WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

На правах рукописи

Пашкевич Роман Игнатьевич

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ РАЦИОНАЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ ТЕПЛОПЕРЕНОСА И ФИЛЬТРАЦИИ ДВУХФАЗНОГО ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ ПРИ ОСВОЕНИИ ГЕОТЕРМАЛЬНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КАМЧАТКИ

Специальность 25.00.20 – Геомеханика, разрушение горных пород, рудничная аэрогазодинамика и горная теплофизика

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Хабаровск – 2009

Работа выполнена в Научно-исследовательском геотехнологическом центре Дальневосточного отделения Российской академии наук (НИГТЦ ДВО РАН)

Научный консультант:

доктор геолого-минералогических наук Трухин Юрий Петрович (НИГТЦ ДВО РАН, Петропавловск-Камчатский)

Официальные оппоненты:

доктор физико-математических наук, профессор Попов Юрий Анатольевич (МГГРУ, Москва) доктор технических наук Галушкин Юрий Иванович (МГУ, Москва) доктор технических наук Курилко Александр Сардокович (ИГДС ДВО РАН, Якутск)

Ведущая организация: Институт физики Земли РАН, Москва

Защита состоится "___" __________ 2009 г. в ___ ч. ___ мин. на заседании диссертационного совета ДМ005.009.01 при Институте горного дела ДВО РАН по адресу: 680000, г. Хабаровск, ул. Тургенева, 51. тел./факс: (4212) 32-79-27.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Института горного дела ДВО РАН.

Автореферат разослан "___" __________ 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, к.т.н., доцент Корнеева С.И.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. В последние десять лет в мире продолжает повышаться научный и практический интерес к освоению геотермальных ресурсов.

Это связано с глобальным истощением невозобновляемых источников энергии и экологическими проблемами их использования.

Повышение степени использования возобновляемых источников может дать мощный импульс развитию Камчатского края и создаст предпосылки перевода его энергетики на бестопливный вариант. По информации ОАО «РусГидро», наиболее перспективным направлением развития производства электрической энергии в регионе является геотермальная энергетика.

Эффективное освоение геотермальных ресурсов предопределяет установление рациональных параметров теплопереноса в массивах горных пород, что связано с разработкой численных термогидродинамических моделей геотермальных месторождений на этапах разведки и эксплуатации. Несмотря на то, что моделирование стало обычной производственной практикой, в мировой и отечественной литературе отсутствуют методические рекомендации по разработке таких моделей. При разработке месторождений теплоэнергетических вод в режиме самоизлива возникает проблема управления двухфазным (вода-пар) или двухкомпонентным (вода-газ) потоком с целью повышения объемов добычи, особенно при автоматизированном промысле.

Многолетние теоретические и натурные исследования термогидродинамического и гидрогеохимического режима Мутновской магматогенной геотермальной системы выполнены Е.А. Вакиным, И.Т. Кирсановым, Б.Г. Поляком, Ю.П. Трухиным, Р.А. Шуваловым, Ю.А. Тараном, В.П. Пилипенко, труды которых внесли значительный вклад в решение проблемы формирования магматогенных геотермальных систем. Численные модели теплопереноса в океанической и континентальной литосфере разработаны Ю.И. Галушкиным. Численные термогидродинамические модели гидротермальных месторождений Камчатки и Курильских островов разработаны А.В. Кирюхиным.

Методика расчета параметров пароводяных потоков в стволе эксплуатационных геотермальных скважин развивалась в работах В.А. Дрознина, В.Д. Белодеда и А.Н. Шулюпина. Методы измерения теплофизических свойств горных пород при высоких температурах и давлениях разработаны Ю.А. Поповым. Вопросы технологии скважинных систем извлечения геотермальной энергии при докритических термодинамических условиях рассмотрены И.Т. Аладьевым, Н.Н. Ароновой, В.Л. Артемьевой, Э.И. Богуславским, В.А. Васильевым, Л.Ф.

Вознюком, С.Г. Гендлером, Ю.Д. Дядькиным, А.Г. Егоровым, Г.Н. Забарным, Г.Н. Кононенко, О.А. Кремневым, Э.И. Мерзляковым, Ю.П. Морозовым, И.А.

Павловым, Ю.М. Парийским, Т.Ю. Пискачевой, А.М. Пудовкиным, В.А. Романовым, И.А. Рыженко, А.Н. Саламатиным, Н.Н. Смирновой, В.Н. Трусовым, А.С. Цырульниковым, А.Н. Щербанем и А.В. Шурчковым.

В настоящее время для выработки энергии используется теплоноситель в виде пара, воды или их смеси, находящийся в естественных условиях продуктивных коллекторов геотермальных месторождений. Невысокий эксергетический потенциал такого теплоносителя обуславливает низкую эффективность преобразования его тепловой энергии в электрическую. Повышение эффективности связано с использованием геотермального теплоносителя с надкритическими параметрами (>3740С, >22 МПа), имеющегося в недрах современных геотермальных систем, формирующихся за счет тепловой энергии промежуточных магматических очагов. Ниже такие системы, связанные с массами магматических расплавов, внедренных на различных глубинах в земную кору, называются магмагеотермальными.

Тепловые ресурсы магмагеотермальных систем Камчатки и Курильских островов превосходят 7000 МВт. Термодинамическое моделирование этих систем дает возможность изучать особенности теплопереноса в породном массиве при высоких термодинамических параметрах и правильно выбирать объект для потенциальной разработки.

Освоение магмагеотермальных систем с целью получения геотермальной энергии возможно по циркуляционной технологии, разработанной для случаев докритических термодинамических параметров теплоносителя. Проблема установления рациональных технологических параметров геотермальных циркуляционных систем в надкритических условиях в настоящее время не решена.

Цель работы заключается в научном и техническом обосновании, апробации и практической реализации рациональных параметров теплопереноса и фильтрации теплоносителя при освоении геотермальных месторождений Камчатки.

Идея работы состоит в том, что повышение эффективности использования геотермальной энергии может быть обеспечено на основе установления и практической реализации рациональных параметров теплопереноса и фильтрации в породных массивах и добычных скважинах геотермальных месторождений Камчатки с использованием установленных закономерностей как в условиях естественного залегания, так и в эксплуатационных условиях.

Задачи исследований:

– обобщение и анализ современного состояния проблемы моделирования и управления термогидродинамическими процессами в эксплуатационных скважинах и породах геотермальных месторождений и магмагеотермальных систем;

– формулирование и доказательство теорем осреднения уравнений движения по межфазной поверхности в системе "двухфазный (жидкость-пар) геотермальный теплоноситель–порода";

– разработка метода учета капиллярных эффектов в модели теплопереноса при фильтрации двухфазного потока в продуктивных зонах геотермальных месторождений как в условиях естественного залегания, так и в эксплуатационных условиях;

– установление характера изменения и скорости волны разрежения в пористой среде в процессе ее быстрой декомпрессии;

– установление структуры профилей давления, скорости и плотности газа и их динамики в процессе быстрой декомпрессии пористой среды;

– разработка методов и средств управления термогидродинамическими процессами в стволе эксплуатационных скважин месторождений термальных вод, а также способа автоматизации геотермальных промыслов;

– разработка численных моделей Мутновского месторождения парогидротерм, а также Мутновской, Авачинской и Кудрявой магмагеотермальных систем;

– разработка метода оценки глубины очага магмагеотермальной системы по геотермическим данным;

– установление методом численного моделирования рациональных параметров теплопереноса и режима эксплуатации геотермальных циркуляционных систем в надкритических термодинамических условиях.

Объект исследований: процессы теплопереноса и фильтрации в горных породах геотермальных месторождений Камчатки.

Предмет исследований: механизм и параметры термогидродинамических процессов, протекающих в горных породах и эксплуатационных скважинах осваиваемых геотермальных месторождений Камчатки.

Методы исследований. При выполнении диссертационной работы использовался комплекс методов исследования:

– обобщение и анализ ранее выполненных исследований и практики эксплуатации геотермальных промыслов;

– теоретические исследования двухфазной фильтрации и теплопереноса, а также фильтрации газа в пористой среде при быстрой декомпрессии;

– экспериментальные исследования в лабораторных условиях процессов фильтрации газа при быстрой декомпрессии;

– экспериментальные исследования в производственных условиях термогидрогазодинамических процессов в стволе добычных геотермальных скважин;

– математическое и экономико-математическое моделирование процессов теплопереноса в породных массивах;

– методы вычислительной математики при разработке численной модели фильтрации газа при быстрой декомпрессии пористой среды;

– численные эксперименты на основе математического моделирования теплопереноса при фильтрации двухфазного теплоносителя в породах геотермальных месторождений и магмагеотермальных систем;

– опытно-промышленные и эксплуатационные испытания способов управления потоком двухкомпонентного теплоносителя в стволах добычных геотермальных скважин.

Основные научные положения, защищаемые автором.

1. Теоретические основы моделирования теплопереноса при фильтрации двухфазного теплоносителя в виде пароводяной смеси в продуктивных зонах геотермальных месторождений должны базироваться на методе объемного осреднения, дополненном сформулированными в работе новыми теоремами осреднения уравнений движения по межфазной поверхности, позволяющими учесть происходящие на ней процессы в микромасштабе.

2. Адекватная реальным условиям математическая модель теплопереноса при фильтрации пароводяной смеси в геотермальных коллекторах достигается на основе включения в явном виде в уравнение сохранения импульса градиентов водонасыщенности и коэффициента поверхностного натяжения, при этом гидростатические следствия модели удовлетворительно согласуются с имеющимися данными лабораторных экспериментов.

