Дипломная работа на тему "ТЮМГУ | Расчёт снижения фильтрационно-емкостных свойств пласта с учётом явления кольматации"

Работа на тему: Расчёт снижения фильтрационно-емкостных свойств пласта с учётом явления кольматации
Оценка: хорошо.
Оригинальность работы на момент публикации 50+% на антиплагиат.ру.
Ниже прилагаю все данные для покупки.
https://studentu24.ru/list/suppliers/Anastasiya1---1326

Описание работы

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования
«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
ФИЗИКО-ТЕХНИЧЕСКИЙИНСТИТУТ
Кафедра моделирования физических процессов и систем

РЕКОМЕНДОВАНО К ЗАЩИТЕ В ГЭК
Заведующий кафедрой к.ф.-м.н.

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА
бакалаврская работа
РАСЧЁТ СНИЖЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ ПЛАСТА С УЧЁТОМ ЯВЛЕНИЯ КОЛЬМАТАЦИИ

03.03.02 Физика
Профиль «Фундаментальная физика»

Тюмень 2023 год

Оглавление
ВВЕДЕНИЕ 3
ГЛАВА 1. РЕШЕНИЕ УПРОЩЕННОЙ МОДЕЛИ КОЛЬМАТАЦИИ
ПОРИСТОЙ СРЕДЫ 10
В ОБЕЗРАЗМЕРЕННОМ ВИДЕ 15
ГЛАВА 2. РЕШЕНИЕ МОДЕЛИ КОЛЬМТАЦИИ ПОРИСТОЙ СРЕДЫ С УЧЕТОМ ИЗМЕНЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ 18
В ОБЕЗРАЗМЕРЕННОМ ВИДЕ 19
ГЛАВА 3. РАСЧЕТЫ ИЗМЕНЕНИЯ КОНЦЕНТРАЦИИ, ПОРИСТОСТИ, ПРОНИЦАЕМОСТИ И ДАВЛЕНИЯ ИЗ-ЗА КОЛЬМАТАЦИИ 22
3.1. АППРОКСИМАЦИЯ УРАВНЕНИЙ МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ . 23
3.1.1. Аппроксимация уравнений упрощенной модели в обезразмеренном виде 23
3.1.2. Аппроксимация уравнения для давления модели с изменением проницаемости в размерном виде 25
3.1.3. Аппроксимация уравнения для давления модели с изменением проницаемости в обезразмеренном виде 27
3.2. АЛГОРИТМ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧИ ФИЛЬТРАЦИИ 28
3.2.1. Для упрощенной модели 28
3.2.2. Для модели с изменением проницаемости 29
3.3. ПАРАМЕТРЫ МОДЕЛИ 30
3.4.1. Для упрощенной модели 32
3.4.2. Для модели с изменением проницаемости 34
3.5. АНАЛИЗ ПОЛУЧЕННЫХ РЕЗУЛЬТАТОВ 36
3.5.1. Анализ чувствительности характеристик вытеснения нефти водой от параметров пласта и флюида 37
ВЫВОДЫ 40
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 41
ПРИЛОЖЕНИЯ 44

