата, в этой зоне газ, вода и гидрат находятся в состоянии термодинамического равновесия. Таким образом, в пористом пласте возникает две поверхности: между дальней и промежуточной областями, где начинается переход воды в гидрат, и между ближней и промежуточной областями, на которой заканчивается процесс гидра-тообразования.

Примем следующие допущения: температуры пористой среды и насыщающего вещества (газа, гидрата или воды) совпадают; гидрат является двухкомпонентной системой с массовой концентрацией газа G, пористость т постоянна, скелет пористой среды, вода, гидрат несжимаемы и неподвижны, газ калорически совершенный.

Система основных уравнений с учетом принятых допущений имеет вид:

^-{pmS + GphmSh)+di\{pgmS v ) = 0,

at

dt

Э э

—{pcT)+ pgcgmS gvggradT = div(Agrad T) +—(phLhmSh),

mSA = j) grad p , где pj и Sj (j = g, h, l) - истинная плотность и насыщенность пор j-й фазы; vg, kg, cg и /ig - скорость, проницаемость, удельная теплоемкость и динамическая вязкость газовой фазы; индексы h,lvig относятся к параметрам гидрата, воды и газа соответственно.

Для случая, когда исходная водонасыщенность пор менее половины (в работе рассмотрен именно такой случай) воду можно считать неподвижной, т.е. заменить двухфазную фильтрацию однофазной фильтрацией газа. Кроме того, при отмеченных допущениях можно пренебречь переменностью удельной объемной теплоемкости рс и коэффициента теплопроводности системы Я.

Данная система уравнений дополняется зависимостью коэффициента проницаемости для газа от газонасыщенности, заданной на основе формулы Козени.

На границах между областями выполняются условия баланса массы и тепла:

f ( 'Л

m SgPg V8-Ri) -ShphGr{i) = 0,

\ V / У

4^(1-С)+ £,/?,)>( о

= 0,

Л grad Т

тЬьр^ъ г.

(0

Здесь [у] - скачок параметра у на границе г(0 = т)\ г(5) - граница между ближней и промежуточной областями, г(т) - граница между промежуточной и дальней областями; точка над г(1) означает скорость движения границы. Температура и давление на этих границах полагаются непрерывными.

Значения температуры и давления в области образования гидрата связаны условием фазового равновесия (*).

Сформулированная таким образом задача является автомодельной, т.е. параметры, описывающие процесс, могут быть выражены как

функция автомодельной координаты: £ = г/л[%1 {х = к!рс - температуропроводность пласта).

В автомодельных переменных построены (с использованием метода линеаризации Лейбензона) аналитические решения, описывающие распределения температуры и давления в пласте.

Опираясь на результаты проведенных расчетов, можно говорить о том, что при нагнетании в пласт газа с постоянным массовым расходом существуют два режима образования гидрата: с фронтальной поверхностью и объемной зоной образования гидрата.

Условие возникновения в осесимметричном случае объемной области фазовых переходов записывается следующим образом: {

(Т(5)-Тн,)схр

Рет „2

2ро

Рм

АТ-Б

ВД

¡г'

ехр

4

Ре,

2/>о

(1) 2

<

<-

Щ2)Р(

ГП е2 6,МЛ

К

ехр

4?7(1)

\\

у/

где Ре{1)=р8с8ктр0/Ям8 , = ^1)Ро/^8тМ8 , Ри ~ давление на

границе Здесь £(г5) - граница между ближней (первой) областью, где в порах присутствуют только газ и гидрат, и дальней областью пласта, поры которой заполнены газом и водой (промежуточная область отсутствует).

Проведенные расчеты показывают, что проницаемость к0 и исходная температура пласта Т0 являются основными параметрами, влияющими на величину массового расхода нагнетаемого газа при

которой фронтальная поверхность гидратообразования переходит в объемную зону.

Так из рис.9 видно, что при нагнетании газа с температурой ниже исходной температуры пласта с повышением Т0 величина <2« увеличивается. Если же закачивать теплый газ (Т„> Т0), то величина £)* равна нулю, что означает возникновение объемной области образования гидрата при любом массовом расходе.

Величина массового расхода (2* повышается с увеличением проницаемости (рис.10 и 11). Это обусловлено тем, для возникновения

Рис. 9. Зависимость величины массового расхода нагнетаемого газа £?« от исходной температуры пласта Т0 при разных значениях абсолютной проницаемости пласта ко. Линии 1 и 2 соответствуют кп = 10 14 и 5-1015 м2. Т„ = 278 К, исходная водонасы-щенность £/0 = 0,2.

Рис. 10. Зависимость величины массового расхода нагнетаемого газа £>* от абсолютной проницаемости пласта при разных значениях начальной температуры пласта Г0. Линии 1 и 2 соответствуют Го = 280 и 282 К. Т„ = 278 К, = 0,2.

Рис. 11. Зависимость величины массового расхода нагнетаемого газа <2» от абсолютной проницаемости пласта при разных значениях исходной водонасы-щенности пласта Линии 1 и 2 соответствуют 5,0 = 0,2 и 0,4.

объемной области образования гидрата давление на поверхности фазовых переходов должно превысить равновесное давление рю, а с увеличением проницаемости пласта давление в ближней области пласта уменьшается.Результаты проведенных в работе расчетов показали, что для значении проницаемости к0 = 10+10"15 м (характерных для реальных пластов) с погрешностью порядка 1-2% в качестве условия существования фронтального решения можно принять соотношение: р(8) < р5о.

Действительно, в случае р(5) > р^ температура на фронте превышает величину начальной температуры и, как следствие, ведет к снижению температуры пласта за фронтом гидратообразования. А так как коэффициент пьезопроводности при рассматриваемых значениях проницаемости значительно выше коэффициента температуропроводности, то температура пласта снижается быстрее, чем давление и однозначно связанная с ним равновесная температура. Это приводит к возникновению в рамках фронтальной модели ситуации переохлаждения воды за фронтом.

Численное исследование показало, что при превышении критического значения массового расхода <2* возникает промежуточная область, протяженность которой при дальнейшем увеличении расхода газа возрастает. При высоких расходах газа при его нагнетании в пласт температура в области гидратообразования поднимается значительно выше начальной температуры пласта. Это обусловлено тем, что в этом случае давление в промежуточной области значительно превышает равновесное давление р5о, соответствующее исходной температуре Т0. Подача в этом случае в пористую среду холодного (ТК < Т0) газа приводит к нагреву пласта, величина которого возрастает с увеличением массового расхода закачиваемого газа.

В пятой главе диссертации проведено изучение механизма снижения проницаемости зоны вблизи забоя скважины при взаимодействии пластовых и закачиваемых флюидов. Для решения проблемы разработана математическая модель процессов, происходящих в при-забойной зоне при смешении вод с различным химическим составом.

При постановке задачи о закачке воды в пористую структуру полагается, что имеется однородный горизонтальный пористый пласт постоянной толщины; кровля и подошва пласта непроницаемы. При рассмотрении обозначенной задачи пренебрегается вкладом диффузионных процессов, т.к. развитие этих процессов в пласте происходит за значительно большие времена, нежели время нагнетания воды. Полагается, что задача является осесимметричной, т.е. распределение реагентов, скорости потока зависят только от радиуса. В общем случае, течение из-за неоднородности призабойной зоны может быть и нерадиальным, но и тогда интегральные распределения реагентов и

баланс масс остаются прежними, т.е. упрощенный осесимметричный подход является вполне оправданным.

Типичная химическая реакция, которая возможна в пористой среде при смешении вод с различным химическим составом, может быть записана следующим образом:

Са+ + 2HCOf -> СаСОъ + Н20 + СОг.

Будем считать, что остаточная или «реликтовая» вода защемлена в пористой среде за счет капиллярных сил и не вытесняется закачиваемой водой. Эта вода со своим минеральным составом остается неподвижной, смешиваясь с подаваемой в пласт водой.

С учетом сделанных предположений записаны уравнения неразрывности для каждого компонента приведенной реакции:

о s ^Tl-J

Pw wr -J '

pw(1 - Swr)+ pw( 1 -Svvr) - J-(rmvc2) = X2J ,

at r or

dc2m__

Pw wr - XzJ '

pw(\-Swr)+ pw(l-Swr)-^-(rmvc4) = -XAJ , dt r or

pw (1 - Swr) + Pw (1 ■- Swr) - (rmvc5) = -x5 J , dt r or

где Xi =Mi/Ml (/'= 2, 3, 4, 5), pw = const - истинная плотность флюида; с, (г = 1, 2, 3, 4, 5) - концентрация г-го реагента в потоке и пористой среде; J - интенсивность массобмена за счет химической реакции, 5W = const - остаточная водонасыщенность; v - скорость жидкости; М,- суммарный молекулярный вес /-го вещества, участвующего в реакции. Нижний индекс 1 - катионы кальция, содержащиеся в пластовой воде; 2 - анионы угольной кислоты в подаваемой в пласт воде; 3 -кальцит, плохо растворимый в воде; 4 - вода; 5 - углекислый газ.

Из-за достаточно высокого пластового давления углекислый газ, который выделяется в ходе реакции, будет полностью растворен в воде. В этой связи можно объединить последние два уравнения:

PwQ-Swr) + Pw(l-Swr)~^- (rmvc4):= -x4J -dt r or

где c4 = c4 + c5, Хл = Хл + Xs ■

Для условий рассматриваемой задачи можно положить, что изменение пористости пласта Аm=(m-m0) является малой величиной. Учитывая данное допущение, в работе проведена линеаризация системы

уравнений, пренебрегая при этом величинами порядка Am2, c,-Am и выше. Далее система уравнений приведена к безразмерному виду.

Из суммарного уравнения сохранения массы всего потока следует, что скорость движения жидкости у может изменяться лишь в зоне химической реакции, вне этой зоны Эу/ЭХ = 0. Решение полученной гиперболической системы уравнений в этом случае представляется в виде трех зон: I) зона вблизи скважины, где химическая реакция уже завершилась (0<Х<Х/); II) зона, в которую вытеснены продукты реакции (Xj<X<Xvy, III) зона пласта, еще не затронутая реакцией (Х>Х1,).

Условия баланса масс при переходе через скачок (разрыв), который отвечает фронту химической реакции (при X=Xf), позволяют связать значения параметров перед и за скачком:

D[( 1 -Swr)с2 -Xi^wrc\] = (1 ~Sw)[с2],

D[(l - Swr )c4 + Z^wrci ] = (1 ~ Swr )[c4 ].

где D - скорость движения этого разрыва. Квадратными скобками обозначена разность величины до и после разрыва.