3. Разработанная математическая модель фильтрации и теплопереноса при быстрой декомпрессии газонасыщенной пористой среды, включающая инерционные члены в уравнениях сохранения импульса и энергии, обеспечивает получение характеристик снижения давления и величину скорости волны разрежения по газу, удовлетворительно согласующихся с выполненными в работе экспериментами в лабораторных условиях на установке типа "ударная труба" с использованием современных средств измерения быстропеременного давления и численного моделирования.

4. Разработка эффективных методов и средств управления потоком двухкомпонентного теплоносителя в стволе эксплуатационной геотермальной скважины достигается на основе учета динамики газосодержания в потоке теплоносителя, соотношений расходов воды и газа, а также геометрических соотношений высот в схеме устьевой обвязки, установленных в результате экспериментальных исследований в производственных условиях, при этом автоматизированная работа скважин в комбинированном режиме – самоизлива, крановом и с понижением уровня в затрубном пространстве – позволяет обеспечить рациональную эксплуатацию месторождения.

5. Обоснование рациональных параметров теплопереноса при фильтрации в геотермальных коллекторах достигается на основе и в комплексе: анализа распределения температур в породах месторождения в начальный период разработки; численного моделирования, устанавливающего механизм гидрогазотермодинамических процессов в до- и надкритических условиях продуктивных зон; сопоставления результатов численных экспериментов с данными мониторинга эксплуатации месторождения, а также анализа величины отбора тепла в выбранной системе разработки.

Научная новизна работы заключается в том, что:

– сформулированы новые теоремы метода объемного осреднения для межфазной поверхности "двухфазный теплоноситель–порода", позволяющие учесть в явном виде действие капиллярных сил;

– разработана система уравнений движения двухфазного теплоносителя, впервые учитывающая капиллярность посредством включения в модель градиентов водонасыщенности;

– впервые экспериментально установлены динамические характеристики и параметры процесса фильтрации газа в пористой среде при ее быстрой декомпрессии, в том числе, темп падения давления и скорость волны разрежения;

– обоснованы рациональные способы управления слабогазирующими эксплуатационными скважинами геотермальных месторождений;

– разработана технологическая схема автоматизации промысла на геотермальных месторождениях с двухкомпонентным (газ-жидкость) теплоносителем, обеспечивающая повышение добычи до уровня защищенных запасов с одновременным соблюдением требования отбора термальной воды по текущей потребности;

– разработан ряд новых численных термогидродинамических моделей Мутновского месторождения парогидротерм, Мутновской, Авачинской и Кудрявой магмагеотермальных систем, отличающихся от разработанных ранее учетом в явном виде и анализом фазовых переходов теплоносителя в полном природном диапазоне от надкритического флюида до перегретой жидкости;

– установлены ключевые параметры, вид и тип начальных и граничных условий численных моделей месторождений парогидротерм и магмагеотермальных систем, отвечающих адекватному природным условиям воспроизведению доминирующих процессов теплопереноса в породах;

– разработан метод оценки глубины залегания очага Мутновской магмагеотермальной системы на основе данных параметрических численных экспериментов по исследованию теплопереноса в ее горных породах и измеренных значений температур фумарольных газов;

– установлены рациональные геометрические и технологические параметры геотермальной циркуляционной системы скважин, состоящей из одной нагнетательной и двух добычных, для получения геотермальной энергии из проницаемой области горных пород при начальных надкритических термодинамических условиях.

Достоверность и обоснованность научных положений и выводов обеспечивается:

– удовлетворительной сходимостью со средним расхождением 9% результатов численного моделирования процесса быстрой декомпрессии газонасыщенной пористой среды с полученными в представляемой работе данными лабораторных экспериментов;

– представительным объемом исходной информации по 63-м скважинам Мутновского месторождения парогидротерм (термометрия и точечные замеры высокотемпературным глубинным термометром);

– достаточной точностью калибровки модели естественного состояния Мутновского месторождения парогидротерм: среднее отклонение от фактического распределения температур 11% при максимальном 17%;

– сходимостью результатов модели эксплуатации Мутновского месторождения парогидротерм с фактическими данными мониторинга: среднее отклонение 11% по температурам добычных и наблюдательных скважин и 16% по энтальпиям на забое добычных скважин;

– удовлетворительной сходимостью со средним расхождением 7,5% результатов моделирования теплопереноса в Мутновской магмагеотермальной системе с фактическими данными замеров и оценок температуры и дебита фумарольных газов;

– продолжительной проверкой, в течение шести лет, разработанных способов управления работой эксплуатационных скважин и технологической схемы автоматизации промысла в производственных условиях на Малкинском месторождении термоминеральных вод.

Практическое значение работы состоит в том, что использование полученных результатов исследований обеспечило возможность:

– выполнить оценку естественных ресурсов Мутновского месторождения парогидротерм;

– увеличить объем добычи термоминеральных вод Малкинского геотермального месторождения, снизив при этом эксплуатационные затраты и выполнив требование рационального отбора теплоносителя в соответствии с текущей потребностью;

– установить рациональные параметры перспективных геотермальных циркуляционных систем, функционирующих в начальных надкритических термодинамических условиях и создаваемых с целью использования тепловых ресурсов очагов магмагеотермальных систем, которые целесообразно применять при проектировании;

– определить экспериментальные динамические характеристики фильтрации газа при быстрой декомпрессии пористой среды, разработать и проверить адекватность теоретической численной модели процесса, которая может быть использована в научных исследованиях, при проектировании систем возбуждения пароводяных скважин геотермальных месторождений, а также использована в учебном процессе при преподавании дисциплин механики жидкости и газа;

– выявить закономерности процесса теплопереноса в породах магмагеотермальных систем и разработать метод оценки глубины залегания их очагов, которые в совокупности можно использовать в научных исследованиях и при решении народохозяйственной проблемы освоения тепловых ресурсов промежуточных магматических очагов.

Реализация результатов работы.

Методические разработки в области численного моделирования процесса теплопереноса использованы ООО "Аква" в практике проектирования разработки месторождений термальных вод, а также при оценке запасов Мутновского месторождения парогидротерм, имеется акт внедрения.

Способы управления эксплуатационными геотермальными скважинами и способ автоматизации геотермального промысла внедрены в производственную деятельность ООО "Аквариус", имеется акт внедрения.

Результаты численного моделирования магмагеотермальных систем и режима эксплуатации геотермальных циркуляционных систем в надкритических условиях использованы в исследованиях теплопереноса в породах геотермальных месторождений Камчатки и Курильских островов.

Результаты экспериментальных и численных исследований процесса быстрой декомпрессии газонасыщенной пористой среды использованы в учебном процессе в КамчатГТУ (1997-2003) и в филиале ДВГТУ (ДВПИ им. В.В. Куйбышева) в г. Петропавловске-Камчатском (2001-2007) при преподавании дисциплин "Гидрогазодинамика", "Гидравлика", "Основы технологии и проектирования ТЭК".

Личный вклад автора состоит:

– в постановке цели, формулировании задач и разработке методики исследований;

– в систематизации и обработке исходных данных;

– в формулировании и доказательстве теорем осреднения по межфазной поверхности;

– в разработке и численной реализации математических моделей фильтрации и теплопереноса;

– в анализе результатов лабораторных и численных экспериментов и установлении динамических характеристик исследованных процессов фильтрации и теплопереноса;

– в разработке методических рекомендаций и способов управления геотермальными добычными скважинами;

– в проектировании реконструкции геотермального промысла, а также реализации рекомендаций в эксплуатационных условиях.

Представляемая работа основана на результатах исследований, выполненных в 1994-2008 гг. при непосредственном участии и под руководством автора, в том числе, в 2004-2008 гг. – в рамках плановых тем НИР в НИГТЦ ДВО РАН:

"Исследование высокотемпературных (T>4000С) магматогенных геотермальных систем (современных формирующихся локальных рудно-магматических центров) и гидротермальных месторождений Камчатки и Курильских островов как нетрадиционных возобновляемых источников минеральных и энергетических ресурсов" (2002-2005 гг.) и "Энергосберегающие процессы и геотехнологии извлечения ценных компонентов из гидротермальных растворов геотермальных систем" (2006-2008 гг., № ГР 01.2.006 08893).

Апробация работы. Результаты исследований на различных этапах докладывались на следующих конференциях, семинарах и советах:

– Международной конференции "Тепловое поле Земли и методы его изучения" (Москва, 2008);

– расширенном семинаре лабораторий прикладной геофизики и вулканологии и сейсмотектоники Института физики Земли РАН (Москва, 2009);

– семинаре кафедры нефтегазовой и подземной гидромеханики Российского государственного университета нефти и газа имени М.И. Губкина (Москва, 2009);

– Международной научно-практической конференции "Эффективные энергетические системы и новые технологии" (Казань, 2001);

– Международном полевом Курило-Камчатском семинаре "Геотермальные и минеральные ресурсы областей современного вулканизма" (ПетропавловскКамчатский, 2005);

– Международном семинаре "Проект научного бурения на Мутновском вулкане. Исследование связи магматической и гидротермальной систем" (Петропавловск-Камчатский, 2006);

– региональной научно-практической конференции "Минерально-сырьевые ресурсы как фактор развития промышленной и социальной инфраструктуры Камчатского края" (Петропавловск-Камчатский, 2007);

– научно-технических советах ОАО "Геотерм" (Петропавловск-Камчатский, 2006-2007);

– Ученых советах НИГТЦ ДВО РАН (2006-2008);

– семинарах лаборатории геохимии и геотехнологии и лаборатории физикохимической гидродинамики НИГТЦ ДВО РАН (2004-2008);

– семинарах кафедры естественнонаучных и технических дисциплин филиала ДВГТУ (ДВПИ им. В.В. Куйбышева) в г. Петропавловске-Камчатском (20012007);

– конференциях профессорско-преподавательского состава КамчатГТУ (1994-2003).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 40 печатных работ, в том числе 17 – в журналах и изданиях "Перечня ведущих рецензируемых научных журналов и изданий" Высшей аттестационной комиссии Минобрнауки России, из них 15 – в рекомендованных экспертным советом ВАК по наукам о Земле.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, семи глав, заключения, списка литературы из 231 наименования, иллюстрирована 138 рисунками, содержит 29 таблиц, общий объем – 303 страницы.

