Исследование температурных полей в нефтеносных пластах при пороховом воздействии

• Автор: Салихов, Рустям Фанилевич
• Шифр специальности: 01.04.14
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2010
• Место защиты: Стерлитамак
• Количество страниц: 120 с. : ил.

Содержание
ВВЕДЕНИЕ
СПИСОК ОБОЗНАЧЕНИЙ
ГЛАВА 1. ФИЗИКО-МАТЕМАТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПОРОХОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЕГАЗОВЫЕ ПЛАСТЫ
1.1. Обзор литературы, посвященной особенностям температурных полей при фильтрации жидкостей
1.1.1. Некоторые сведения о фазовых переходах при фильтрации нефти.
1.1.2. Особенности гидро- и термодинамики парафинистых нефтей
1.2. Обзор тепловых методов повышения нефтеотдачи пластов
1.3. Основные уравнения, описывающие физические поля при пороховом воздействии
1.3.1. Уравнения гидродинамических полей в скваэюине
1.3.2. Уравнения волновых процессов в пласте
1.4. Основные уравнения
1.4.1. Эффективные источники тепла фазовых переходов при фильтрации парафинистой нефти
1.4.2. Закон Дарси для фильтрации парафинистой нефти
1.4.3. Уравнение теплового баланса
1.4.3. Уточнение вида температурной функции плавления
1.4.4. Зависимости вязкости от температуры
1.5. Выводы
ГЛАВА 2. ПОЛЯ ДАВЛЕНИЙ В СКВАЖИНЕ И ПЛАСТЕ ПРИ ПОРОХОВОМ ВОЗДЕЙСТВИИ
2.1. Волновые поля давления в скважине при пороховом воздействии
2.2 Поля давлений в пласте при пороховом воздействии
2.2.1. Волновые поля в пласте с абсолютно жестким контуром питания
2.2.2. Волновые поля давления в пласте при пороховом воздействии

2.3. Оценка коэффициента затухания, обусловленного трением в жидкости, и собственных частот
2.4. Выводы
ГЛАВА 3. ТЕМПЕРАТУРНЫЕ ПОЛЯ В ПЛАСТЕ ПРИ ВОЗДЕЙСТВИИ ПОРОХОВЫМИ ЗАРЯДАМИ
3.1. Асимптотическое разложение задачи
3.2. Нулевое приближение как решение осредненной задачи
3.3. Предельный случай нулевого приближения
3.4. Постановка задачи для первого коэффициента разложения
3.5. Задача для остаточного члена
3.6. Температурное поле при колебательном движении парафинистых нефтей в пласте
3.6.1. Влияние температурной зависимости вязкости
3.6.2. Учет вклада тепловыделения при горении
3.7. Решение задачи в нулевом и первом приближениях
3.8. Выводы
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
ПРИЛОЖЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ
Актуальность проблемы. Практически на всех эксплуатируемых месторождениях России в течение последних лет наблюдается тенденция реанимации малодебитных и неработающих скважин. При этом бездействующий фонд скважин на ряде месторождений достигает 40%, а в среднем по стране - 16% эксплуатационного фонда [32]. Основными причинами вывода скважин из эксплуатации являются: нерентабельность скважин, связанная с уменьшением углеводородного сырья и низкого пластового давления; кольматация присква-жинной зоны пласта (ПЗП) асфальтосмолистыми и парафинистыми отложениями; трудноизвлекаемость битумных нефтей,, приводящая к экономической нецелесообразности их извлечения; низкая проницаемость в пластах с ухудшенными коллекторскими свойствами.
Одним из методов'воздействия на нефтеносный-пласт с целью увеличения дебита является термический метод, основанный.на уменьшении вязкости нефти при повышении температуры и очистке призабойной зоны от выпавших тяжелых углеводородов и асфальтосмолистых веществ. Изучению-механизма процессов, уменьшающих проницаемость ПЗП, посвящено значительное количество теоретических и экспериментальных исследований: Чекалюк Э.Б., Оганов К.А. [95], Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. [9], Сургучев М.Л. [74] и др. [4], [8], [13], [33], [45,46,47], [54], [71]. Согласно результатам этих исследований, основными способами термического воздействия на ПЗП являются прогрев различными нагревателями (электрический, индукционный, огневой и теплом, выделяющимся в ходе искусственно вызванных химических реакций) [17], [46, 47]; нагнетание различных теплоносителей (горячей воды, пара и газа) [9], [57]; создание внут-рипластового горения; технология акустического воздействия [13], [15], [28], [8]. Одним из, перспективных направлений в технологии импульсного воздействия является воздействие на пласт с помощью энергии пороховых газов термогазогенераторов [58].

гую. Такой характер фильтрационных течений возникает, в частности, при движении парафинистой нефти.
При этом вся фактическая многокомпонентная смесь условно подразделяется на жидкую и твердую фазы. Жидкая фаза, в свою очередь, состоит из двух компонент: несущей компоненты, переход которой в твердую фазу не происходит, и расплавленного в ней парафина. Твердая фаза представляет собой кристаллы парафина, претерпевшего фазовое превращение.
Для двух фаз смеси, заполняющих пространство пустот, введем следующие индексы: 1 - для жидкой фазы парафина, 2 - для твердой фазы парафина. Параметры, характеризующие нефть как несущую компоненту, будем принимать без индекса.
Парафиносодержание для твердой фазы парафина равно отношению объема твердой фазы парафина к объему пор
*=кФп !v > (2)
объемное содержание жидкой фазы парафина и нефти обозначим sl; насыщенность нефти растворенной жидкой фазой парафина и нефти равна (1 — s); объемная доля, занятая твердыми отложениями парафина и скелетом пористой среды равна (1-т).
Твердая фаза парафина может быть подвижной qn и увлекаться несущей компонентой нефти, и неподвижной qH, оседающей на стенках пор, т. е. объемная плотность источников парафина равна q = qn+qH и парафиносодержание равно 5 = sa + sH, 1 = sn + sH + 5нсфта.
Рассмотрим случай, когда движение смеси происходит в однородной изотропной пористой среде с постоянной пористостью т = const.
Для несжимаемой несущей компоненты нефти, плотность которой будем считать постоянной р = const, в отсутствие источников, уравнение неразрывности будет иметь вид