Из этой системы, учитывая начальные и граничные условия, находятся искомые величины:

D =

Г о Л"1

I ! %2öwrc\0

%4S xvr

cl0D

Аналитическое решение в работе было применено для анализа проведенных гидродинамических исследований скважины №19 Су-зунского месторождения на водонасыщенном пласте.

Из-за технологических сложностей опробование пласта не было выполнено. На скважине была проведена регистрация кривой восстановления давления (КВД), но в связи с малыми и неустойчивыми объемами отбора жидкости интерпретация КВД оказалась существенным образом затрудненной. По результатам интерпретации КВД проницаемость оценивалась весьма значительной величиной, равной 1745 мД. После этого было принято решение о проведении закачки воды в скважину и снятия кривой падения давления (КПД) после остановки закачки. Объем закачанной воды составил 1000 м, закачка осуществлялась в течение 50 часов, запись КПД проводилась глубинным прибором, спущенным на глубину 1030 м.

Результаты интерпретации с использованием специализированных программных продуктов позволили выделить две зоны вокруг скважины: ближнюю низкопроницаемую область (загрязненную зону) с проницаемостью равной 58 мД, и дальнюю высокопроницаемую область с проницаемостью к0= 1228 мД, что соответствует аномальному значе-

3,0 1,5 0,0

0 10 20 30 г, час

Рис.12. Изменение во времени радиуса загрязненной зоны.

нию скин-фактора £ = 75,3. Радиус зоны пониженной проницаемости составил 4,6 м.

Одной из возможных причин формирования низкопроницаемой области в пласте вокруг исследуемой скважины может представляться образование скин зоны вследствие выпадения твердого осадка в зоне вблизи скважины из-за закачки воды с отличным от пластовой воды химическим составом. Осаждение твердого осадка приводит к существенному снижению проницаемости в призабойной зоне скважины, что зафиксировано в результате гидродинамических исследований.

Для подтверждения этой гипотезы были проведены расчеты с учетом полученного аналитического решения.

На рис. 12 представлено изменение во времени радиуса скин зоны Щ. Время закачки воды составило 50 часов, за это время радиус увеличился до 4,3 метров. Данная величина близка к значению, полученному по данным интерпретации КПД (4,6 метров).

По мере закачки воды в пласт (с течением времени) вследствие увеличения радиуса скин зоны происходит падение коэффициента приемистости скважины <2/Ар (рис. 13).

Рис.13. Изменение с течением времени коэффициента приемистости скважины.

По данным гидродинамических исследований скважины коэффициент приемистости скважины составил 37,71 (м3/сут)/атм. Из рис. 13 видно, что при £ = 50 часов величина 0,1 кр принимает значение немногим больше 40 (м3/сут)/атм, что в достаточной мере отражает данные интерпретации кривой падения давления.

В табл. 1 представлены вычисленные по предложенной математической модели значения проницаемости загрязненной зоны к (и соответствующие значение скин-фактора 5"), радиуса скин зоны Щ, коэффициента приемистости скважины ()/Ар, а также эти же значения, полученные по данным интерпретации кривой падения давления.

Таблица 1.

Вычисленные параметры Параметры, полученные по данным интерпретации Относительная погрешность, %

к, мД 63 58 7,9

69,3 75,3 8,7

Яг, м 4,3 4,6 7,0

<2/Др, (м7сут)/атм 43,23 37,71 12,8

Сопоставление расчетных значений с данными испытаний скважины показывает, что изученный механизм загрязнения призабойной зоны, а именно, выпадение твердого осадка в зоне вблизи скважины из-за закачки воды с отличным от пластовой воды химическим составом, с большой вероятностью является причиной формирования аномального значения скин-фактора.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертационной работе с позиций механики многофазных сред проведено теоретическое исследование и установление закономерностей течения двухфазной смеси в каналах и насыщенных пористых средах при наличии тепломассообменных процессов и физико-химических превращений. Большое внимание уделено проблеме образования твердой фазы в пластах и системах нефтегазопромыслово-го оборудования. Основные результаты и выводы диссертационной работы могут быть сформулированы следующим образом.

1. Создан комплекс оригинальных математических моделей одномерного двухфазного течения в нефтегазопромысловом оборудовании и в насыщенных пористых средах, а именно:

- математическая модель восходящего двухфазного потока в добывающей скважине, оснащенной установкой электроцентробежных насосов;

- математическая модель процессов, происходящих при течении парожидкостной смеси в нагнетательной скважине;

- математическая модель течения влажного углеводородного газа в горизонтальном трубопроводе с учетом фазовых переходов, образования или диссоциации отложений газовых гидратов на внутренних стенках трубы и теплообмена трубопровода с окружающей породой.

Сопоставление с промысловыми данными, а также с расчетами других авторов, показало адекватность описания исследуемых процессов.

2. Разработан программный продукт, который позволяет проводить численные эксперименты по нахождению основных параметров восходящего двухфазного потока по высоте скважины при работе различных типов погружных электроцентробежных насосов и их месторасположения. Выполнен численный анализ влияния определяющих параметров на структуру потока и температурную обстановку в скважине. Расчетами показано, что за счет использования установки электроцентробежных насосов и варьирования расходной характеристики насоса, глубины его расположения, снижения теплопередачи через систему труб скважины можно добиться необходимого температурного режима (температура стенки подъемной колонны становится выше температуры начала кристаллизации парафина) по всей высоте скважины и тем самым предотвратить или существенно снизить темпы роста парафиновых отложений на внутренних стенках подъемной колонны.

3. Установлено, что образование газогидратного слоя при течении влажного газа в горизонтальном трубопроводе происходит при «конкуренции» двух факторов. С одной стороны образовавшийся гидратный слой играет роль дополнительной теплоизоляции, которая приводит к снижению теплоотдачи от газового потока в окружающий грунт. С другой стороны снижение температуры потока из-за адиабатического расширения газа за минимальным сечением трубопровода способствует интенсификации склеротических процессов. Как показывают расчеты, рост газогидратного слоя приводит к тому, что влияние второго эффекта на интенсивность образования газовых гидратов в трубопроводе становится решающим. Установлено, что при снижении температуры окружающего грунта газогидратный слой располагается ближе к входному сечению, но протяженность твердых отложений снижается. Расчетами показана эффективность использования метанола как средства борьбы с уже образовавшейся пробкой при достаточном (для условий конкретного трубопровода) количестве данного ингибитора. При подаче в газовый поток метанола с недостаточным массовым расходом разрушается лишь передняя кромка отложений газовых

гидратов, а на участках трубопровода, располагающихся вниз по потоку, происходит повторное нарастание газогидратов.

4. Построены аналитические решения автомодельной задачи об образовании газового гидрата при закачке холодного (с температурой меньшей исходной температуры пласта) газа в пористый пласт, изначально насыщенный газом и водой. При этом образование гидрата может происходить как на фронтальной поверхности, так и в протяженной области. Получены условия, разделяющие разные режимы образования газогидрата. Расчетами показано, что для каждого значения проницаемости пласта существует критическое значение массового расхода газа, при превышении которого возникает объемная область образования гидрата; при этом основными параметрами, влияющими на величину массового расхода нагнетаемого газа, являются исходная температура и проницаемость пласта. В случае объемного образования гидрата более протяженная область реализуется в высокопроницаемых пористых средах с высоким исходным давлением и низкой начальной температурой, а также при большей интенсивности нагнетания газа в пласт. Возникновение объемной области образования гидрата сопровождается нагревом пласта выше исходной температуры даже при инжекции холодного газа; при этом величина нагрева увеличивается с повышением интенсивности нагнетания газа.

5. Получено аналитическое решение задачи о взаимодействии пластовой и закачиваемой вод. Сопоставлением расчетных значений с данными гидродинамических исследований скважины показано, что наиболее вероятной причиной наблюдаемого в промысловых испытаниях значительного снижения проницаемости в призабойной зоне скважины является образование в этой зоне из-за закачки воды с отличным от пластовой воды химическим составом твердого осадка, который, в свою очередь, приводит к формированию низкопроницаемой зоны вблизи забоя скважины.

ОСНОВНЫЕ ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

Статьи в рецензируемых научных журналах

1. Шагапов В.Ш., Уразов P.P., Мусакаев Н.Г. Математическое моделирование течения углеводородного газа в трубопроводе с учетом гидратообразования на внутренних стенках трубы // Вестник УГАТУ. 2011. Т.15, №4 (44). С.164-168.

2. Мусакаев Н.Г., Бородин C.J1. Теоретическое исследование особенностей двухфазного течения в оснащенной электроцентробежным насосом скважине // Вестник Нижегородского университета им. Н.И.Лобачевского. 2011. №4(2). С.502-504.

3. Гималтдинов И.К., Мусакаев Н.Г., Хасанов М.К., Столповский М.В. Особенности разложения газовых гидратов при тепловом и де-

прессионном воздействиях в пластах конечной протяженности // Вестник Тюменского государственного университета. 2011. №7. С.6-23.

4. Губайдуллин А.А., Мусакаев Н.Г., Бородин С.Л. Компьютерное моделирование процессов в оснащенной УЭЦН нефтегазовой скважине // Известия вузов. Нефть и газ. 2010. №5. С.59-65.

5. Федоров К.М., Мусакаев Н.Г., Терентьев В.Л., Григорьев К.С. Механизм формирования низкопроницаемой зоны вблизи забоя скважины за счет выпадения осадка // Вестник Тюменского государственного университета. 2010. №6. С.47-53.

6. Мусакаев Н.Г. Математическое исследование температурной обстановки в скважине при наличии источника электрообогрева // Известия вузов. Нефть и газ. 2010. №6. С.43-47.

7. Губайдуллин А.А., Мусакаев Н.Г., Бородин С.Л. Математическая модель восходящего газожидкостного потока в вертикальной скважине // Вестник Тюменского государственного университета. 2010. №6. С.68-75.

8. Shagapov V.Sh., Borodin S.L., Gubaidullin А.А., Duong Ngoc Hai, Mu-sakaev N.G. The theoretical research of an upward two-phase flow with phase's changes in a vertical well // Vietnam Journal of Mechanics. 2010. Vol.32, No.4. P.211-221.

9. Шагапов В.Ш., Хасанов M.K., Мусакаев Н.Г. Образование газогидрата в пористом резервуаре, частично насыщенном водой, при ин-жекции холодного газа // Прикладная механика и техническая физика. 2008. Т.49, №3. С.137-150.

10. Шагапов В.Ш., Мусакаев Н.Г., Уразов P.P. Математическая модель течения природного газа в трубопроводах с учетом диссоциации газогидратов // Инженерно-физический журнал. 2008. Т.81, №2. С.271-279. (Shagapov V.Sh., Musakaev N.G. and Urazov R.R. Mathematical model of natural gas flow in pipelines with allowance for the dissociation of gas hydrates // Journal of Engineering Physics and Thermophysics. 2008. Vol.81, No.2. P.287-296).