ВВЕДЕНИЕ
В современном мире широкое распространение получило использование самых разных видов энергий: тепловой, электрической, химической, механической, ядерной. Нефть занимает ведущее место в мировом топливно- энергетическом хозяйстве. Продукты из нефти используют практически во всех видах промышленности и жизнь без них уже невозможно представить (Рисунок
№1).
Сегодня мы живем в такое время, когда особенно актуальными стали трудности с реализацией более эффективной нефтедобычи, поскольку она относится к числу исчерпывающихся природных ресурсов. В связи с этим в последние годы ведутся интенсивные исследования в области гидрогазодинамики для увеличения коэффициента нефтеотдачи пласта.
Нефтяные пласты залегают на большой глубине [24], что приводит к высокому давлению из-за массива вышележащих горных пород (Рисунок №2). Для того, чтобы разработать нефтяное месторождение осуществляют бурение скважин. По мере извлечения нефти давление в пласте постепенно падает со временем и этом случае, для поддержания пластового давления прибегают к различным режимам разработки. Всего при добыче нефти различают пять режимов: водонапорный, упругий, режим газовой шапки (газонапорный), режим растворенного газа и гравитационный.
Если рассматривать водонапорный режим, то можно выделить два способа заводнения. Известно, что некоторые месторождения могут содержать в себе подошвенную воду, которая при извлечении флюида из пласта начинает медленно замещать поровое пространство [24]. Такой процесс получил название естественный водонапорный режим. Однако чаще всего, для продвижения нефти к добывающим скважинам прибегают к одному из способов поддержания давления – закачке воды в пласт (Рисунок №3).
Данный процесс относится к вторичному способу разработки нефтяных месторождений, который основан на искусственном поддержании пластового давления за счет специальной системы нагнетательных скважин. Поддержание пластового давления является необходимым для сохранения темпов притока нефти после первичной стадии разработки месторождения. С этой целью, а также для вытеснения нефти проводится закачка воды – заводнение. Как правило, для этого используют пластовую воду, содержащую большое количество примесей. Если такая вода попадает в пласт в неочищенном состоянии [1], то происходит явление кольматации [2] – блокирования пор осевшими частицами (Рисунок №4), например, солей [3].
а – поровое пространство до процесса заводнения, б – поровое пространство после закачки воды в пласт
(1 - порода, 2 - нефть, 3 – поровое пространство, 4 – осевшие частицы, 5
– остаточная (пленочная) нефть, 6 – вода
После процесса вытеснения водой нефть остается в пористой среде в виде пленок на зернах породы (Рисунок №4, б). Данный рисунок показывает наглядность работы. Однако не всегда после вытеснения нефть остается на зернах породы в виде пленок. Это зависит от типа породы. Различают гидрофильные или гидрофобные породы. Первые обладают большей смачиваемостью по воде, вторые - по нефти (только в этом случае наблюдается нефтяные пленки). Как известно, невозможно вытеснить нефть на сто процентов.
Это связано с тем, что нефть может находиться в тупиковых порах, в случае гидрофобной породы оставаться в виде пленок на поровых каналах, а если размер этих каналов очень мал, то возникает капиллярное защемление нефти, присущее в основном для гидрофильного коллектора. При вытеснении нефти водой, нефть может попасть в узкие каналы, что приведет к возникновению капиллярных сил. Обычно капиллярное натяжение в узких каналах настолько велико, что при заводнении напор вытесняющей воды очень мал по сравнению с возникающим натяжением. Именно поэтому не удается добиться полной нефтеотдачи пласта. Помимо этого, снизить коэффициент извлечения нефти могут различные дисперсные частицы, оседающие на скелете при заводнении. Такие частицы не растворяются в воде и «кольматируют» призабойную зону. Данное явление приводит к уменьшению проницаемости скелета и ухудшению пористости, что требует дополнительного исследования. В связи с этим высока актуальность изучения этой темы.
Такое явление наблюдается на месторождениях в различных странах, в частности, в России [3], Йемене [4], Канаде [5]. Механизм блокирования дисперсными частицами пористой среды зависит от их химического состава и обычно относится к адсорбции [6], механическому и гидродинамическому удерживаниям [7]. Последнее возникает из-за действия гидродинамических сил в скоплениях частиц и обычно возникает при движении полимера в пористой среде. Механическое удерживание связано с превышением размера частиц по сравнению с размерами пор, в этом случае такие поры блокируются для дальнейшей фильтрации [8]. Исследования показывают, что при фильтрации частиц суспензии в пористой среде возникают гидродинамические силы трения и силы негидродинамической природы, являющиеся силами взаимодействия между дисперсными частицами и частицами скелета породы [9]. При этом кольматация влияет на траекторию движения частиц примеси, снижает их скорость [9]. Поэтому, необходимо предварительное моделирование эффектов, связанных с кольматацией пористой среды, для прогноза скорости фильтрации и распределения концентрации частиц примеси.