Автор выражает глубокую благодарность научному консультанту Ю.П.

Трухину и Г.В. Секисову за научно-методическое консультирование; благодарит сотрудников НИГТЦ ДВО РАН: А.С. Латкина, В.А. Степанова и Р.А. Шувалова за ценные советы и поддержку в работе; Т.П. Белову и В.В. Потапова – за организационную помощь. За сотрудничество при проведении проектных и опытных работ автор благодарен сотрудникам производственных организаций:

А.А. Демченко, С.М. Каратаеву, М.А. Петрову (ООО "Аквариус"), С.Ю. Киселеву, К.И. Мальцевой (ООО "Аква"), И.И. Черневу (ОАО "Геотерм"). За сотрудничество в проведении лабораторных и численных экспериментов автор благодарит В.К. Панова, В.В. Таскина и А.В. Шадрина. Материалы диссертации обсуждались с М.А. Алидибировым, О.Л. Басмановым, Э.И. Богуславским, В.Я. Вороновицким, С.Г. Гендлером, В.Г. Греем, Н.С. Жатнуевым, Г.Н. Забарным, В.В. Кадетом, А.В. Кирюхиным, М.Н. Кравченко, Л.К. Москалевым, А.А.

Никитиным, Б.Е. Паршиным, Б.Г. Поляком, О.Б. Селянгиным, М.Д. Сидоровым, А.Л. Собисевичем, В.М. Сугробовым, И.С. Уткиным, С.А. Федотовым, С.М. Хассанизаде, И.И. Черневым, Р.А. Шуваловым, Ю.В. Шуваловым и А.Н.

Шулюпиным, которых автор благодарит за ценные советы и критические замечания. Автор благодарен за консультации по программным комплексам: HYDROTHERM – сотрудникам национального центра Геологической службы США K. Kиппу, П.A. Сиху, С.E. Ингебритсену, Д.O. Хайбе, а также О. Абрамову из университета штата Аризона; TOUGH2 и WinGridder – сотрудникам национальной лаборатории им. Лоуренса в Беркли (США) K. Пруссу и Л. Пану.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В главе 1 представлен анализ современного состояния проблемы моделирования и управления гидрогазотермодинамическими процессами в породах и скважинах геотермальных месторождений и магмагеотермальных систем, а также постановка задач исследования.

В главе 2 выполнена разработка новых теорем осреднения по межфазной поверхности и новой системы уравнений движения двухфазной смеси в продуктивном коллекторе геотермальных месторождений, получена новая форма уравнения гидростатики для двухфазного (пар-жидкость) геотермального резервуара и выполнена демонстрация их соответствия данным лабораторных измерений.

В главе 3 представлены результаты лабораторных и численных экспериментов по исследованию процесса фильтрации и теплопереноса при быстрой декомпрессии газонасыщенной пористой среды, получены данные о характере снижения давления газа и скорости волны разрежения.

В главе 4 обоснованы новые методы и средства управления процессами гидрогазодинамики и теплопереноса в стволе добычных геотермальных скважин, а также способа автоматизации геотермального промысла на примере Малкинского месторождения термоминеральных вод.

В главе 5 представлены результаты численного термогидродинамического моделирования Мутновского месторождения парогидротерм, разработаны методические рекомендации по выполнению численного моделирования геотермальных месторождений трещинно-жильного типа.

В главе 6 представлены результаты численного моделирования магмагеотермальных систем Камчатки и Курильских островов (вулканы Мутновский, Авачинский, Кудрявый), разработаны методические рекомендации по моделированию магмагеотермальных систем, предложен метод оценки глубины залегания очага Мутновской системы по геотермическим данным.

В главе 7 выполнено численное моделирование термогидродинамического режима коллектора циркуляционной системы в начальных надкритических условиях, установлены рациональные технологические параметры циркуляционной системы с целью выработки тепловой и электрической энергии, установлена зависимость отбора тепловой энергии из продуктивной зоны от геометрических параметров циркуляционной системы, обоснованы параметры пилотных геотермальных электростанций на основе использования их тепловых ресурсов.

Основные результаты исследований отражены в следующих защищаемых положениях.

Научное положение 1. Теоретические основы моделирования теплопереноса при фильтрации двухфазного теплоносителя в виде пароводяной смеси в продуктивных зонах геотермальных месторождений должны базироваться на методе объемного осреднения, дополненном сформулированными в работе новыми теоремами осреднения уравнений движения по межфазной поверхности, позволяющими учесть происходящие на ней процессы в микромасштабе.

Используя подход Слеттери, на основе теоремы переноса Рейнольдса для движущейся материальной поверхности, для произвольных вектора а и скаляра (например, скорости и температуры), определенных на межфазной поверхности "теплоноситель – горная порода", сформулированы теоремы, выражающие градиент осредненного по межфазной поверхности потока вектора и градиент осредненного скаляра через изменения величин на микроуровне, в масштабе пор или трещин:

= + - , (1) = + - , (2) где средняя величина по межфазной поверхности определена в виде:

=, (3) – контур, ограничивающий поверхность Аe; =l – жидкость; =v – пар; – твердая фаза (скелет породы); R – радиус объема осреднения V, рис. 1.

Доказаны теоремы, связывающие средние по межфазной поверхности производные по времени от величин на микроуровне, с производными по времени от средних по межфазной поверхности:

1 = + ( ) + -, (4) 1 - = 2 + -, (5) где и – скорость и средняя кривизна межфазной поверхности, n – единичный вектор, в зависимости от направления вектора скорости межфазной границы, сонаправленный или противоположный вектору N.

Аналогичные теоремы для пространственных и временных производных доказаны для случая переменного объема осреднения, когда наблюдаются существенные изменения свойств среды в макромасштабе.

Рис. 1. Объем осреднения V с центром O на произвольной кривой S в многофазной системе. О – центр макросистемы координат, r0 – радиус-вектор центра объема осреднения, r – радиус-вектор произвольной точки в макросистеме, р – радиус-вектор в системе, связанной с центром объема осреднения, A – поверхность объема осреднения, Aе – поверхность входа и выхода фазы в V, nе и n – нормали к поверхностям Ае и A, е и – единичные касательные векторы к контурам, ограничивающим поверхности Aе и A и ориентированные с nе и n по правилу правого винта, е и – единичные векторы, нормальные к контурам, ограничивающим поверхности Aе и A и касательные к ним, N – нормаль к A.

Из теорем (1) и (2) для случая двухфазного (жидкость-пар) потока следует:

2 = , (6) где =2/R, – средняя кривизна межфазовой поверхности жидкость-пар, – единичный вектор нормали к поверхности жидкость-пар, – пористость, sl – объемная насыщенность жидкостью.

Формула (6) является дополнением к теории объемного осреднения для двухфазного потока и позволяет выразить капиллярные силы в уравнениях сохранения импульса через макроскопический параметр – градиент насыщенности жидкостью sl.

Научное положение 2. Адекватная реальным условиям математическая модель теплопереноса при фильтрации пароводяной смеси в геотермальных коллекторах достигается на основе включения в явном виде в уравнение сохранения импульса градиентов водонасыщенности и коэффициента поверхностного натяжения, при этом гидростатические следствия модели удовлетворительно согласуются с имеющимися данными лабораторных экспериментов.

Сформулированные теоремы осреднения по межфазной поверхности использованы для вывода уравнений движения пароводяной смеси в продуктивном коллекторе геотермального месторождения с учетом капиллярных сил на поверхности жидкость-пар в масштабе поры или трещины.

Общее уравнение сохранения импульса жидкой фазы для квазиравновесного потока в случае, когда коэффициент поверхностного натяжения можно считать постоянным на поверхности границы раздела жидкость-пар внутри объема осреднения, но изменяющимся в макромасштабе, имеет вид:

) - - ( - - - + + = 0, (7) где =, К – тензор абсолютной проницаемости,, – скорости жидкости и пара, – давление жидкой фазы, – микроскопическое давление пара, – межфазная поверхность жидкость-пар, – относительная проницаемость, – параметр сопротивления на межфазной границе, – коэффициент поверхностного натяжения.