11. Мусакаев H.Г., Уразов P.P., Шагапов В.Ш. Динамика образования гидратов при транспортировке природного газа // Теплофизика и аэромеханика. 2006. Т.13, №2. С.295-302.

12. Мусакаев Н.Г., Уразов P.P. Превентивные методы борьбы с гидра-тообразованием в трубопроводах // Известия вузов. Нефть и газ. 2006. №1. С.50-56.

13. Шагапов В.Ш., Мусакаев Н.Г., Хасанов М.К. Нагнетание газа в пористый резервуар, насыщенный газом и водой // Теплофизика и аэромеханика. 2005. Т.12, №4. С.645-656.

14. Shagapov V.Sh., Musakaev N.G., Khabeev N.S., Bailey S.S. Mathematical modelling of two-phase flow in a vertical well considering paraf-

fin deposits and external heat exchange // International Journal of Heat and Mass Transfer. 2004. Vol. 47, No.4. P.843-851.

15. Гизатуллин Р.Г., Мусакаев H.Г., Шагапов В.Ш. Математическая модель работы скважины с установкой центробежных электронасосов // Известия вузов. Нефть и газ, 2004. № 2. С.23-28.

16. Мусакаев Н.Г., Гизатуллин Р.Г. Работа нефтяной скважины с использованием УЦЭН // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2003. № 62. С.107-117.

17. Мусакаев Н.Г. Математическое моделирование процессов, протекающих в нагнетательной скважине при закачке теплоносителя в пласт // Известия вузов. Нефть и газ. 2002. № 4. С.12-16.

18. Мусакаев Н.Г., Шагапов В.Ш. Моделирование процесса отложения парафина при течении газонефтяной смеси в трубах // Инженерно-физический журнал. 1999. Т. 72, №4. С.771-774. (Shagapov V.Sh., Musakaev N.G. Modeling of Paraffin Deposition in Flow of a Gas-Oil Mixture in Tubes // Journal of Engineering Physics and Thermophysics, 1999. Vol.72, No.4. P.744-747).

19. Шагапов В.Ш., Мусакаев H.Г. Теплообмен скважины с окружающими породами // Инженерно-физический журнал. - 1998. Т. 71, №6. С.1134-1140. (Shagapov V.Sh., Musakaev N.G. Heat Exchange of a Borehole with Frozen Rock // Journal of Engineering Physics and Thermophysics, 1998. Vol.71, No.6. P.1131-1137).

20. Мусакаев H.Г., Шагапов В.Ш. Теоретическое моделирование работы газонефтяной скважины в осложненных условиях // Прикладная механика и техническая физика, 1997. Т. 38, № 2. С.125-134.

Монография

21. Кучумов Р.Я., Кучумов P.P., Мусакаев Н.Г. Применение численных методов к решению задач нефтепромысловой механики. Тюмень: Изд-во «Вектор-бук», 2004. 184 с.

Статьи в других изданиях

22. Мусакаев Н.Г., Хасанов М.К. Условия возникновения объемной области образования гидрата при инжекции газа в пористую среду, в исходном состоянии заполненную газом и водой // Сборник материалов всероссийской научно-практической конференции «Теоретические и практические аспекты исследований природных и искусственных газовых гидратов». Якутск: Ахсаан, 2011. С. 126-131.

23. Шагапов В.Ш., Мусакаев Н.Г., Уразов P.P. Численное исследование процессов образования и разложения газогидратного слоя в горизонтальном канале // Сборник материалов всероссийской научно-практической конференции «Теоретические и практические аспекты исследований природных и искусственных газовых гидратов». Якутск: Ахсаан, 2011. С. 86-191.

24. Шагапов В.Ш., Уразов P.P., Мусакаев Н.Г. Теоретическое исследование эволюции газогидратных отложений в трубопроводе при различных режимах транспортировки газа // Сборник трудов российской научно-технической конференции «Мавлютовские чтения». Уфа: Изд-во УГАТУ, 2011. Т.4. С.249-253.

25. Федоров K.M., Им П.С., Терентьев В.Л., Мусакаев Н.Г., Романов Д.В. Физико-химические аспекты взаимодействия пластовых и закачиваемых флюидов // Материалы V всероссийской научно-практической конференции «Добыча, подготовка, транспорт нефти и газа». Томск, 2010. С.25-29.

26. Мусакаев Н.Г., Гималтдинов И.К., Столповский М.В., Хасанов М.К. Численная модель образования газогидрата в пористой среде при инжекции газа // Материалы межд. конференции «Перспективы освоения газогидратных месторождений». Москва, 2009. 11 с.

27. Уразов P.P., Мусакаев Н.Г. Моделирование образования газовых гидратов в трубопроводе // Материалы межд. конференции «Перспективы освоения газогидратных месторождений», Москва, 2009. 13 с.

28. Мусакаев Н.Г., Бородин C.J1. Численное исследование восходящего газонефтяного потока в добывающей скважине, оснащенной УЭЦН // Материалы VII межд. конференции «Химия нефти и газа». Томск: Изд-во Института оптики атмосферы СО РАН, 2009. С.335-338.

29. Shagapov V.Sh., Borodin S.L., Gubaidullin A.A., Duong Ngoc Hai, Mu-sakaev N.G. Mathematical Modeling of Upward Flow of a Liquid-Gas Mixture in a Vertical Well // Proceedings of International Workshop on «Thermal Hydrodynamics of Multiphase Flows and Applications». Hanoi, Vietnam, 2009. P.161-172.

30. Мусакаев Н.Г., Хасанов M.K. Математическая модель диссоциации газогидрата в пористой среде при инжекции и отборе газа // Труды межд. научной конференции «Дифференциальные уравнения и смежные проблемы». Уфа: Гилем, 2008. T.III. С.133-138.

31. Мусакаев Н.Г., Мусакаева М.Ф. Математическое моделирование нисходящего двухфазного течения при наличии фазовых превращений и внешнего теплообмена // Сборник трудов «Моделирование технологических процессов нефтедобычи». Вып.8. Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2008. С.70-74.

32. Мусакаев Н.Г., Хасанов М.К. Динамика образования газогидрата в пористой среде при инжекции газа // Труды Института механики УНЦ РАН по материалам российской научной конференции «Механика и химическая физика сплошных сред». Уфа: Изд-во «Нефтегазовое дело». 2008. Вып.6. С.178-183.

33. Мусакаев Н.Г., Хасанов М.К. Численное моделирование образования газовых гидратов при инжекции газа в пласт // Материалы VI

межд. конференции «Химия нефти и газа». Томск, 2006. Т.1. С.364-367.

34. Мусакаев Н.Г., Уразов P.P. Математическое моделирование процесса разложения газогидратного слоя в трубопроводе под воздействием метанола // Сборник трудов «Моделирование технологических процессов нефтедобычи». Тюмень: Изд-во «Вектор-бук», 2005. Вып.5. С.119-125.

35. Мусакаев Н.Г., Уразов P.P. Процесс разложения газогидратного слоя в трубопроводе при снижении давления перекачки // Сборник трудов «Алгоритмизация и моделирование процессов разработки нефтегазовых месторождений». Тюмень: Изд-во «Вектор-бук», 2005. С. 144-149.

36. Мусакаев Н.Г., Гизатуллин Р.Г. Расчет параметров газожидкостного потока в добывающей скважине при наличии установки электрического центробежного насоса // Труды межд. научной конференции «Спектральная теория дифференциальных операторов и родственные проблемы», Стерлитамак, 2003. Уфа: Изд-во «Гилем». Т.З. С.63-67.

37. Мусакаев Н.Г. Математическая модель течения горячей парогазовой смеси в нагнетательной скважине // Совместный выпуск журналов «Вычислительные технологии» и «Региональный вестник Востока» по материалам межд. научной конференции «Вычислительные и информационные технологии в науке, технике и образовании». Усть-Каменогорск, Казахстан, 2003. 4.2. С.247-254.

38. Мусакаев Н.Г. О математических схемах, описывающих процесс кристаллизации парафина в газонефтяных скважинах // Труды межд. конференции RDAMM-2001. Новосибирск, 2001. Т.6, 4.2. С.318-322 (CD).

39. Musakaev N.G., Shagapov V.Sh. Heat Transfer in a Well with Eccentrically Located Radiant // Proceedings of International Conference on Multiphase Systems. Ufa, 2000. P.459-462.

Подписано в печать 13.03.2012. Формат 60x90 1/16. Усл. печ. л. 2 Тираж 100 экз. Заказ № 1584.

ЗАО «Полиграфмаркет» 625026, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 106 оф. 106. Тел./факс: (3452) 40-38-50, 22-96-66. E-mail: poligraf@tyumen.ru. http://www.poligrafmarket.ru

Введение

Глава 1. Анализ отечественных и зарубежных исследований двухфазного течения в каналах и пористых структурах

1.1. Математическое моделирование двухфазного течения в каналах.

1.2. Исследования по проблеме многофазного течения в пористой среде.

1.3. Образование твердой фазы в пластах и системах нефтегазопромыслового оборудования

Глава 2. Математическое моделирование двухфазного течения в скважинах при наличии осложняющих факторов.

2.1. Математическая модель течения газожидкостной смеси в оснащенной электроцентробежным насосом скважине.

2.2. Численное исследование восходящего газожидкостного потока при наличии фазовых превращений и внешнего теплообмена

2.3. Математическое моделирование процессов, протекающих в нагнетательной скважине при закачке теплоносителя в пласт

Глава 3. Динамика накопления и диссоциации газогидратных отложений в трубопроводах

3.1. Определение гидродинамических и теплофизических параметров газового потока в трубопроводе.

3.2. Условия образования газовых гидратов в горизонтальном канале.

3.3. Численное моделирование течения влажного газа в трубопроводе

3.4. Анализ условий образования газовых гидратов с учетом подачи в трубопровод метанола.

Глава 4. Теоретическое исследование процесса закачки холодного газа в частично насыщенный водой пористый пласт.:.

4.1. Математическое моделирование процесса хранения газов в гидратном состоянии.

4.2. Автомодельное решение с фронтальной поверхностью фазовых переходов

4.3. Образование газового гидрата в объемной области

Глава 5. Анализ механизма снижения проницаемости призабойной зоны скважины при взаимодействии пластовых и закачиваемых флюидов

5.1. Данные гидродинамических исследований скважины

5.2. Математическая модель процессов, происходящих в пористой среде при смешении вод с различным химическим составом.

5.3. Оценка зоны загрязнения призабойной зоны в результате выпадения твердого осадка.