Гидродинамические симуляторы малопригодны для решения задачи кольматации, поскольку не содержат соответствующих законов, описывающих оседание произвольных дисперсных частиц, хотя и позволяют рассчитывать методы увеличения нефтеотдачи. Классический подход к моделированию кольматации пористой среды основан на использовании законов сохранения массы и импульса [10], в качестве которого используется закон Дарси [11], хотя при высоких скоростях фильтрации следует использовать закон Форцгеймера [11]. В модели [10] учтена зависимость пористости от концентрации осевших частиц, связана начальная пористость и проницаемость по формуле Козени- Кармана, получено распределение концентрации удержанных частиц, но введены некоторые настроечные параметры, получить которые можно только путём сопоставления вариантов расчёта с экспериментальными данными. Кроме того, обычно зависимость проницаемости от пористости выражается по формуле Козени-Кармана в любой момент времени для любой координаты [12]. Этот эффект учитывается в модели [13], основанной на использовании законов сохранения массы фаз и импульса в приближении Дарси-Буссинеска [14, 15]. Такая модель учитывает динамику перехода примеси из одной фазы в другую. Снижение пористости из-за оседания частиц на поверхности пористой среды в этой модели описывается линейным законом. Такая модель детально описывает процесс адсорбции примеси при закачке наножидкости в пласт. Однако в работах [13, 14] не исследуется влияние параметров флюида и пористой среды на запаздывание её кольматации.
Развитие классического подхода привело к появлению модели глубокого проникновения частиц суспензии в пористую среду [16, 17]. В этой модели используется закон сохранения массы дисперсных частиц, закон их оседания и модифицированный закон Дарси, учитывающий снижение фильтрационно- емкостных свойств пласта при закачке суспензий. Модель позволяет рассчитать распределение концентрации дисперсных частиц, скорость фильтрации. Однако используемые в модели модификация закона Дарси и закон оседания частиц суспензии справедливы при использовании полимер-дисперсных систем и непригодны для растворов солей и суспензий с другими примесями.
Альтернативный подход предполагает использование микромасштабного стохастического моделирования с учётом баланса массы [8]. Бедриковецкий отмечает [8], что увеличение рассматриваемых масштабов приводит стохастическую модель к классической модели глубокого проникновения суспензии в пористую среду. Между тем, стохастическая модель содержит ряд случайных вероятностных процессов и требует значительных вычислительных мощностей.
Для моделирования фильтрации суспензий в пористой среде используется также решётчатый метод Больцмана [18, 19] – метод вычислительной гидродинамики (Рисунок №5), использующий законы для потоков частиц и взаимодействия между ними. Уравнения решаются с помощью метода конечных элементов. Метод позволяет рассчитать снижение фильтрационно-емкостных свойств пласта из-за кольматации, но требует задания сложных законов взаимодействия между частицами, которые не всегда известны. Модель также не используется при закачке растворов солей.
Таким образом, в настоящее время не проведено исследование снижения пористости и проницаемости пласта вследствие закачки неочищенной воды при различных параметрах пористой среды и флюида. В данной работе предлагается развитие классического подхода Леонтьева [20], модель которого основана на
законах сохранения массы и импульса и содержит обобщённый релаксационный закон снижения пористости вследствие закачки неочищенной воды с примесью либо суспензии, не учитывающийся в других моделях. Целью работы является расчёт снижения фильтрационно-емкостных свойств пласта вследствие кольматации с использованием усовершенствованной модели Леонтьева. Впервые в этой модели учитывается зависимость пористости от проницаемости по формуле Козени-Кармана, также проводится анализ влияния параметров пласта и флюида на процесс кольматации порового пространства, ранее не проведённый, вводится коэффициент кольматации как малый параметр, существенно определяющий характер процесса оседания частиц в пористой среде, получено распределение пористости, проницаемости, концентрации частиц примеси и давления, что также не было ранее получено в рамках модели Леонтьева. По поставленной цели были сформулированы следующие задачи:
• Построение математической модели фильтрации флюида с оседающими мелкими частицами
• Расчет изменения пористости, проницаемости и давления в различные моменты времени
• Провести анализ чувствительности модели