В медленном потоке силой трения на границе жидкость-пар можно пренебречь и уравнение (7) упрощается:

= - [ + - - ]. (8) В квазиравновесном случае уравнение для смеси имеет вид:

( ) - - - - + + + = 0. (9) Гидростатическое уравнение для пароводяной смеси:

( ) [( ) ] 1 - + = 1 - + + . (10) При использовании стандартного определения капиллярного давления в виде = - уравнение гидростатики в случае постоянной пористости и постоянного давления газообразной фазы имеет вид:

) ] = -[( - + - . (11) Для умеренной плотности газа:

[ ] = + + ( - ). (12) Для модели пористой среды в виде гексагональной укладки сфер диаметром D из уравнения (12) следует:

в случае постоянного радиуса кривизны поверхности жидкость-газ = - - g 0,155. (13) в случае, когда радиус кривизны линейно растет с высотой над уровнем нулевого капиллярного давления , ( ) = 1 - / 1 -. (14) Расчеты по формулам (13) и (14) удовлетворительно согласуются с пере считанными в осях - экспериментальными данными, рис. 2.

Рис. 2. Зависимость относительного капиллярного давления от насыщенности.

1, 2 – формула (13) соответственно при D/3 и D/2; 3 – формула (14); 4 – экспериментальные данные [Ferrand et al., 1990].

Научное положение 3. Разработанная математическая модель фильтрации и теплопереноса при быстрой декомпрессии газонасыщенной пористой среды, включающая инерционные члены в уравнениях сохранения импульса и энергии, обеспечивает получение характеристик снижения давления и величину скорости волны разрежения по газу, удовлетворительно согласующихся с выполненными в работе экспериментами в лабораторных условиях на установке типа "ударная труба" с использованием современных средств измерения быстропеременного давления и численного моделирования.

Лабораторные эксперименты по изучению процесса фильтрации пористой среды при ее быстрой декомпрессии проводились автором, совместно с В.К.

Пановым, на вертикальной установке типа "ударная труба" квадратного сечения 40x40 мм, длиной 2060 мм. Камера высокого давления (КВД) заполнялась пористой средой и отделялась от камеры низкого давления (КНД) целлофановой диафрагмой, разрушаемой устройством прожига. Выбранные длины КВД (1025 мм) и КНД (1035 мм) обеспечивали необходимую длительность невозмущенного процесса истечения газа до отражения волн разрежения и давления от торцов трубы. В качестве модельной пористой среды использовался перлито-пластобетон (коммерческое наименование "пластиприн") – материал на основе фенолформальдегидной смолы с добавлением вспененного перлита. Измеренная активная пористость материала составляла 0,8–0,95; средняя измеренная при градиентах давления до 32,5 кПа/м проницаемость – 6,67·10-11 м2. Измерение давления производилось пьезодатчиками диаметром 3 мм на основе ЦТС19, установленными заподлицо в боковой стенке КВД, а также в ее глухом торце. Сигналы датчиков регистрировались цифровыми запоминающими осциллографами С9-8. Начало отсчета времени связывалось с моментом разрыва диафрагмы, определяемом по сигналу датчика, установленного в КВД на расстоянии 23 мм от диафрагмы. Для корректировки искажения сигналов датчика вследствие стекания электрического заряда в ходе длительного, до 10 мс, процесса фильтрации использовалась составленная автором программа численного интегрирования второго закона Кирхгофа для цепи "датчик – повторитель сигнала". Постоянная времени измерительной цепи устанавливалась в специальных экспериментах с КВД, заполненной воздухом, путем сравнения сигналов датчиков с результатами численного интегрирования уравнений Эйлера по составленной автором программе на языке ФОРТРАН.

Установлено существование двух типов волн, сопровождающих процесс:

волны упругой деформации, распространяющейся по твердому скелету пористой среды, и волны разрежения, распространяющейся по газу в порах. Скорость деформационной волны составляла 410±18 м/с. При этом темп падения давления в пористой среде в диапазоне избыточного начального давления газа в КВД от 1 до 2 бар составлял 84–21 бар/с. Инструментальная погрешность определения скорости волн не превышала 2%. Разброс, превышающий эту величину, объяснялся неоднородностью материала пористой среды и ее неустранимыми продольными колебаниями в процессе фильтрации.

Для теоретического изучения процесса декомпрессии пористой среды на основе метода объемного осреднения разработана математическая модель фильтрации и теплопереноса в консервативной форме, включающая, по сравнению со стандартной, инерционные члены в уравнении импульса и энергии:

( ) + = 0, (15) ( ) ( ) + + + = 0, (16) + + + + = 0, (17) 2 где – плотность газа, w – действительная скорость фильтрации, p – давление, – динамическая вязкость, e – внутренняя энергия газа, и К – соответственно пористость и проницаемость среды, t – время, x – координата, направленная вдоль потока газа слева направо. Начальные условия имеют вид:

w(x,0)=0, 0

Система уравнений (15) – (17) решалась численно с помощью явного метода Мак-Кормака по составленной автором программе на языке ФОРТРАН.

Рассматривалось три случая расположения начального разрыва давления:

а) на поверхности торца пористой среды, что соответствует условиям экспериментов; б) в газе, что соответствует случаю неполного заполнения КВД пористой средой; в) внутри пористой среды. На рис. 3–5 приведены расчетные профили давления фильтрующегося газа. В результате анализа данных численных экспериментов сделаны следующие выводы.

Распад разрыва на границе пористой среды. Ударной волны не образуется, поток газа запирается высоким фильтрационным сопротивлением пористой среды, на границе давление газа практически равно начальному. На границе "пористая среда – газ" формируется контактный разрыв, движущийся в сторону камеры низкого давления со скоростью, меньшей скорости волны разрежения в пористой среде. Скорость контактного разрыва растет с ростом проницаемости среды. Скорость газа на границе равна критическому значению, в расчетном диапазоне – порядка 60–150 м/с. Критическая скорость газа на границе растет с ростом начального давления в КВД и ростом проницаемости. От границы пористой среды в сторону КНД формируется область непрерывного течения.

Волна разрежения имеет более крутой фронт, чем волна разрежения по чистому воздуху в случае отсутствия пористой среды. Скорость волны разрежения по газу в пористой среде ниже скорости звука, с которой распространяется волна разрежения по чистому газу, растет с ростом коэффициента проницаемости и при расчетном значении 6,67·10-11 м2 составляла 142,5 м/с. Скорость контактного разрыва растет с ростом проницаемости.

Рис. 3. Эпюры безразмерного давления в случае расположения начального разрыва на границе пористой среды.

1 – 0,5; 2 – 1,0; 3 – 1,5; 4 – 2,0; 5 – 2,5;

6 – 3,0 мс с начала распада разрыва.

7 – положение начального разрыва.

х=х/L, p=p/p2.

Рис. 4. Эпюры безразмерного давления при неполном заполнении КВД.

1 – 1; 2 – 2; 3 – 3; 4 – 4; 5 – 5; 6 – 6 мс с начала распада разрыва.

7 – граница "пористая среда– газ".

8 – положение начального разрыва.

Рис. 5. Эпюры безразмерного давления при распаде разрыва внутри пористой среды.

1 – 1; 2 – 2; 3 – 3; 4 – 4; 5 – 5; 6 – 6 мс с начала распада разрыва.

7 – положение начального разрыва.

8 – граница "пористая среда– газ".

Распад разрыва при неполном заполнении КВД пористой средой. Волна разрежения, движущаяся по газу вглубь КВД со скоростью звука, встречая границу пористой среды, частично отражается от нее и далее распространяется в порах с меньшей скоростью. С момента отражения происходит запирание потока воздуха пористой средой, так же как и в случае распада разрыва на границе пористой среды. Далее в пористой среде волна разрежения движется так же, как и при распаде разрыва при полном заполнении средой КВД. Сброс давления на границе пористой среды происходит не мгновенно, как в случае полного заполнения, а в течение конечного времени, в расчетном диапазоне – порядка мс. Ударная волна после достижения волной разрежения границы с пористой средой разрушается, уходя в область КНД. Распадается первоначальный контактный разрыв, связанный с процессом истечения газа из пространства между границей пористой среды и диафрагмой. Вместо него на границе начинает формироваться новый контактный разрыв меньшей амплитуды, связанный с фильтрацией воздуха в пористой среде. Скорость воздуха при достижении волной разрежения границы пористой среды резко падает, в расчетном диапазоне в пять раз, после чего медленно уменьшается до критического значения.

Распад разрыва внутри пористой среды. На границе первоначального разрыва критических давления и скорости не достигается, процесс идет плавно.

Контактный разрыв формируется на границе начального разрыва, двигаясь в область КНД. Задний фронт разрыва пологий, в отличие от случая разрыва в чистом воздухе. Скорость максимальна в момент разрыва диафрагмы, ее эпюра симметрична относительно положения начального разрыва. С течением времени скорость падает, от границы пористой среды в область КНД формируется зона постоянной скорости газа.

Сравнение расчетного и экспериментального темпа падения давления газа.

Теоретический фронт волны разрежения на временах меньше 0,8 мс с начала процесса практически совпадает с экспериментальным, рис. 6. На больших временах темп падения давления становится выше измеренного. С момента времени 3 мс темпы падения давления в численных и лабораторных экспериментах практически равны. Максимальное отклонение значений давления приходится на время около 3 мс и составляет 9%. При малых временах отклонение уменьшается: 0,8 мс – 2,3%, 1,6 мс – 4,4%. При больших временах отклонение также меньше максимального, для 11,2 мс составляет 6,7%. Более резкий фронт волны разрежения и быстрый спад давления, по сравнению с полученными в лабораторных экспериментах, может быть вызван нелинейностью действительного фильтрационного закона сопротивления. Нелинейность в математической модели не учитывалась ввиду отсутствия экспериментальных значений проницаемости на больших расходах газа.