В настоящее время наблюдается значительный интерес к изучению двухфазного течения в различных системах, что объясняется необходимостью в теоретическом осмыслении и системном исследовании большого круга проблем, возникающих, в частности, при решении вопросов разведки, добычи и транспортировки углеводородного сырья, при реализации новых и совершенствовании существующих методов повышения отдачи нефте- и газонасыщенных пластов, при развитии методов исследования скважин и т.п. Исследование закономерностей тепломассообменных и фильтрационных процессов в многофазных системах представляет собой весьма сложную и многогранную научную проблему. С точки зрения их экспериментального изучения это связано со значительными трудностями опытного исследования многообразных межфазных и внутрифазных взаимодействий и быстропротекающих процессов. В теоретическом плане это обусловлено исключительной сложностью получения строгого аналитического описания динамики двухфазных смесей. В этой связи при исследовании течений двухфазных смесей зачастую применяют численные методы решений.

Современное состояние исследований различного вида течений характеризуется учетом эффектов неоднофазности, а также построением адекватных математических моделей наблюдаемых при этом процессов (Нигматулин Р.И., 1987). Изучение движения двухфазных смесей с учетом исходной структуры смеси и физических свойств фаз требует привлечения новых параметров и решения уравнений более сложных, чем те, которые записываются для однофазных течений. При этом детальное описание внутрифазных и межфазных взаимодействий в гетерогенных средах порою чрезвычайно сложно, и для получения обозримых результатов и их понимания зачастую прибегают к рациональным схематизациям, приводящим к обозримым и решаемым уравнениям.

Знание законов и особенностей двухфазного течения играет первостепенную роль в разработке и совершенствовании технологических процессов, технических установок и устройств в ряде отраслей промышленности, что и определяет актуальность проведенных исследований и их значимость для приложений.

Современные способы добычи, хранения и транспортировки углеводородного сырья требуют максимального вовлечения достижений механики и математики для комплексного исследования двухфазного течения в каналах и пористых средах при решении конкретных прикладных задач нефтегазовой отрасли, что и обусловливает цель работы: построение и обоснование математических моделей течения двухфазной смеси в подземном и наземном нефтегазопромысловом оборудовании и в насыщенных пористых средах, а также теоретическое изучение и установление особенностей гидродинамических и тепломасообменных процессов, возникающих при таком течении. Для достижения поставленной цели решались задачи:

- восходящего течения нефтегазовой смеси в добывающей скважине, оснащенной установкой погружных электроцентробежных насосов;

- определения гидродинамических и теплофизических параметров парожидкостного потока в нагнетательной скважине;

- накопления и диссоциации газогидратных отложений при транспортировке природного газа;

- образования газового гидрата при нагнетании газа в насыщенный газом и водой пористый пласт;

- формирования низкопроницаемой зоны вблизи забоя скважины при смешении вод с различным химическим составом.

Научная новизна диссертационной работы в целом заключается в едином рассмотрении на основе методов и уравнений механики многофазных сред течений двухфазной смеси в каналах и пористых средах и возникающих при этом тепломасообменных процессов на всех этапах от разработки и обоснования математических моделей до решения и анализа конкретных прикладных задач нефтегазовой механики.

Основные положения, выносимые на защиту.

Математическая модель восходящего газожидкостного потока в вертикальной скважине при наличии склеротических процессов, связанных с отложениями нефтяных парафинов на внутренние стенки подъемной колонны. Численный анализ зависимости от различных факторов температурной обстановки в скважине, оснащенной установкой электроцентробежных насосов.

Математическая модель одномерного течения влажного природного газа в горизонтальном трубопроводе с переменным во времени и пространстве сечением из-за отложений на внутренних стенках канала газовых гидратов. Анализ влияния на процесс гидратообразования различных факторов. Результаты численного исследования динамики диссоциации газогидратных отложений при подаче в газовый поток ингибитора (метанола).

Аналитические решения автомодельной задачи об образовании газового гидрата при закачке в насыщенный газом и водой пористый пласт холодного (с температурой меньшей исходной температуры пласта) газа. Закономерности образования газогидратов в пористых структурах при инжекции газа в зависимости от температуры закачиваемого газа, исходных параметров пористой среды, а также интенсивности закачки газа. Условия возникновения объемной области образования гидрата.

Механизм снижения проницаемости зоны вблизи забоя скважины при взаимодействии пластовых и закачиваемых флюидов. Аналитическое решение задачи о закачке воды в пористый коллектор с отличными от пластовой воды химическими свойствами.

Обоснованность и достоверность результатов работы следует из корректности физической и математической постановок задач, применения при разработке математических моделей уравнений и методов механики многофазных сред. Компьютерная реализация построенных математических моделей производилась с использованием широко апробированных численных методов, полученные численные результаты в частных случаях сопоставлены с промысловыми данными и практическими измерениями, а также с расчетами других авторов.

Научная и практическая значимость.

В диссертационную работу вошли результаты исследований, выполненных в соответствии с планами фундаментальных исследований РАН, а также в рамках гос. контракта № 02.445.11.7412 по ФЦНТП «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития науки и техники на 2002-2006 годы», гос. контракта №02.516.11.0004 по ФЦП «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2007-2012 годы», гос. контракта № 119-ДОН по Тюменской областной целевой научно-технической программе, программы Президиума РАН 16.4 «Природные и антропогенные факторы динамики криогенных геосистем Евразии», региональной научно-технической программы Тюменской области «Тюмень» и подержанных грантами РФФИ № 00-01-00775-а, 06-01-08060-офи, 08-01-90300-Вьета, грантами Президента РФ для государственной поддержки ведущих научных школ РФ (руководитель научной школы -академик РАН Р.И. Нигматулин), грантами Губернатора Тюменской области на реализацию проекта по фундаментальным и прикладным научным исследованиям.

Результаты, полученные в диссертационной работе, расширяют теоретические представления о движении двухфазных смесей в каналах и пористых средах. Практическая ценность диссертации связана с ее прикладной направленностью. Все проведенные исследования так или иначе продиктованы потребностями нефтегазовой промышленности. Полученные результаты могут быть использованы для выбора наиболее эффективных-способов эксплуатации действующих скважин, при обосновании существующих и разработке новых методов предупреждения и борьбы с отложениями твердой фазы в системах подземного и наземного нефтегазопромыслового оборудования и в призабойной зоне скважин, для совершенствования программных средств гидродинамического моделирования месторождений нефти и газа, при разработке научных основ технологий консервации и хранения углеводородного газа. Часть из результатов уже нашла свое практическое применение. Так, разработан регламент по предупреждению отложений парафина, гидратов и солей в добывающих скважинах Шаимской группы месторождений, который используется при составлении планов-графиков проведения обработок скважин по предотвращению АСПО, солей и образованию гидратов, а также при разработке основных направлений технической политики ТПП «Урайнефтегаз» (прил. I). Результаты выполнения НИР послужили основой для выбора оптимального режима эксплуатации добывающей скважины при построении геолого-гидродинамической модели Западно-Таркосалинского месторождения Тюменской области (прил. II). Результаты исследований были использованы при планировании и проведении комплекса геолого-технологических мероприятий на нагнетательных скважинах Сузунского месторождения Восточной Сибири (прил. III).

Частично результаты диссертационной работы вошли в монографию «Применение численных методов к решению задач нефтепромысловой механики», допущенную УМО вузов РФ по нефтегазовому образованию в качестве учебного пособия для подготовки бакалавров и магистров по направлению 553600 «Нефтегазовое дело» и дипломированных специалистов по направлению 650700 «Нефтегазовое дело» (прил. IV).

Апробация результатов исследования.

Результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на Всероссийской научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, 1996, 1997, 2003, 2005, 2007), на Всероссийской научной конференции «Актуальные вопросы механики, электроники, физики Земли и нейтронных методов исследований» (Стерлитамак, 1997), на Всероссийской научно-технической конференции «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортирования нефти и газа на основе современных информационных технологий» (Тюмень, 1998, 2000), on the International Conference on Multiphase Systems (Ufa, 2000), на Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы совершенствования технологий строительства скважин и подготовки кадров для ЗападноСибирского нефтегазодобывающего комплекса» (Тюмень, 2000), на Международной конференции RDAMM-2001 (Новосибирск, 2001), на Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе» (Тюмень, 2001), на VIII Четаевской международной конференции «Аналитическая механика, устойчивость и управление движением» (Казань, 2002), on 11-th and 15-th International Conference on the Methods of Aerophysical Research (Novosibirsk, 2002, 2010), на Международной научной конференции «Спектральная теория дифференциальных операторов и родственные проблемы» (Стерлитамак, 2003), на Международной научной конференции «Вычислительные и информационные технологии в науке, технике и образовании» (Усть-Каменогорск, Казахстан, 2003), на VI и VII международных конференциях «Химия нефти и газа» (Томск, 2006, 2009), на Российской конференции «Механика и химическая физика сплошных сред» (Бирск, 2007), на Всероссийской научно-технической конференции «Новые технологии - нефтегазовому региону» (Тюмень, 2008), на Международной научной конференции «Дифференциальные уравнения и смежные проблемы» (Стерлитамак, 2008), на VI и VII международных научных школах-конференциях «Актуальные вопросы теплофизики и физической гидрогазодинамики» (Алушта, Украина, 2008, 2009), on the International Workshop «Thermal Hydrodynamics of Multiphase Flows and Applications» (Hanoi, 2009), на Международной конференции «Перспективы освоения газогидратных месторождений» (Москва, 2009), на Российской конференции

Многофазные системы: природа, человек, общество, технологии» (Уфа, 2010), на V Всероссийской научно-практической конференции «Добыча, подготовка, транспорт нефти и газа» (Томск, 2010), на Российской научно-технической конференции «Мавлютовские чтения» (Уфа, 2011), на Всероссийской научно-практической конференции «Теоретические и практические аспекты исследований природных и искусственных газовых гидратов» (Якутск, 2011), на X Всероссийском съезде по теоретической и прикладной механике (Нижний Новгород, 2011).

Основные результаты работы докладывались автором на семинарах Института механики многофазных систем СО РАН под руководством академика РАН Р.И. Нигматулина, Тюменского филиала Института теоретической и прикладной механики им. С.А. Христиановича СО РАН под руководством профессора A.A. Губайдуллина.

Результаты диссертации опубликованы в 77 работах.

Личный вклад автора.

В работах, выполненных в соавторстве, диссертант, как правило, участвовал во всех этапах исследования от постановки задачи и выбора метода ее решения до получения и анализа результатов. Представление изложенных в диссертации и выносимых на защиту результатов, полученных в совместных исследованиях, согласовано с соавторами.

Объем и структура диссертации.

Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы и 5 приложений. Общий объем диссертации составляет 241 страницу, в том числе 57 рисунков и 5 таблиц. Список литературы состоит из 201 наименования.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертации с позиций механики многофазных сред проведены теоретическое исследование и установление закономерностей течения двухфазной смеси в каналах и насыщенных пористых средах при наличии тепломасообменных процессов и физико-химических превращений. Большое внимание уделено проблеме образования твердой фазы в пластах и системах нефтегазопромыслового оборудования Основные результаты и выводы диссертационной работы могут быть сформулированы следующим образом.

1. Создан комплекс оригинальных математических моделей одномерного двухфазного течения в нефтегазопромысловом оборудовании и в насыщенных пористых средах, а именно:

- математическая модель восходящего двухфазного потока в добывающей скважине, оснащенной установкой электроцентробежных насосов;

- математическая модель процессов, происходящих при течении парожидкостной смеси в нагнетательной скважине;

- математическая модель течения влажного углеводородного газа в горизонтальном трубопроводе с учетом фазовых переходов, образования или диссоциации отложений газовых гидратов на внутренних стенках трубы и теплообмена трубопровода с окружающей породой.

Сопоставление с промысловыми данными, а также с расчетами других авторов, показало адекватность описания исследуемых процессов.

2. Разработан программный продукт, который позволяет проводить численные эксперименты по нахождению основных параметров восходящего двухфазного потока по высоте скважины при работе различных типов погружных электроцентробежных насосов и их месторасположения. Выполнен численный анализ влияния определяющих параметров на структуру потока и температурную обстановку в скважине. Расчетами показано, что за счет использования установки электроцентробежных насосов и варьирования расходной характеристики насоса, глубины его расположения, снижения теплопередачи через систему труб скважины можно добиться необходимого температурного режима (температура стенки подъемной колонны становится выше температуры начала кристаллизации парафина) по всей высоте скважины и тем самым предотвратить или существенно снизить темпы роста парафиновых отложений на внутренних стенках подъемной колонны.

3. Установлено, что образование газогидратного слоя при течении влажного газа в горизонтальном трубопроводе происходит при «конкуренции» двух факторов. С одной стороны образовавшийся гидратный слой играет роль дополнительной теплоизоляции, которая приводит к снижению теплоотдачи от газового потока в окружающий грунт. С другой стороны снижение температуры потока из-за адиабатического расширения газа за минимальным сечением трубопровода способствует интенсификации склеротических процессов. Как показывают расчеты, рост газогидратного слоя приводит к тому, что влияние второго эффекта на интенсивность образования газовых гидратов в трубопроводе становится решающим. Установлено, что при снижении температуры окружающего грунта газогидратный слой располагается ближе к входному сечению, но протяженность твердых отложений снижается. Расчетами показана эффективность использования метанола как средства борьбы с уже образовавшейся пробкой при достаточном (для условий конкретного трубопровода) количестве данного ингибитора. При подаче в газовый поток метанола с недостаточным массовым расходом разрушается лишь передняя кромка отложений газовых гидратов, а на участках трубопровода, располагающихся вниз по потоку, происходит повторное нарастание газогидратов.

4. Построены аналитические решения автомодельной задачи об образовании газового гидрата при закачке холодного (с температурой меньшей исходной температуры пласта) газа в пористый пласт, изначально насыщенный газом и водой. При этом образование гидрата может происходить как на фронтальной поверхности, так и в протяженной области. Получены условия, разделяющие разные режимы образования газогидрата. Расчетами показано, что для каждого значения проницаемости пласта существует критическое значение массового расхода газа, при превышении которого возникает объемная область образования гидрата; при этом основными параметрами, влияющими на величину массового расхода нагнетаемого газа, являются исходная температура и проницаемость пласта. В случае объемного образования гидрата более протяженная область реализуется в высокопроницаемых пористых средах с высоким исходным давлением и низкой начальной температурой, а также при большей интенсивности нагнетания газа в пласт. Возникновение объемной области образования гидрата сопровождается нагревом пласта выше исходной температуры даже при инжекции холодного газа; при этом величина нагрева увеличивается с повышением интенсивности нагнетания газа.

5. Получено аналитическое решение задачи о взаимодействии пластовой и закачиваемой вод. Сопоставлением расчетных значений с данными гидродинамических исследований скважины показано, что наиболее вероятной причиной наблюдаемого в промысловых испытаниях значительного снижения проницаемости в призабойной зоне скважины является образование в этой зоне из-за закачки воды с отличным от пластовой воды химическим составом твердого осадка, который, в свою очередь, приводит к формированию низкопроницаемой зоны вблизи забоя скважины.

1. АзизХ., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. Пер. с англ. М.: Недра, 1982. - 407 с.

2. Андреев В.В., Уразаков K.P., Далимов В.У. и др. Справочник по добыче нефти. Уфа: Изд-во при Администрации Президента РБ, 2000. - 376 с.

3. Антониади Д.Г. Научные основы разработки нефтяных месторождений термическими методами. М.: Недра, 1995. - 313 с.

4. Аргунова К.К., Бондарев Э.А., Николаев В.Е., Рожин И.И. Определение интервала гидратообразования в скважинах, пробуренных в многолетнемерзлых породах // Нефтегазовое дело. 2008. -www, ogbu s. ru/authors/ Arguno va/Arguno va2 .pdf.

5. Арманд A.A., Невструева E.H. Исследование механизма движения двухфазной смеси в вертикальной трубе // Известия ВТИ. 1950. - №2. - С.13-17.

6. Арменский Е.А. Исследование изменения скорости потока вследствие отложений парафина в процессе перекачки // Известия вузов. Нефть и газ. 1975,-№7-С. 75-77.

7. Архангельский В.А. Движение газированных нефтей в системе «скважина-пласт». М.: Изд-во АН СССР, 1958. - 92 с.

8. Архангельский В.А., Аузбаев Д.Г., Башкиров А.И. и др. Исследование движения газонефтяных смесей в фонтанирующих скважинах // Инж. журнал. 1962. -Т.2, Вып.1.-С. 55-68.

9. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. М. Недра, 1988. - 343 с.

10. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. - 211 с.

11. Баттерворса Д. и Хьюитта Г. Теплопередача в двухфазном потоке. Пер. с англ. - М.: Энергия, 1980. - 328 с.

12. Безверхий П.П., Кускова Н.В., Мартынец В.Г., Матизен Э.В. Метастабильная область и кривые равновесия фаз при образовании ираспаде гидрата метана // Химия в интересах устойчивого развития. -1999. Т.7, №6. - С.643-650.

13. Бекиров Т.М., Шаталов А.Т. Сбор и подготовка к транспорту природных газов. М.: Недра, 1986. - 261 с.

14. Белослудов В.Р., Дядин Ю.А., Лаврентьев М.Ю. Теоретические модели клатратообразования. Новосибирск: Наука, 1999. - 129 с.

15. БилюшовВ.М. Математическая модель образования гидратов при течении влажного газа в трубах // Инженерно-физический журнал. -1984. №1. - С.57-64.

16. БилюшовВ.М., Бондарев Э.А., Марон В.И. Процесс образования гидратов с учетом тепло- и массообмена // Инженерно-физический журнал. 1988. - Т.55. - №2. - С.226-231.

17. Бондарев Э.А. Термогидродинамика образования гидратов в системах добычи и транспорта газа. Диссертация на соискание ученой степени доктора физ.-мат. наук. - Новосибирск, 1979.

18. Бондарев Э.А., Габышева Л.Н., Каниболотский М.А. Моделирование образования гидратов при движении газа в трубах // Известия АН СССР. Механика жидкости и газа. 1982. - № 5. - С. 105-112.

19. Бондарев Э.А., Васильев В.И., Воеводин А.Ф., Павлов H.H., Шадрина А.П. Термогидродинамика систем добычи и транспорта газа. -Новосибирск: Наука, 1988. 272 с.

20. Бондарев Э.А., Максимов А.М., Цыпкин Г.Г. К математическому моделированию диссоциации газовых гидратов // Докл. АН СССР. -1989. Т.308, №3. - С. 575-577.

21. Бочаров О.Б., Телегин И.Г. О некоторых особенностях неизотермической фильтрации несмешивающихся жидкостей // Теплофизика и аэромеханика. 2002. - Т.9, №3. - С. 459-466.

22. Бочаров О.Б., Телегин И.Г. Сравнение модели фильтрации несмешивающихся жидкостей с фазовыми подвижностями с моделью Маскета-Леверетта// Теплофизика и аэромеханика. 2004. - T.l 1, №4. -С. 597-605.

23. Брил Дж.П., Мукерджи X. Многофазный поток в скважинах. М.Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. - 384 стр.

24. Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1988. - 422 с.

25. Бухгалтер Э.Б. Предупреждение и ликвидация газогидратов. -М.: ВНИИгазпром, 1970. 40 с.

26. Бухгалтер Э.Б. Гидраты природных и нефтяных газов. // Итоги науки и техники. Сер. Разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВИНИТИ, 1984. С.63-126.

27. Бучинский C.B., Шабаров А.Б, Бурбасов А.Н. Моделирование гидратообразования для регулирования расхода метанола при сборе природного газа // Вестник Тюменского государственного университета. 2008. - №6. - С.28-33.

28. Бык С.Ш., Макогон Ю.Ф., Фомина В.И. Газовые гидраты. М.: Химия, 1980.-296 с.

29. Варгафтик Н.Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей. -М.: Наука, 1972. 721 с.

30. Веригин H.H., Хабибуллин И.Л., Халиков Г.А. Линейная задача о разложении гидратов газа в пористой среде // Известия АН СССР. Механика жидкости и газа. 1980. - №1. - С. 174-177.

31. Волков В.А., МуслаевВ.А., Пирумов Ч.Г. О математических моделях кристаллизации частиц в двухфазном потоке // Известия АН СССР. Механика жидкости и газа. 1989. - №6. - С. 77-84.

32. Галиакбарова Э.В. Некоторые автомодельные задачи фильтрации при разложении газогидратов в пористых средах. Диссертация на соискание ученой степени кандидата физ.-мат. наук. - Уфа, 1997.

33. Гарифуллин Ф.С., Сайтов И.Р., Гильмутдинов P.C. О механизме образования осадков сложного состава в скважине // Нефтяное хозяйство.-2003.-№ 11.-С.77-78.

34. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1982. - 311 с.

35. Гриценко А.И., Истомин В.А., Кульков А.Н., Сулейманов P.C. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. -М.: Недра, 1999.-476 с.

36. Гройсман А.Г. Теплофизические свойства газовых гидратов. -Новосибирск: Наука, 1985. 94 с.

37. Губайдуллин A.A. Приложения механики многофазных систем к разведке, добыче и транспорту нефти и газа // Известия вузов. Нефть и газ, 1999. -№2.-С.49-61.