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Tolmacheva K. I. Formation damage and cleanup in the vicinity of flooding wells: Multi-fluid suspension flow model and calibration on lab data /
K. I. Tolmacheva, S. A. Boronin, A. A. Osiptsov // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2019. – Vol. 178. – P. 408–418.
2. Гараева А. Н. Особенности кольматации порового пространства в напряженно-деформируемых глинистых коллекторах / А. Н. Гараева, Э. А. Королев, М. Г. Храмченков // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 8. – С. 72–74.
3. Orlov D. Self-colmatation in terrigenic oil reservoirs of Eastern Siberia /
D. Orlov, D. Koroteev, A. Sitnikov // Journal of Petroleum Science and Engineering.– 2018. – Vol. 163. – P. 576–589.
4. Wong R. C. K. Permeability reduction in Qishn sandstone specimens due to particle suspension injection / R. C. K. Wong, D. C. A. Mettananda // Transport in Porous Media. – 2010. – Vol. 81. – P. 105–122.
5. Zamani A. Flow of dispersed particles through porous media — Deep bed filtration / A. Zamani, B. Maini // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2009. – Vol. 69. – № 1–2. – P. 71–88.
6. Шехтман Ю. М. Фильтрация малоконцентрированных суспензий / Ю. М. Шехтман. – М.: Издательство академии наук СССР, 1961. – 237 с.
7. Sorbie K. S. Polymer-improved oil recovery / K. S. Sorbie. – USA, Boca Ralton: CRC Press, 1991. – 359 p.
8. Bedrikovetsky P. Upscaling of stochastic micro model for suspension transport in porous media / P. Bedrikovetsky // Transport in Porous Media. – 2008. – Vol. 75. – P. 335–369.
9. De N. Stokesian dynamics simulation of suspension flow in porous media
/ N. De, A. Singh // Transport in Porous Media. – 2020. – Vol. 131. – P. 473–502.
10. Боронин С. А. Моделирование приемистости нагнетательных скважин с учетом повреждения проницаемости прискважинной зоны на нефтегазовых месторождениях Западной Сибири / С. А. Боронин, К. И. Толмачева, А. А. Осипцов, Д. М. Орлов, Д. А. Коротеев, А. Н. Ситников, А. А. Яковлев, Б. В. Белозеров, Е. В. Белоногов, Р. Р. Галеев // Society of Petroleum Engineers. – Статья с конференции SPE-187806-RU. – 2017. – С. 1–15.
11. Сираев Р. Р. Фильтрация жидкости в пористой среде Форцгеймера с пространственно неоднородными пористостью и проницаемостью / Р. Р. Сираев
// Вычислительная механика сплошных сред. – 2019. – Т. 12, № 3. – С. 281–292.
12. Safari M. Developing a porosity-permeability relationship for ellipsoidal grains: A correction shape factor for Kozeny-Carman's equation / M. Safari, R. Gholami, M. Jami, M. A. Ananthan, A. Rahimi, W. S. Khur // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2021. – Vol. 205. – № 108896. – P. 1–10.
13. Демин В. А. Движение концентрационного фронта и адсорбция примеси при прокачке наножидкости через пористую среду / В. А. Демин, Б. С. Марышев, А. И. Меньшиков // Вычислительная механика сплошных сред. – 2020.– Т. 13. № 1. – С. 83–97.
14. Maryshev B. S. Convective Stability of a Net Mass Flow Through a Horizontal Porous Layer with Immobilization and Clogging / B. S. Maryshev, L. S. Klimenko // Transport in Porous Media. – 2021. – Vol. 137. – P. 667–682.
15. Nield D. A. Convection in porous media / D.A. Nield, A. Bejan. – New York: Springer, 2017. – 778 p.
16. Herzig J. P. Flow of suspensions through porous media – application to deep filtration / J. P. Herzig, D. M. Leclerc, P. L. Goff // Industrial and Engineering Chemistry. – 1970. – Vol. 62. – № 5. – P. 8–35.
17. Fedorov K. M. A theoretical analysis of profile conformance improvement due to suspension injection / K. M. Fedorov, A. Ya. Gilmanov,
A. P. Shevelev, A. V. Kobyashev, D. A. Anuriev // Mathematics. – 2021. – Vol. 9. – № 15. – P. 1727–1741.
18. Zhou K. A study on particle suspension flow and permeability impairment in porous media using LBM–DEM–IMB simulation method / K. Zhou, J. Hou, Q. Sun,
L. Gao, S. Bing, Q. Du, C. Yao // Transport in Porous Media. – 2018. – Vol. 124. – P. 681–698. 19. Parvan, A. Insight into particle retention and clogging in porous media; a pore scale study using lattice Boltzmann method / A. Parvan, S. Jafari, M. Rahnama,
A. Raoof // Advances in Water Resources. – 2020. – Vol. 138. – № 1.
20. Леонтьев Н. Е. О структуре фронта пористости при движении суспензии в пористой среде / Н. Е. Леонтьев // Вестник Московского университета. Серия 1. Математика, механика. – 2006. – № 5. – С. 73–76.
21. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде / М. Маскет. – М.-Ижевск: ИКИ, 2004. – 628 с.
22. Уиллхайт Г. П. Заводнение пластов / Г. П. Уиллхайт. – М.–Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2009. – 792 с.
23. Баренблатт Г. И. Движение жидкостей и газов в природных пластах/ Г. И. Баренблатт, В. М. Ентов, В. М. Рыжик. – М.: Недра, 1984. – 211 с.
24. Конюхов В. М. Особенности добычи нефти из нефтяных пластов