Рис. 6. Изменение безразмерного давления во времени в точке установки датчика. 1, 2 – лабораторные эксперименты №№ 474, 475; 3 – численный эксперимент для условий №№ 474, 475; 4 – лабораторный эксперимент № 486; 5 – численный эксперимент для условий № 486.

Начальное давление в КВД 0,2 МПа.

Сравнение расчетной и экспериментально определенной скорости волны разрежения. Экспериментальная скорость волны разрежения по газу определялась по времени прохода между: 1) датчиками, установленными на расстоянии 200 мм друг от друга в боковой стенке КВД; 2) боковым датчиком и датчиком, установленным в глухом торце КВД. Теоретическая скорость волны определялась по времени прохода между расчетными боковыми "датчиками". В табл.сведены результаты сравнения теоретически и экспериментально определенной скорости.

Таблица 1 – Скорость волны разрежения в пористой среде по данным численных и лабораторных экспериментов № лабораторного эксперимента 480 481 486 487* 488* Измеренная скорость, м/c 126,7 126,1 138,4 179 185,Теоретическая скорость*, м/c 142,Отклонение от теории, % -12,5 -12,1 -3,2 20,4 23, * - значения определены по сигналам боковых датчиков Экспериментальные значения скорости удовлетворительно согласуются с теоретическими. Среднее значение экспериментальной скорости составляет 151,1 м/c, теоретическое – 142,5 м/c. Результаты теоретических расчетов падения давления в точке установки датчика согласуются с экспериментальными значениями со средним расхождением 9%. Расхождения объясняются отклонением коэффициента проницаемости образца, участвовавшего в конкретном эксперименте, от принятого в расчетах значения вследствие неоднородности материала.

Научное положение 4. Разработка эффективных методов и средств управления потоком двухкомпонентного теплоносителя в стволе эксплуатационной геотермальной скважины достигается на основе учета динамики газосодержания в потоке теплоносителя, соотношений расходов воды и газа, а также геометрических соотношений высот в схеме устьевой обвязки, установленных в результате экспериментальных исследований в производственных условиях, при этом автоматизированная работа скважин в комбинированном режиме – самоизлива, крановом и с понижением уровня в затрубном пространстве – позволяет обеспечить рациональную эксплуатацию месторождения.

До 2003 г. на Малкинском геотермальном месторождении суммарный дебит добычных скважин был ниже требуемого по условию бесперебойного теплоснабжения, что было вызвано потерями давления на транспорт от устьев скважин до газосепаратора, а также потерями напора на преодоление высоты перегородки в газосепараторе. В целях увеличения добычи был реализован разработанный автором, совместно с М.А. Петровым, метод управления гидрогазодинамическими процессами в эксплуатационных колоннах добычных скважин.

Вблизи устьев скважин №№12, 13 были установлены насосы, снимающие гидравлические сопротивления трубопроводов и газосепаратора. При работающих насосах скважины эксплуатируются в режиме свободного самоизлива с нулевым избыточным уровнем на устье, что обеспечивает увеличение их дебита.

Разработана и реализована схема обвязки добычной слабогазирующей геотермальной скважины, в которой высота встраивания в эксплуатационную колонну трубопровода от скважины к насосу выбиралась по результатам расчетов и экспериментов в производственных условиях. Было установлено, что для устойчивой работы слабогазирующей добычной скважины в режиме самоизлива высота отводной трубы должна быть выбрана ниже уровня газоотделения в эксплуатационной колонне. В этом случае объем колонны скважины от указанного уровня до верхнего фланца с газоотводным краном выполняет роль предварительного газосепаратора. Пузырьки газа, отделяющиеся в потоке термальной воды на входе в отводную трубу от эксплуатационной колонны, в результате инерционных сил и сил всплывания увлекаются к уровню газосепарации в верхней части эксплуатационной колонны, что обеспечивает безкавитационную устойчивую работу насоса и скважины в режиме свободного самоизлива.

На месторождении в качестве добычной используется также скважина №1, эксплуатирующаяся с помощью насоса, установленного на водоподъемной трубе выше оголовка. При работе скважины с требуемым дебитом уровень теплоносителя в ней опускается ниже устьевой отметки. Для установления условий устойчивой работы скважины в автоматическом режиме и предложенной схеме обустройства и автоматизации геотермального промысла были проведены эксперименты в производственных условиях. Устье скважины было герметизировано, кран на сброс газа из затрубья полностью закрыт. При дебите скважины 2,5 л/с расход газа составил 0,012 л/с. Статический уровень воды до начала откачки над колонным фланцем скважины составлял +2,30 м. вод. ст. Режим потока смеси вода-газ по номограмме Уоллиса был установлен снарядным, что подтверждалось прямыми наблюдениями: серия газовых снарядов чередовалась потоком воды.

При дросселировании потока газа через газоотводный кран степень его открытия определяет коэффициент гидравлического сопротивления и скорость потока газа, что в итоге изменяет величину падения давления на кране. При прикрывании крана давление газа перед ним растет, а уровень поверхности воды в затрубном пространстве скважины снижается. Когда при пуске насоса кран открыт полностью, уровень теплоносителя в скважине при заданном дебите опускается в соответствии с величиной удельного дебита скважины. Давление в водоподъемной трубе на уровне поверхности воды в скважине становится равным атмосферному. В водоподъемной трубе на определенной глубине наступает кавитация, установленный над устьем скважины насос останавливается. При полностью закрытом газоотводном кране и длительных простоях скважины в затрубном пространстве происходит накопление свободного газа. В этом случае пуск скважины в автоматическом режиме становится невозможным, происходит быстрый срыв потока в водоподъемной трубе, насос останавливается.

Для обеспечения устойчивой автоматической работы скважины в режиме откачки по предложенной схеме требуется регулирование расхода газа через кран. В силу нелинейности процесса дегазации термальной воды в водоподъемной трубе скважины и затрубном пространстве существует определенный дебит стравливаемого газа, обеспечивающий устойчивую работу скважины.

При превышении или понижении дебита газа относительно указанного значения скважина перестает работать в автоматическом режиме. Однократная настройка степени открытия крана, производимая экспериментально, в дальнейшем обеспечивает постоянную устойчивую автоматическую работу скважины.

Разработана и внедрена схема обустройства при автоматизированной эксплуатации геотермального месторождения, рис. 7.

Рис. 7. Схема обустройства и автоматизации геотермального промысла. 1 – добычные скважины;

2 – запорная арматура; 3 – насос; 4 – щит управления насосом; 5 – щит управления скважинами;

6 – датчик давления; 7 – емкость-газосепаратор.

Предложен и реализован комбинированный технологический режим автоматизированной эксплуатации геотермальных месторождений. Добычные скважины №№12 и 13 работают основную часть времени в режиме самоизлива, с избыточным напором на устье, на трубопроводы до газосепаратора №1. В пиковый режим водоразбора по сигналу от датчика давления на магистральном трубопроводе от газосепаратора №1 включаются насосы, установленные на скважинах №№12 и 13, в результате чего последние переходят в режим свободного самоизлива. Дебит водоотбора увеличивается. Режим является комбинированным из двух: самоизлива и кранового. Скважина №1 является резервной, насос на ней автоматически включается и выключается по датчику давления, регистрирующего низкий или высокий уровень в газосепараторе №2. Основную часть времени работают скважины №№12 и 13, более глубокие, чем скважина №1, и перехватывающие глубинный поток теплоносителя с более высокой температурой. В результате выполняется одно из условий охраны недр, запрещающее разубоживание ресурсов геотермальных месторождений.

Представленные выше рекомендации позволили увеличить объем добычи на месторождении до величины защищенных запасов и обеспечить бесперебойное теплоснабжение потребителей. Устойчивая эксплуатация Малкинского геотермального месторождения в течение шести лет после внедрения способов управления и автоматизации добычи показала их эффективность и надежность.

Научное положение 5. Обоснование рациональных параметров теплопереноса при фильтрации в геотермальных коллекторах достигается на основе и в комплексе: анализа распределения температур в породах месторождения в начальный период разработки; численного моделирования, устанавливающего механизм гидрогазотермодинамических процессов в до- и надкритических условиях продуктивных зон; сопоставления результатов численных экспериментов с данными мониторинга эксплуатации месторождения, а также анализа величины отбора тепла в выбранной системе разработки.

Численная трехмерная термогидродинамическая модель Мутновского месторождения парогидротерм была реализована на базе программного комплекса TOUGH2, версия 2.0 [Pruess et al., 1999], разработанного в Берклиевской лаборатории имени Лоуренса (LBNL, США). Вычислительная сетка разработана на базе программного комплекса WinGridder (LBNL), версия 2.0.1 [Pan, 2003].

Программный комплекс TOUGH2 численно реализует интегродифференциальным методом уравнения сохранения массы и энергии в проницаемой пористой или трещиноватой среде, в приближении локального термодинамического равновесия, когда температуру флюида и скелета пород в представительном объеме можно считать равными. Использовался модуль реализации уравнения состояния EOS1 для чистой воды с максимальной температурой 350оС в соответствии с международной формуляцией свойств воды и водяного пара IF-67.