38. Губайдуллин A.A., Мусакаев Н.Г., Бородин С.J1. Компьютерное моделирование процессов в оснащенной УЭЦН нефтегазовой скважине // Известия вузов. Нефть и газ. 2010 - №5. - С.59-65.

39. Губайдуллин A.A., Мусакаев Н.Г., Бородин C.JI. Математическая модель восходящего газожидкостного потока в вертикальной скважине // Вестник Тюменского государственного университета. 2010. - №6. -С.68-75.

40. Гумеров H.A. Автомодельный рост газового гидрата, разделяющего газ и жидкость // Известия РАН. Механика жидкости и газа. 1992. - №5. -С. 78-85.

41. Гужов А.И., Титов В.Г., Медведев В.Ф., Васильев В.А. Сбор, транспорт и хранение природных углеводородных газов. М.: Недра, 1978. - 401 с.

42. Дейк П. Практический инжиниринг резервуаров. М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2008. - 668 с.

43. Денисов A.M. Введение в теорию обратных задач. М.: Изд-во МГУ, 1994.-207 с.

44. Динариев О.Ю. Фильтрация в трещиноватой среде с фрактальной геометрией трещин // Известия АН СССР. Механика жидкости и газа. -1990,-№5.-С. 66-70.

45. Динариев О.Ю. Движение жидкостей и газов в пористых средах с фрактальной геометрией // Известия РАН. Механика жидкости и газа. -1992,-№5.-С. 101-109.

46. Динариев О.Ю. Кривая восстановления давления для фрактальной трещиновато-пористой среды. Линейная теория // Прикладная математика и механика. 1994. - Т.58, Вып.4. - С. 172-175.

47. Долгирева Ю.А. Формирование ансамбля воздушных гидратов в ледниковых покровах. Диссертация на соискание ученой степени кандидата физ.-мат. наук. - Казань, 2009.

48. Дучков А.Д., Соколова Л.С., Аюнов Д.Е., Пермяков М.Е. Оценка возможности захоронения углекислого газа в криолитозоне Западной Сибири // Криосфера Земли. 2009. - T.XIII, №4. - С. 62-68.

49. Енохович A.C. Справочник по физике. М.: Просвещение, 1990. - 384 с.

50. Ефимцев С.В., Нустров B.C., Охезин С.П., Подоплелов В.В. Некоторые задачи фильтрации в деформируемых средах // Известия Уральского государственного университета. Математика и механика. 2003. -Вып.5. - С. 66-76.

51. Истомин В.А. Фазовые равновесия и физико-химические свойства газовых гидратов: анализ новых экспериментальных данных. -М.: ВНИИЭгазпром, 1992. 41 с.

52. Истомин В.А. Физико-химические исследования газовых гидратов: проблемы и перспективы. М.: ИРЦ ГАЗПРОМ, 2000. - 71 с.

53. Истомин В.А., Якушев B.C. Газовые гидраты в природных условиях. -М.: Недра, 1992.-235 с.

54. Истомин В.А., Якушев B.C. Исследование газовых гидратов в России // Газовая промышленность. 2001. - №6. - С. 49-54.

55. Истомин В.А., Квон В.Г. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. -506 с.

56. Кащавцев В.Е., Гантенбергер Ю.П., Люшин С.Ф. Предупреждение солеобразования при добыче нефти. -М.: Недра, 1985. 215 с.

57. Клименко A.B., Зорин В.М. Теоретические основы теплотехники. Теплотехнический эксперимент: Справочник. 3-е изд. - М.: Изд-во МЭИ. 2001.-564 с.

58. Коллетт Т.С., Льюис Р., Учида Т. Растущий интерес к газовым гидратам // Нефтегазовое обозрение. Осень 2001. - С.38-53.

59. Кузнецов Ф.А., Истомин В.А., Родионова Т.В. Газовые гидраты: исторический экскурс, современное состояние, перспективы исследований // Российский химический журнал. 2003. - T.XLVII, №3. -С. 5-18.

60. Кутателадзе С.С. Теплопередача и гидродинамическое сопротивление. -М.: Энергия, 1990.-367 с.

61. Кутушев А.Г., Русанов А.С Неизотермическое движение парожидкостной смеси в скважине // Известия вузов. Нефть и газ. -2008 № 4. - С.39-45.

62. Кучумов Р.Я., Ухалов К.А. Методология оценки эксплуатационной надежности работы УЭЦН // Известия вузов. Нефть и газ. 2002. - №4. - С. 26-29.

63. Кучумов Р.Я., Кучумов Р.Р., Мусакаев Н.Г. Применение численных методов к решению задач нефтепромысловой механики. Учебное пособие. Тюмень: Изд-во «Вектор-бук», 2004. - 184 с.

64. Лейбензон Л.С. Движение природных жидкостей и газов в пористой среде. М.-Л.: ОГИЗ-ГОСТЕХИЗДАТ, 1947. - 244 с.

65. Люшин С.Ф., Рассказов В.А, Шейх-али Д.М. и др. Борьба с отложениями парафина при добыче нефти. М.: Гостоптехиздат, 1961. -151 с.

66. Люшин С.Ф., Глазков A.A., ГалеваГ.В. Отложения неорганических солей в скважинах, призабойной зоне пласта и методы их предотвращения // Сер. Нефтепромысловое дело. М.:ВНИИОЭНГ, 1983.- 100 с.

67. Мазепа Б.А. Борьба с парафиновыми отложениями при добыче нефти за рубежом. М.: Гостоптехиздат, 1961. - 89 с.

68. Макогон Ю.Ф. Гидраты природных газов. М.: Недра, 1974. - 208 с.

69. Макогон Ю.Ф. Газовые гидраты, предупреждение их образования и использование. М.: Недра. 1985. - 208 с.

70. Макогон Ю.Ф. Природные гидраты: открытие и перспективы // Газовая промышленность. 2001. - № 5. - С. 10-16.

71. Макогон Ю.Ф. Природные гидраты: результаты и перспективы // Тезисы международной конференции «Перспективы освоения газогидратных месторождений», М.: РГУ нефти и газа им. Губкина, 2009. С.34-35.

72. Макогон Ю.Ф., Саркисьянц Г.А. Предупреждение образования гидратов при добыче и транспорте газа. М.: Недра, 1966. - 186 с.

73. Максимов A.M., Цыпкин Г.Г. О разложении газовых гидратов, сосуществующих с газом в природных пластах // Известия АН СССР. Механика жидкости и газа. 1990. - №5. - С. 84-88.

74. Максимов A.M. Математическая модель объемной диссоциации газовых гидратов в пористой среде: учет подвижности водной фазы // Инженерно-физический журнал. 1992. - Т.62, №1. - С. 76-81.

75. Маленко Э.В. Исследование условий образования и разрушения гидратов природного газа и изучение ингибирующего влияния неэлектролитов. Диссертация на соискание ученой степени кандидата хим. наук. - Гурьев, 1979.

76. Мангазеев П.В., Панков М.В., Кулагина Т.Е., Камартдинов М.Р., Деева Т.А. Гидродинамические исследования скважин. Томск: Изд-во ТПУ, 2004. - 340 с.

77. МаскетМ. Физические основы технологии добычи нефти. M.-JI.: Государственное научно-техническое издательство нефтяной и горнотопливной литературы, 1953.

78. Медведский Р.И. Строительство и эксплуатация скважин на нефть и газ в вечномерзлых породах. М.: Недра, 1987. - 230 с.

79. Мейланов Р.П. Обобщенные уравнения одномерной фильтрации с дифференцированиями дробной степени // Инженерно-физический журнал. 2001. - Т.74, №2. - С. 34-37.

80. Мищенко И.Т., Сахаров В.А., Грон В.Г., Богомольный Г.И. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи. Учебное пособие для вузов. М.: Недра, 1984. - 272 с.

81. Мусаев P.M. Борьба с гидратообразованием при транспорте углеводородных газов. М.: ВНИИгазпром, 1970. - 40 с.

82. Мусакаев Н.Г. Математическое моделирование процессов, протекающих в нагнетательной скважине при закачке теплоносителя в пласт // Известия вузов. Нефть и газ. 2002. - № 4. - С. 12-16.

83. Мусакаев Н.Г., Шагапов В.Ш. Теоретическое моделирование работы газонефтяной скважины в осложненных условиях // Прикладная механика и техническая физика. 1997. - Т.38, №2. - С.125-134.

84. Мусакаев Н.Г., Шагапов В.Ш. Моделирование процесса отложения парафина при течении газонефтяной смеси в трубах // Инженерно-физический журнал. 1998. - Т. 72, №4. - С.771-774.

85. Мусакаев Н.Г., Уразов P.P. Процесс разложения газогидратного слоя в трубопроводе при снижении давления перекачки // Сб. трудов

86. Алгоритмизация и моделирование процессов разработки нефтегазовых месторождений». Тюмень: Изд-во «Вектор-бук», 2005. - С. 144-149.

87. Мусакаев Н.Г., Хасанов М.К. Нагнетание газа в пласт, сопровождающееся образованием газогидрата // Материалы межд. научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири». -Тюмень, 2005. Т. 1. - С.54-55.

88. Мусакаев Н.Г., Уразов P.P. Превентивные методы борьбы с гидратообразованием в трубопроводах // Известия вузов. Нефть и газ. -2006. №1. - С.50-56.

89. Мусакаев Н.Г., Уразов P.P., ШагаповВ.Ш. Динамика образования гидратов при транспортировке природного газа // Теплофизика и аэромеханика. -2006. Т. 13, №2. - С.295-302.

90. Мусакаев Н.Г., Хасанов М.К. Численное моделирование образования газовых гидратов при инжекции газа в пласт // Материалы VI международной конференции «Химия нефти и газа». Томск, 2006. -Т.1. - С.364-367.

91. Мусакаев Н.Г., Уразов P.P. Численное исследование процесса образования газовых гидратов в горизонтальном канале // Тезисы докладов Российской конференции «Многофазные системы: природа, человек, общество, технологии», Уфа, 2010. С. 124-125.

92. Нигматулин Р.И. Динамика многофазных сред. 4.1,2. М.: Наука, 1987.

93. Нигматулин Р.И., Шагапов В.Ш., Сыртланов В.Р. Автомодельная задача о разложении газогидратов в пористой среде при депрессии и нагреве // Прикладная механика и техническая физика. 1998. - Т.39, №3. -С. 111-118.

94. Никифоров А.И., Никаньшин Д.П. Перенос частиц двухфазным фильтрационным потоком // Математическое моделирование. 1998. -Т. 10, №6.-С. 42-52.

95. Николаевский В.Н. Геомеханика и флюидодинамика. М.: Недра, 1996. -447 с.