Для установления основных параметров геометрии численной модели автором, совместно с И.И. Черневым и А.В. Шадриным, на основе интерпретации и интерполяции данных по 12 геологическим разрезам месторождения, была разработана трехмерная геологическая модель месторождения с учетом фактического рельефа. Для выполнения численных экспериментов модель была упрощена и схематизирована до плоской трехмерной геометрической. Использовался подход одной пористости. В плане модель ограничена прямоугольником площадью 87 км2 (7,5х11,6 км) в координатной системе Гаусса-Кригера. Использовалась нерегулярная вычислительная сетка с размерами наиболее мелких блоков, включающих источники и скважины в горизонтальной плоскости, 25х25 м. Координаты центров блоков со скважинами и источниками соответствуют фактическим. Модель содержит 41472 блока.

По глубине модель распространяется от средней топографической поверхности участка (абс. отм. 700 м) до 2000 м (абс. отм. -1300 м) и включает пять слоев толщиной 75, 25, 800, 900 и 200 м. Первый, второй и третий слои соответствуют Среднему гидрогеологическому ярусу месторождения. Локальные водоупоры задавались во втором слое. Нижний гидрогеологический ярус представлен четвертым и пятым слоями. В последнем заданы источники теплового и массового питания месторождения.

Гидрогеологические и теплофизические параметры пород были первоначально введены в модель равными данным, установленным по результатам откачек и опытных работ в процессе разведки и опытно-промышленной эксплуатации. Затем параметры уточнялись по результатам моделирования естественного состояния и эксплуатации. Теплоемкость и теплопроводность пород во всех блоках модели приняты постоянными: 1 кДж/кг·К и 2 Вт/м·К.

Границы модели в плане задавались неактивными. Объем граничных блоков был установлен значительным (1050 м3), поэтому их термодинамические параметры в численных экспериментах оставались постоянными. Границы модели являются границами постоянного давления, равного гидростатическому до начала эксплуатации, и постоянной температуры, в соответствии с геотермическим градиентом 70оС/км, полученным интерполяцией данных термометрии при бурении скважин №5 и №7, в точках, приходящихся на граничные блоки модели. Границы модели в плане определяют "стоки" теплоносителя за пределы участка, если давление теплоносителя внутри модели превышает давление в граничных блоках. В случае снижения давления внутри области ниже, чем на границах, из граничных блоков начинается поступление теплоносителя.

Глубинные "источники" геотермального теплоносителя задавались на нижнем слое модели. Они представлены 453 блоками с общим расходом 5кг/с с постоянной энтальпией 1,6 МДж/кг, что соответствует температуре воды 341оС на линии насыщения при давлении 14,8 МПа, примерно равному гидростатическому давлению на глубине 2 км. Расход питания в модели задавался различным на участках: Дачный и Восточный блок – каждый по 140, ВерхнеМутновский и Вулканный – по 60 кг/с и распределялся между отдельными блоками равномерно, пропорционально площади горизонтальной поверхности блоков. Распределение блоков-"источников" представлено на рис. 8. На поверхности нижнего слоя, свободной от блоков-"источников", задавался тепловой поток с удельной плотностью 140 мВт/м2, соответствующей начальному геотермическому градиенту 70оС/км и теплопроводности пород 2 Вт/м·К.

Достигнуто соответствие распределения в плане модельных и фактически измеренных температур, рис. 9–10. С увеличением глубины сходимость фактических и модельных геоизотерм повышается. Максимальное отклонение фактических и расчетных температур составило 16,8% при среднем отклонении 11%. На рис. 10 представлено сопоставление типичных фактической и расчетной термограмм. Сравнение фактических и расчетных термограмм производилось по 63 скважинам. Далее калибровка модели производилась по распределению температур в ходе эксплуатации месторождения. Окончательная настройка модели производилась с помощью изменения проницаемости отдельных блоков I II III IV V Рис. 8. Распределение блоков питания и областей модели Мутновского месторождения парогидротерм. Числа – величина питания на участках, кг/с. Цвет и римские цифры: I – высокопроницаемая область, II – среднепроницаемая, III – низкопроницаемая, IV – блоки с источниками основного питания, V– блоки периферийного питания. Линии: жирная сплошная – граница площади водоупора, прямые жирные – разрезы, красные – установленные разломы.

Рис. 9. Геоизотермы Мутновского месторождения парогидротерм на абсолютной отметке 0 м: слева – построенные по результатам термометрии на стадии разведки;

справа – полученные в численном моделировании естественного состояния.

Рис. 10. Термограммы скважин Мутновского месторождения парогидротерм до начала эксплуатации: точки – термометрия в ходе бурения; линии – данные модели.

модели, приходящихся на эксплуатационные скважины, при этом использовался параметр PMX во входном файле TOUGH2.

Общее количество точек, которые использовались при калибровке модели по результатам мониторинга температуры в скважинах глубинным прибором KUSTER, составило 411 шт. Минимальное и максимальное количество использованных точек на одну скважину при калибровке модели по данным термометрии с помощью прибора KUSTER составило соответственно 4 и 16 шт. Индекс продуктивности блоков, приходящихся на зоны водопритоков эксплуатационных скважин, рассчитывался с учетом фактических радиусов фильтровых колонн скважин, площадей горизонтальных сечений и толщин блоков.

Выполнено сравнение фактических и расчетных энтальпий в блоках модели, соответствующих верхнему интервалу зон водопритоков в добычных скважинах. Давление, энтальпия и температура в блоках, содержащих скважины, были рассчитаны с помощью программного комплекса HOLA [Bjornsson et al., 1993]. Энтальпия пароводяной смеси на устье скважин рассчитывалась по таблицам, составленным по уравнениям свойств воды и водяного пара Международной системы уравнений 1997 г. для промышленных расчетов. Максимальное отклонение фактических и расчетных параметров не превосходит 16,3%. Отклонения объясняются отсутствием данных о величине скин-эффекта скважин.

По результатам моделирования были сделаны следующие выводы:

– естественные ресурсы месторождения можно оценить в 520 кг/с теплоносителя с энтальпией 1,6 МДж/кг, что соответствует температуре воды 341оС на линии насыщения при давлении 14,8 МПа. В тепловом эквиваленте указанная величина естественных ресурсов соответствует 832 МВт;

– возвратная закачка отработанного теплоносителя в полном объеме (сепарат и конденсат) в интервале глубин 600–1500 м оказывает существенное негативное влияние на термогидродинамический режим месторождения, особенно на Верхне-Мутновском участке.

Для повышения эффективности использования ресурсов месторождения необходимо либо изменить схему расположения скважин возвратной закачки, либо перейти в режим эксплуатации со сбросом отработанного теплоносителя.

Численное моделирование теплопереноса в породах магмагеотермальных систем выполнялось на базе программного комплекса HYDROTHERM, Геологическая служба США, версия 2.2 и 3.0 [Hayba and Ingebritsen, 1994; Kipp et al., 2008], который конечно-разностным методом численно реализует уравнения сохранения массы и энергии в том же приближении, что и TOUGH2.

Дополнительно накладывается условие пренебрежения обратимой работой сжатия теплоносителя, что практически всегда выполняется в двухфазной и всегда выполняется в надкритической области состояния воды. HYDROTHERM использует таблицы свойств чистой воды до максимальных значений температуры и давления 1200оС и 1 ГПа, что определило применение его для условий магмагеотермальных систем с надкритическими термодинамическими параметрами.

Концептуальная модель Мутновской магмагеотермальной системы включает вертикальную проницаемую зону, проходящую через центр активного кратера Мутновского вулкана вдоль предполагаемого разлома в северо-северовосточном направлении [Вакин, 1966]. Толщина зоны принята равной размеру активного кратера (150 м). Поверхность активного кратера гидравлически связана посредством вертикальной проницаемой флюидопроводящей зоны с областью дегазации магматического очага. Граница модели: по простиранию – 9 км от центра кратера, по вертикали – определяется варьируемой глубиной залегания очага. Буровые и геофизические работы в непосредственной близости к центру системы не проводились. Исходя из отсутствия надежных данных по геометрическим, теплофизическим, гидрогеологическим и геотермическим параметрам и свойствам трех областей модели (флюидопроводящая зона, магматический очаг и окружающие горные породы), автором, совместно с В.В.Таскиным, производились численные эксперименты на четырех различных типах моделей с разными начальными и граничными условиями, а также в широком диапазоне теплофизических и гидрогеологических параметров, табл. 2.

В модели А очаг принят остывающим, без источников флюида на входе во флюидопроводящую зону. В модели В – конвектирующим, с постоянной температурой поверхности и с явным заданием источников флюида на входе во флюидопроводящую зону. В модели В учитывался возможный сценарий смены формы очага с горизонтального на вертикальный эллипсоид и связанное с этим изменение типа граничных условий в окрестности очага. В модели С при неизменной форме очага варьировалось давление дегазации флюида и глубина залегания очага. В модели D начальная температура флюидопроводящей зоны и окружающих пород принималась постоянной по глубине и простиранию с целью учета динамики температурного поля в вулканической постройке с момента времени, соответствующего внедрению магмы. Начальная температура (10оС) области модели намеренно задавалась меньше фактически ожидаемой. Расчет теплопереноса в таких заведомо "неблагоприятных", с точки зрения его интенсивности, условиях, дает возможность оценить нижнюю границу температуры флюида в пределах флюидопроводящей зоны и окружающих пород.

В численных экспериментах на модели А была установлена невозможность достижения расчетных температур газов в активном кратере, близких к измеряемым при глубинах залегания очага от 3 до 4,5 км, табл. 3. Адекватная модель системы должна включать в явном виде источники дегазирующегося флюида на входе во флюидопроводящую зону. В ходе численных экспериментов на модели В установлено превышение расчетных температур газов над измеренными. В экспериментах на модели С установлена общая динамика процесса в двух вариантах доминирующего теплопереноса в горных породах – кондуктивном и конвективном, а также изучено влияние на интенсивность процесса и его характеристики глубины залегания очага и давления флюида на входе во флюидопроводящую зону.

– Таблица 3 – Измеренная и полученная в численных экспериментах температура (оС) газов активного кратера Мутновской магмагеотермальной системы Период Температуры, полученные в численных наблюде- Измеренная температура экспериментах ний, годы А В С D 1963–2005 520–950 50–100 900–1000 500–700 525–8В случае доминирующего конвективного теплопереноса в окружающих флюидопроводящую зону горных породах, вблизи поверхности очага, развивается зона конвекции надкритического флюида. По флюидопроводящей зоне и в ее окрестности происходит подъемное движение флюида в надкритическом состоянии, до глубины 2,2 км, примерно соответствующей критическому давлению воды 22 МПа. Далее флюид переходит в состояние перегретого пара, в котором и выходит на поверхность. Чем выше начальное давление флюида на входе во флюидопроводящую зону, тем шире зона надкритической конвекции и выше уровень перехода из надкритического состояния в перегретый пар, степень прогрева пород в окрестности флюидопроводящей зоны, а также скорость надкритического флюида и воды. При этом давление флюида в зоне надкритической конвекции возрастает.

В случае доминирующего кондуктивного теплопереноса в окружающих флюидопроводящую зону горных породах, в результате высокого гидрогазодинамического сопротивления пород постройки надкритическая конвекция не возникает, периферийная область влажного пара отсутствует. При равных глубинах очага и проницаемостях пород флюидопроводящей зоны средняя температура пород, окружающих флюидопроводящую зону, намного меньше, чем при доминирующем конвективном переносе. Глубина перехода потока надкритического флюида во флюидопроводящей зоне в поток перегретого пара при давлении флюида на входе, равном гидростатическому, практически не зависит от глубины очага и почти равна глубине, соответствующей критическому давлению воды (2,2 км, 22 МПа). Чем выше расположен очаг, тем выше градиент температуры в породах постройки.

Численные эксперименты с моделью D позволили установить ожидаемые значения градиентов температуры (до 260оС/км) и давления (до 14 кПа/км) во флюидопроводящей зоне при варьировании ее проницаемости от 1 до 100 мД и изменении давления дегазации магмы от 15 до 30 МПа.

В целом, по совокупности соответствия модельных и фактической температур газов кратера Мутновской магмагеотермальной системы (табл. 3) и анализа общих закономерностей процессов теплопереноса в породах установлено, что наиболее приближенной к реальным природным условиям следует считать модель С.

По результатам численных экспериментов с моделью С в 27-ми вариантах набора исходных параметров для случая доминирующего кондуктивного теплопереноса в окружающих породах установлена зависимость температуры флюида вблизи поверхности Активной воронки Мутновского вулкана (ТАВ) от давления дегазации магмы в апикальной части магматического очага при разных глубинах его залегания (Н), рис. 11. Предложен метод определения глубины залегания очага по геотермическим данным.

При малых глубинах очага (0,75 и 1,5 км) расчетная температура флюида вблизи поверхности кратера с ростом давления дегазации Pм сначала растет, а затем стабилизируется и начинает снижаться. Максимумы температуры TAB с ростом давления дегазации снижаются и сдвигаются в сторону его больших значений. При глубинах залегания магматического очага больше 2 км расчетная температура фумарол с увеличением давления дегазации в пределах от РГСТ до РЛСТ в принятом в расчетах диапазоне РМ только растет. Температура фумарол, соответствующая средним величинам давления дегазации между РГСТ до РЛСТ для фиксированной глубины залегания магматического очага (линия РСР), почти линейно снижается с ростом РМ.

Рис. 11. Зависимость температуры газов активного кратера Мутновской магмагеотермальной системы от давления на входе во флюидопроводящую зону при разных глубинах очага.

Задавая давления на рис. 11, можно по измеренной температуре фумарол оценить глубину залегания очага тремя следующими способами.

По среднему давлению дегазации в диапазоне от гидростатического до литостатического на заданной глубине очага (Р1=32,7 МПа). Расчетная температура фумарол, определяемая по точке пересечения линий Рср и Р1, составит Т1=810оС. Среднее значение фактически наблюдаемой температуры фумарол составляет 720оС за период 1963–2005 гг. Отклонение температуры фумарол, определенной по графику от средней фактической составляет 13%. При этом расчетная глубина очага составляет Н1=2 км.

По среднему значению давления в диапазоне от гидростатического на глубине очага 0,75 км до литостатического на глубине очага 3 км – Р2 = 41,3 МПа.

По графику Т2=775оС, отклонение от средней фактической – 8%, Н2=2,5 км.

По средней температуре фумарол за период наблюдения – Т3=720оС и давлению Р2=41,3 МПа. Н3=2,8 км.

Расхождение между оценками глубин тремя различными способами не превышает 40% при среднем значении 2,5 км. Вероятной глубиной залегания магматического очага можно считать 2,5 км от поверхности активного кратера.

Метод определения глубины залегания очага по результатам решения тепловой задачи с использованием геотермических данных может быть использован для других магмагеотермальных систем, находящихся в стадии активной фумарольной деятельности.

На базе программного комплекса HYDROTHERM, автором, совместно с В.В.Таскиным, выполнено численное моделирование ГЦС типа "триплет" – одна нагнетательная и две добычных скважины в начальных надкритических термодинамических условиях, соответствующих ожидаемым в магмагеотермальных системах. В качестве начальных надкритических условий на забое добычных скважин приняты: температура 380оС, давление 22,5 МПа. Дебит нагнетательной скважины варьировали в пределах 5, 10 и 15 кг/с; глубина добычных скважин – 2,7 км; высоту забоя нагнетательной скважины над линией забоев добычных скважин (Hн) задавали 0, 250, 450, 550 м, расстояние между нагнетательной и добычной скважиной (L) – 200, 250, 450, 500 м; температуру теплоносителя на забое нагнетательной скважины принимали равной 100oС. Расчетная область размером 1,95х1х3 км включала продуктивную зону горных пород с проницаемостью 1 мД и две зоны малопроницаемых пород (10-5 мД): верхнюю мощностью 1 км и нижнюю – 0,2 км. Начальное распределение давления – гидростатическое; на верхней границе задавали атмосферное давление и температуру 10оС. Градиент температуры – 137оС/км, начальная температура на нижней границе – 420оС. Мощность открытых интервалов скважин – 50 м.

Изменение параметров теплоносителя в зависимости от L при Hн=0. Для установления рациональных параметров надкритической ГЦС важным является анализ изменения фазового состояния теплоносителя в ходе эксплуатации, а также исследование закономерностей этого изменения в зависимости от взаимного расположения добычных и нагнетательной скважин. В случае расположения скважин «в ряд» (Hн = 0) с L = 500 м, через 1 год с начала эксплуатации, в результате отбора теплоносителя и вызванного этим снижения давления, в продуктивной зоне вблизи забоев добычных скважин формируется зона влажного пара с водонасыщенностью, увеличивающейся в направлении от границ области влажного пара к забою. В остальной части продуктивной зоны состояние теплоносителя остается надкритическим. Через 2 года с начала эксплуатации фронт конденсации распространяется на большую часть сечения продуктивной зоны. Через 5 лет практически вся площадь в горизонтальном сечении, проходящем через забои скважин, становится заполненной влажным паром, при этом водонасыщенность растет в направлении к забоям добычных скважин, между добычными и нагнетательной скважинами формируется зона жидкости. Через 10 лет влажность пара еще более возрастает, вокруг забоя нагнетательной скважины образуется кольцеобразная зона теплоносителя в жидком состоянии.

На забое нагнетательной скважины и вблизи нее давление теплоносителя остается выше критического. Зона перегретого пара формируется в области ниже и на периферии забоя добычных скважин, расширяясь в ходе эксплуатации к границам продуктивной зоны. При уменьшении расстояния между нагнетательной и добычными скважинами до L = 250 (200) м процесс фазовых переходов в продуктивной зоне развивается аналогично, однако его интенсивность и средняя водонасыщенность зоны увеличиваются. При фиксированных Hн расстояние между скважинами определяет линейный размер области возмущенного состояния продуктивной зоны, темп охлаждения горных пород и величины градиентов давления, температуры и водонасыщенности в окрестности забоя скважин. Чем меньше L, тем интенсивнее охлаждаются породы и тем выше величина депрессии в призабойной части добычных скважин. Линейный размер области существенных градиентов водонасыщенности и ее средняя величина, наоборот, уменьшаются при сокращении L.

Влияние дебита нагнетательной скважины на технологические параметры.

Дебит нагнетательной скважины является важной характеристикой при установлении технико-экономической целесообразности создания ГЦС. Как показали расчеты, с ростом дебита увеличивается степень снижения и снижаются установившиеся значения давления, температуры и энтальпии на забое добычных скважин, к концу эксплуатации увеличиваются степень повышения и значения объемного и массового водосодержания на забое добычных скважин, а также степень роста и значение требуемого давления на забое нагнетательной.