96. Нустров B.C., Подоплелов В.В. О фильтрации газа в упругосжимаемой трещиновато-пористой среде // Инженерно-физический журнал. 1992. - Т.62, №1. - С.82-85.

97. Подоплелов B.B. Моделирование процессов фильтрации в упругодеформируемых средах // Диссертация на соискание ученой степени кандидата физ.-мат. наук. Екатеринбург, 2004.

98. Природные и техногенные газовые гидраты. Сб. научных трудов под ред. Гриценко А.И., Истомина В.А., М.:ВНИИГаз, 1990. - 214 с.

99. Пудовкин М.А., Саламатин А.Н., ЧугуновВ.А. Температурные процессы в действующих скважинах. Казань: Издательство Казанского университета, 1977. - 168 с.

100. Резников Г.Д., Жихарь A.C. Применение уравнения переноса для моделирования фильтрования // Математическое моделирование. 1997. - Т.9, №12. - С. 71-75.

101. Родионова Т.В., Солдатов Д.В., Дядин Ю.А. Газовые гидраты в экосистеме Земли // Химия в интересах устойчивого развития. 1998. -Т.6, №1. - С. 51-74.

102. Саламатин А.Н. Квазиодномерные течения и тепломассообмен в скважине. Диссертация на соискание ученой степени доктора физ.-мат. наук. - Казань, 1988.

103. Селюков H.A., Федоров K.M. Обратимые реакции кислот с глинистыми минералами при обработке призабойных зон скважин // Вестник Тюменского государственного университета. 2009. - № 6. - С.45-52.

104. Стрикленд-Констэбл Р.Ф. Кинетика и механизм кристаллизации. Пер. с англ. Ленинград: Наука, 1971. - 400 с.

105. Сыртланов В.Р. Некоторые особенности фильтрации многофазных систем в пористых средах при наличии фазовых переходов. Диссертация на соискание ученой степени кандидата физ.-мат. наук. Тюмень, 1995.

106. Сыртланов В.Р., Шагапов В.Ш. Фронтовая задача о разложении газовых гидратов в пористой среде при высокочастотном электромагнитном излучении // Инженерно-физический журнал. 1998. - Т.71, №2. -С. 263-267.

107. Теодорович Э.В. Метод улучшенной теории возмущений при описании эффективной проницаемости случайно-неоднородной среды // Прикладная математика и механика. 2002. - Т.66, Вып.З. - С. 448-457.

108. Терентьев B.JL, Григорьев К.С., Федоров K.M., Бахитов P.P. Теория и практика интерпретации кривых восстановления давления в горизонтальных скважинах // Нефтяное хозяйство. 2010. - №6. - С.56-59.

109. Тер-Саркисов P.M., Якушев B.C. Проблемы и перспективы ОАО «Газпром», связанные с газогидратами // Наука и техника в газовой промышленности. 2003. - №4. - С.45-51.

110. Тронов В.П. Механизм образования смоло-парафиноотложений и борьба с ними. М.: Недра, 1970. - 190 с.

111. Уоллис Г. Одномерные двухфазные течения. М.: Мир, 1972. - 440 с.

112. Уразов P.P., Мусакаев Н.Г. Моделирование образования газовых гидратов в трубопроводе // Материалы международной конференции «Перспективы освоения газогидратных месторождений», М.: РГУ нефти и газа им. Губкина, 2009. 13 с.

113. Урманчеев С.Ф. Гидродинамические эффекты в аномально термовязких и пористых средах. Диссертация на соискание ученой степени доктора физ.-мат. наук. - Уфа, 2004.

114. Федоров K.M. Нестационарная фильтрация при наличии химической реакции с пористой средой // Известия АН СССР. МЖГ. 1987. - № 1. — С.82-87.

115. Федоров K.M., Соколов А.Н., Хайретдинов Р.Н. Анализ гидродинамики и диагностика режимов двухфазных потоков в газлифтной скважине. -Тюмень: Отчет №18 о НИР, Институт теплофизики СО АН СССР, Тюменское отделение ММС, инв. № 02910022937. 1990. - 62 с.

116. Федоров K.M., Шевелёв А.П. Расчет тепловых потерь при закачке насыщенного пара в скважину // Известия вузов. Нефть и газ. 2005. -№ 4. - С.37-43.

117. Федоров K.M., Мусакаев Н.Г., Терентьев В.Л., Григорьев К.С. Механизм формирования низкопроницаемой зоны вблизи забоя скважины за счет выпадения осадка // Вестник Тюменского государственного университета. 2010. - № 6. - С.47-53.

118. Физическая химия. Под ред. К.С. Краснова. М: Высшая школа, 2001. -С.93-129.

119. Цыпкин Г.Г. О влиянии подвижности жидкой фазы на диссоциацию газовых гидратов в пластах // Известия АН СССР. Механика жидкости и газа, 1991,-№4.-С. 105-114.

120. Цыпкин Г.Г. О режимах диссоциации газовых гидратов в высокопроницаемых пластах // Инженерно-физический журнал. 1992. - Т.63, №6. - С. 714-721.

121. Цыпкин Г.Г. Математическая модель диссоциации газовых гидратов, сосуществующих с газом в пластах // Докл. РАН. 2001. - Т.381, №1. -С. 56-59.

122. Цыпкин Г.Г. О режимах диссоциации газовых гидратов, сосуществующих с газом в природных пластах // Инженерно-физический журнал. 2001. - Т. 75. - № 5. - С.24-28.

123. Цыпкин Г.Г. Аналитическое решение нелинейной задачи разложения газового гидрата в пласте // Известия РАН. Механика жидкости и газа. -2007.-№ 5.-С.133-142.

124. Цыпкин Г.Г. О выпадении солей в осадок при испарении раствора в низкопроницаемых породах // Известия РАН. Механика жидкости и газа. 2009. - № 5. - С.121-128.

125. Черемисин H.A. Исследование механизма образования парафино-гидратных пробок в нефтяных скважинах с целью совершенствования методов борьбы с ними. Диссертация на соискание учёной степени кандидата техн. наук. - Тюмень, 1992.

126. Черский Н.В., Бондарев Э.А. О тепловом методе разработки газогидратных месторождений // Докл. АН СССР. 1972. - Т.203, №3. -С. 550-552.

127. Чисхолм Д. Двухфазные течения в трубопроводах и теплообменниках. -Пер. с англ. М.: Недра, 1986. - 204 с.

128. Шагапов В.Ш., Мусакаев Н.Г. Теплообмен скважины с окружающими породами // Инженерно-физический журнал. 1998. - Т.71, №6. -С.1134-1140.

129. Шагапов В.Ш., Мусакаев Н.Г., Хасанов М.К. Нагнетание газа в пористый резервуар, насыщенный газом и водой // Теплофизика и аэромеханика. 2005. - Т. 12, №4. - С. 645-656.

130. Шагапов В.Ш., Мусакаев Н.Г., Уразов P.P. Математическая модель течения природного газа в трубопроводах с учетом диссоциации газогидратов // Инженерно-физический журнал. 2008. - Т.81, №2. -С.271-279.

131. Шагапов В.Ш., Хасанов М.К., Мусакаев Н.Г. Образование газогидрата в пористом резервуаре, частично насыщенном водой, при инжекции холодного газа // Прикладная механика и техническая физика. 2008. -Т. 49, №3,-С. 137-150.

132. Шагапов В.Ш., Чиглинцева A.C., Сыртланов В.Р. Анализ процесса вымывания газа теплой водой из газогидратного массива // Теплофизика высоких температур. 2008. - Т.46, №6. - С.911-918.

133. Шагапов В.Ш., Чиглинцева A.C., Сыртланов В.Р. О возможности вымывания газа из газогидратного массива посредством циркуляциитеплой воды // Прикладная механика и техническая физика. 2009. -Т.50, №4. - С. 100-111.

134. Шагапов В.III., НасыроваЛ.А. Нагрев пористой среды, частично заполненной газогидратом, при наличии непроницаемых границ // Теплофизика высоких температур. 1999. - Т.37, №5. - С. 784-789.

135. Шагапов В.Ш., Хасанов М.К., Гималтдинов И.К., Столповский М.В. Численное моделирование образования газогидрата в пористом пласте конечной протяженности при продувке его газом // Прикладная механика и техническая физика. 2011. - Т.52, №4. - С. 116-126.

136. Шагапов В.Ш., УразовР.Р., Мусакаев Н.Г. Математическое моделирование течения углеводородного газа в трубопроводе с учетом гидратообразования на внутренних стенках трубы // Вестник УГАТУ. -2011. -Т.15, №4 (44). С.164-168.

137. Ahmed Т., McKinneyP.D. Advanced Reservoir Engineering. Gulf Professional Publishing, 2005. - 407 p.

138. Ansari A.M., Sylvester N.D., SaricaC., Shoham O., Brill J.P. A comprehensive mechanistic model for upward two-phase flow in wellbores // SPE Production & Facilities. 1994. - V. 9, No 2. - P. 143-151.

139. BiverP., Haas A., Bacquet C. Uncertainties in Facies Proportion Estimation II: Application to Geostatistical Simulation of Facies and Assessment of Volumetric Uncertainties // Mathematical Geology. 2002. - V. 34, No. 6. -P. 703-714.

140. Bohrmann G., Torres M.E. Gas Hydrates in Marine Sediments // In book «Marine Geochemistry», 2006. P.481-512.

141. Bondarev E.A., Kapitonova T.A. Simulation of multiphase flow in porous media accompanied by gas hydrate formation and dissociation // Russian Journal of Engineering Thermophysics. 1999. - V.9, No. 1-2. - P.83-95.

142. Buyevich Yu.A., Nustrov V.S., Plochoi S.A., Podoplelov V.V. Unsteady flow in nonlinear fractured reservoirs // Int. Journal of Fluid Mechanics Research. -2000.-V. 27.-P. 248-269.

143. Chatti I., Delahaye A., Fournaison L., Petitet JP. Benefits and drawbacks of clathrate hydrates: a review of their areas of interest // Energy Conversion and Management. 2005. - V.46. - P. 1333-1343.

144. ChenS., Doolen G.D. Lattice Boltzmann Method for Fluid Mechanics // Annual Review of Fluid Mechanics. 1998. - V. 30. - P. 329-364.

145. Chen Zh., Ewing R.E. From Single-Phase to Compositional Flow: Applicability of Mixed Finite Elements // Transport in Porous Media. 1997. -V. 27.-P. 225-242.

146. Chokshi R.N. Prediction of pressure drop and liquid holdup in vertical two-phase low through large diameter tubing. PhD thesis. - University of Tulsa, 1994.

147. Churchill S.W. Friction factor equation spans all fluid-flow regimes // Chemical Engineering Science. 1977. V.84. - P. 91-92.

148. Dukler A.E., Hubbard M.G. A Model for Predicting Flow Transitions in Horizontal and Near Horizontal Tubes // Ind. Eng. Chem. Fund. 1975. -V.14.

149. Eidsvik J., Mukerji T., Switzer P. Estimation of Geological Attributes From a Well Log: An Application of Hidden Markov Chains // Mathematical Geology. 2004. - V.36, No. 3. - P. 379-397.

150. Ewing R.E., Wang H. A summary of numerical methods for time-dependent advection-dominated partial differential equations // Journal of Computational and Applied Mathematics. 2001. - V. 128. - P. 423-445.

151. GionaM. Chemical Engineering, Fractal and Disordered System Theory: Perspectives, Applications and Future Developments // Fractals. 1997. -Vol. 5, No. 3.-P. 333-354.

152. Haas A., Formery P. Uncertainties in Facies Proportion Estimation I. Theoretical Framework: The Dirichlet Distribution // Mathematical Geology. 2002. - V. 34, No. 6. - P. 679-702.

153. Han G., Dusseault M.B. Description of fluid flow around a wellbore with stress-dependent porosity and permeability // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2003. - V. 40. - P. 1-16.

154. Hasan A.R., Kabir C.S. a study of multiphase flow behavior in vertical wells //SPEPE 263.-May 1988.

155. He X., Luo L.-S. Theory of the lattice Boltzmann method: From the Boltzmann equation to the lattice Boltzmann equation // Physical Review E. -1997. V. 56, No. 6. - Pp. 6811-6817.

156. Holder G.D., Kamath V.A., Godbol S.P. The potential of natural gas hydrates as an energy recourses // Annual Reviews Energy. 1984. - V.9. - P. 427445.

157. HuL.Y. Combination of Dependent Realizations Within the Gradual Deformation Method // Mathematical Geology. 2002. - V.34, No.8. -P. 953-963.

158. Jadhawar P., Mohammadi A.H., Yang J., Tohidi B. Subsurface carbon dioxide storage through clathrate hydrate formation // Advances in the Geological Storage of Carbon Dioxide. Springer. Printed in the Netherlands. -2006.-P. 111-126.

159. Jorda R.M. Paraffin deposition and prevention in oil wells // Journal of Petroleum Technology. 1966. - V.237. - P. 1605-1612.

160. Kelkar S.K., Selim M.S., Sloan E.D. Hydrate dissociation rates in pipelines // Fluid Phase Equilibria. 1998. - V.151. -P.371-382.

161. Khachikian C., Harmon T.C. Nonaqueous Phase Liquid Dissolution in Porous Media: Current State of Knowledge and Research Needs // Transport in Porous Media. 2000. - V. 38. - P. 3-28.

162. Kvamme B., Kuznetsova T., AasoldsenK. Molecular dynamics simulations for selection of kinetic hydrate inhibitors // Journal of Molecular Graphics and Modelling. 2005. - V.23. - Pp. 524-536.

163. Lewis R.W., Pao W.K.S. Numerical Simulation of Three-Phase Flow in Deforming Fractured Reservoirs // Oil and Gas Science and Technology. Revue de l'Institut Français du Pétrole. 2002. - V. 57, No. 5. - P. 499-514.

164. Luo L.-S. Theory of the lattice Boltzmann method: Lattice Boltzmann models for nonideal gases // Physical Review E. 2000. - V. 62, No. 4. - P. 49824996.

165. Makogon Y.F. Hydrates of Hydrocarbons. Tulsa, Oklahoma, USA: PennWell Publishing Company, 1997. - 516 p.

166. Malallah A., Perez H., Datta-Gupta A., Alamoudi W. Multiscale Data Integration Using Markov Random Fields and Markov Chain Monte Carlo: A Field Application in the Middle-East // SPE 81544. 2003.

167. Nustrov V.S., Podoplelov V.V. A new problem of filtration flows in naturally fractured porous reservoirs // Int. Journal of Fluid Mechanics Research. -2000.-V. 27.-P. 270-288.

168. Ozon P.M., Ferschneider G., ChwetzoffA. A new multiphase flow model predicts pressure and temperature profiles in wells // paper SPE 16535. -1987.

169. Peters C.A., WammerK.H., Knightes C.D. Multicomponent NAPL Solidification Thermodynamics // Transport in Porous Media. 2000. -V. 38.-P. 57-77.

170. Ravalec-Dupin M., HuL.Y., NoetingerB. Stochastic Reservoir Modeling Constrained to Dynamic Data: Local Calibration and Inference of Structural Parameters // Journal of Petroleum Science and Engineering, March 2001, SPE 68883.-P. 25-31.

171. Ribeiro C.P.Jr., LageP.L.C. Modelling of hydrate formation kinetics: State-of-the-art and future directions // Chemical Engineering Science. 2008. -V.63.-P. 2007-2034.

172. Ribeiro F.S., Mendes P.R.S., Braga S.L. Obstruction of pipelines due to paraffin deposition during the flow of crude oils // International Journal of Heat and Mass Transfer. 1997. - V.40, No. 18. - P.4319-4328.

173. Rutqvist J., WuY.-S., Tsang C.-F., Bodvarsson G. An efficient parallelcomputing method for modeling nonisothermal multiphase flow and multicomponent transport in porous and fractured media // Advances in Water Resources. -2002. V. 25.-P. 243-261.

174. Salamatin A.N., Lipenkov V.Ya., Hondoh T. Air-hydrate crystal growth in polar ice // Journal of Crystal Growth. 2003. - Vol. 257, No.3-4. - P. 412426.

175. Sean W.-Y., Sato T., Yamasaki A., Kiyono F. CFD and experimental study of methane hydrate dissociation. Part I. Dissociation under water flow // AIChE Journal. 2007. - V.53. - P. 262-274.

176. Shabani M.M., Nydal O.J., LarsenR. An experimental and numerical investigation on gas hydrate plug flow in the inclined pipes and bends // World Academy of Science. Engineering and Technology. 2009. - V.53. -P. 671-676.

177. Shagapov V.Sh., Borodin S.L., Gubaidullin A.A., Duong Ngoc Hai, Musakaev N.G. The theoretical research of an upward two-phase flow with phase's changes in a vertical well // Vietnam Journal of Mechanics. 2010. -V.32, No.4. -P.211-221.

178. Sloan E.D. Natural Gas Clathrate Hydrates. New York: Marcel Dekker, 1998.-754 p.

179. Sloan E.D. Hydrate Engineering. V. 21, SPE Monograph Series, Richardson, USA, 2000.

180. Sloan E.D. Fundamental principles and applications of natural gas hydrates // Nature. 2003. V.426. - Pp. 353-363.

181. Taitel Y.M., DuklerA.E. A Model for Predicting Flow Transitions in Horizontal and Near Horizontal Gas-Liquid Flow // AIChE J. 1976. - V.22.

182. Vargas-Guzman J.A. Geostatistics for Power Models of Gaussian Fields // Mathematical Geology. 2004. - V.36, No.3. - P. 307-322.

183. Xiao J.J., Shoham O., Brill J.P. A comprehensive mechanistic model for two-phase flow in pipelines // paper SPE 20631. 1990.

184. Xu J., HuB.X. Eulerian spatial moments for solute transport in three-dimensional heterogeneous, dual-permeability media // Stochastic Environmental Research and Risk Assessment. 2004. - V. 18. - P. 47-60.

185. Zhang D., Tchelepi H. Stochastic Analysis of Immiscible Two-Phase Flow in Heterogeneous Media // SPE 59250. 1999.

186. Zhang D., Winter C.L. Moment-Equation Approach to Single Phase Fluid Flow in Heterogeneous Reservoirs // Journal of Petroleum Science and Engineering. 1999. - Vol. 4, No. 2, SPE 56842. - P. 118-127.

187. Zhang H.-Q., Wang Q., Sarica C., Brill J.P. Unified model for gas-liquid pipe flow via slug dynamics. Part 1: Model development // Journal of Energy Resources Technology. 2003. - V. 125, No 4. - P. 266-273.

188. Zhang H.-Q., Wang Q., Sarica C., Brill J.P. Unified model for gas-liquid pipe flow via slug dynamics. Part 2: Model validation // Journal of Energy Resources Technology. 2003. - V.125, No.4. - P.274-283.1. УТВЕРЖДАЮ

189. М Ф. Пусто в ал о в 2003 г1. АКТ ВНЕДРЕНИЯна объектах ТПП «Урайнефпегаз» регламента по предупреждению отложений парафина, гидрата и .ролей в добывающих скважинах Шаимской группы месторождений

190. Экономический эффект от внедрения регламента ча 2002 г. сот авил 2}63 млн рублей (в ценах на 01.01.2003 г.)1. Начальник ПОДН

191. Начатьняк технического отд<1. А А. Чакин1. В Третьяков

192. НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ И ПРОЕКТНЫЙ ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА1. СПРАВКА

193. П ?Ю5. г мос-оа, Ньиц^Леилввсш« кайере»ьая, дом ¿А Геледок:7 £495)664-25-50. <:>••- • *7 И95. 228-32-40, е-таЛ тадайтмух-ги1. ООО «СИАМ-Инжиниринг»634003, РФ, г. Томск, ул. Октябрьская, 10 а тел./факс {3822) 90 00 08e-mail: SE@siamoiüu

194. ИНН 701 7119744 КПП 701 701001 ОГРН 1057002484747 ОКГШ 768456271. КОМПАНИЯ СИАМ

195. Зав. лабораторией гидродинамики многофазных сред Тюменскогофилиала Института теоретической и прикладной механикиим. С.А.Христиановича СО РАЯ, к.ф.-м.н. Мусакаеву Н.Г,1. СПРАВКА

196. Заместитель директора ООО «СИАМ-Инжиниринг»

197. Министерство образования Российской Федерации t

198. УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКОЕ ОБЪЕДИНЕНИЕ ВУЗОВ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО НЕФТЕГАЗОВОМУ ОБРАЗОВАНИЮ

199. СЛУШАЛИ: О присвоении грифа УМО НГО рукописям учебных изданий.

200. Зам. председателя Совета /> ^ о.К. Ангелопулопрофессор с,<-л"s-Vv ■

201. Главный ученый секретарб|х|:''' В И Балаба

202. Совета УМО НГО, доцент Г ~ашг%, ~ IА20106166631. РУТ\¥е11

203. П рпвиобладя Iель(ли): Учреждение Российской академии паук Институт теоретической и прикладной механики им. СЛ. Христиановича Сибирского отделения Российской академии наук (НЮ)

204. Аиор(ы) Бородин Станислав Леонидович, Мусакаев Наиль Габсалямович (НУ)гг #

205. Ш^штшшшштшшшштшшшшшшшт^тшшти ш штштш^Ш