Установившиеся значения на забое добычных скважин при дебите 5, 10, кг/с составляли: давления – 19, 15, 8,5 МПа; температуры – 360, 340, 300оС; энтальпии – 1900, 1700, 1400 кДж/кг; массовой водонасыщенности – 85, 92, 96%;

требуемое давление нагнетания – 26, 34, 43 МПа. В целях установления рациональных геометрических параметров ГЦС, соответствующих эффективной работе системы, для разных наборов геометрических параметров взаимного расположения забоев добычной и нагнетательной скважин вычислялся отбор теплоты из продуктивной зоны. В результате сделаны следующие выводы.

Дебит скважин, проницаемость продуктивной зоны, относительная высота забоя нагнетательной скважины над линией добычных, расстояние между добычными и нагнетательной скважинами влияют на технологические параметры ГЦС. При Hн=0 рационально располагать забои добычных и нагнетательной скважин на расстоянии 250 м, при этом параметры добычных скважин на конец срока разработки выше, чем в случае с L=500 м, а требуемое давление нагнетания ниже, чем при L=200 м. Отбор тепла из продуктивной зоны ГЦС типа "триплет" зависит от относительной высоты забоя нагнетательной скважины над линией добычных и расстояния между скважинами.

При расстоянии между добычными и нагнетательной скважинами 250 м схема расположения забоя нагнетательной скважины на 250 м выше линии забоев добычных скважин обеспечивает больший отбор тепла при сроках эксплуатации более 40 лет и является рациональной.

В пределах Мутновской магмагеотермальной системы возможно расположение до 5-ти групп скважин типа "триплет", которые могут вскрыть на глубинах до 4-х км теплоноситель с температурой 400оС. На одной системе "триплет" возможно строительство ГеоЭС электрической мощностью 34 МВт при дебите теплоносителя 140 кг/с. В табл. 4 сведены показатели пилотной ГеоЭС, рассчитанные на базе программного комплекса EGS, разработанного в Массачусетском технологическом институте (США), в реальных ценах 2007 г.

Таблица – 4 Расчетные технико-экономические показатели проекта ГеоЭС, использующей тепловые ресурсы магматического очага (в ценах 2007 г.) Капитальные затраты (тыс. долл. США) Разведочные работы 6764,Бурение 14066,Стимуляция резервуара (гидроразрыв и др.) 7732,ГеоЭС 24555,Система транспорта теплоносителя 8215,Трансформаторная подстанция 110/35/10 кВ 2004,Линия ВЛ 110 кВ 1995,Суммарные капзатраты 65335,Эксплутационные расходы (тыс. долл. США/год) Система скважин 545,ГеоЭС 2099,Теплоноситель 42,Подстанция и линия 80,Суммарные эксплутационные расходы 2767,Расчетный отпускной тариф (центы США/кВт ч) 9,В сравнении с действующими тарифами на электроэнергию в Камчатском крае, строительство ГеоЭС, использующих тепловую энергию неглубокозалегающих очагов магмагеотермальных систем, представляется экономически целесообразным.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ Настоящая диссертационная работа посвящена решению крупной научной проблемы – научно-техническому обоснованию рациональных параметров теплопереноса и фильтрации двухфазного теплоносителя при освоении геотермальных месторождений Камчатки. Разработаны и реализованы в производственных условиях методические и технические решения по увеличению добычи на уровне защищенных запасов месторождений парогидротерм, термоминеральных вод, а также технологические решения по перспективному освоению магмагеотермальных систем.

Основные теоретические положения и практические результаты работы заключаются в следующем.

1. Сформулированы новые теоремы осреднения по межфазной поверхности "двухфазный теплоноситель – порода", позволяющие выразить градиенты и временные производные от среднего по межфазной поверхности потока произвольного вектора (например, потока тепла), а также средней по поверхности скалярной величины (давления, температуры и др.) через производные и изменения величин в масштабе пор или трещин. Межфазная поверхность при этом рассматривается как геометрическая поверхность раздела фаз, не обладающая особыми свойствами. Указанные формулы осреднения являются очередным шагом в решении центральной проблемы механики многофазных сред – проблемы замыкания и выражения на макроскопическом уровне межфазных потоков.

2. Выведена новая система уравнений движения пароводяной смеси с учетом капиллярных сил в продуктивном геотермальном коллекторе, отличающаяся от существующих наличием в явном виде в уравнении сохранения импульса градиентов водонасыщенности и коэффициента поверхностного натяжения, что позволяет избегать, при теоретическом рассмотрении, понятия капиллярного давления в стандартном макроскопическом смысле.

3. Получены новые уравнения гидростатики двухфазной смеси в геотермальном коллекторе, позволяющие преодолеть известный парадокс отрицательности капиллярного давления и дающие численные результаты, удовлетворительно согласующиеся с известными лабораторными данными по дренированию пористой среды, насыщенной газожидкостной смесью.

4. Экспериментально исследован процесс быстрой декомпрессии неподвижной газонасыщенной пористой среды, установлено значение темпа падения давления газа, установлено наличие двух волн, сопровождающих процесс и численные значения их скоростей: волны упругой деформации по твердому скелету пористой среды и волны разрежения по газу в порах.

5. Разработана и численно реализована математическая модель фильтрации и теплопереноса при быстрой декомпрессии неподвижной газонасыщенной пористой среды, отличающаяся от существующих включением инерционных членов в уравнения сохранения импульса и энергии, и дающая численные результаты, удовлетворительно согласующиеся с полученными в работе результатами лабораторных измерений.

6. Разработаны и внедрены на Малкинском месторождении термоминеральных вод новые способы управления работой добычных геотермальных скважин, выводящих теплоноситель с незначительным газовым фактором:

скважины, работающей в режиме самоизлива, при этом подпор на преодоление гидравлических сопротивлений на транспорт до газосепаратора снимается установленным вблизи устья насосом;

скважины, работающей с понижением уровня в затрубном пространстве.

В первом случае устойчивость эксплуатации скважины достигается выбором высоты отводной трубы к насосу ниже уровня газоотделения в эксплуатационной колонне, во втором – вертикальной установкой центробежного насоса на фланце водоподъемной трубы и регулированием дебита газа, стравливаемого из затрубного пространства.

7. Разработан и внедрен новый способ автоматизации геотермального промысла, заключающийся в использовании комбинированного режима работы скважин – самоизлива, крановом и с понижением уровня в затрубном пространстве – обеспечивающего отбор теплоносителя по текущей потребности, при этом выбор режима устанавливается по уровню в газосепараторах.

8. Разработаны численные термогидродинамические модели магмагеотермальных систем вулканов Мутновский, Авачинский, Кудрявый, а также Мутновского месторождения парогидротерм, откалиброванные по всей совокупности доступных данных геотермического и гидродинамического режимов.

Произведена оценка величины естественных ресурсов Мутновского месторождения парогидротерм – 520 кг/с теплоносителя с энтальпией 1,6 МДж/кг, что соответствует температуре воды 341оС на линии насыщения при давлении 14,МПа и тепловому потоку 832 МВт.

9. Установлены расчетные распределения температуры, давления, фазового состояния и скоростей фаз флюида в массиве пород Мутновской магмагеотермальной системы в четырех вариантах краевых условий, определяющих начальное термодинамическое состояние пород и условия на границах модели, двух вариантах доминирующего типа теплопереноса в породах – конвективного и кондуктивного, а также для двух сценариев теплового режима очага – остывающего и конвектирующего.

10. Методом численного моделирования установлены рациональные геометрические и технологические параметры геотермальной циркуляционной системы, использующей надкритический природный теплоноситель, которые отвечают максимальному отбору тепловой энергии из горных пород продуктивной зоны в двух вариантах периода эксплуатации – до 40 и более 40 лет.

11. Получены закономерности распределения температуры, давления, фазового состояния и водонасыщенности в разрезах коллектора геотермальной циркуляционной системы в начальных надкритических условиях, соответствующих условиям магмагеотермальных систем, а также зависимости параметров теплоносителя в открытых интервалах добычных и нагнетательной скважин в ходе эксплуатации в широком диапазоне значений проницаемости продуктивной зоны, расхода нагнетания, расстояния между нагнетательной и добычными скважинами и разности их глубины.

12. Установлены расчетные технико-экономические показатели проекта геотермальной электростанции, использующей тепловые ресурсы промежуточного магматического очага, показывающие экономическую целесообразность получения геотермальной энергии по скважинной циркуляционной технологии.

Основные научные результаты диссертации опубликованы в следующих работах:

Монография 1. Пашкевич Р.И., Таскин В.В. Термогидродинамическое моделирование теплопереноса в породах Мутновской магматогенной геотермальной системы.

–Владивосток: Дальнаука, 2009.–250 с.

Статьи в журналахи изданиях "Перечня ведущих рецензируемых научных журналов и изданий" ВАК Минобрнауки России 2. Пашкевич Р.И. Гидростатические парадоксы в геотермальных коллекторах // Вулканология и сейсмология.–1996.–№3.–С. 101-106.

3. Пашкевич Р.И., Таскин В.В. Численное исследование динамики паровых зон магмагеотермальных систем на примере вулкана Мутновский, Южная Камчатка // Геофизика.–2007.–№5.–С. 68-71.

4. Пашкевич Р.И., Таскин В.В. Термогидродинамическое моделирование магмагеотермальной системы вулкана Мутновский // Геоинформатика.– 2007.–№ 3.–С. 57-61.

5. Пашкевич Р.И., Таскин В.В. Моделирование теплопереноса при фильтрации во флюидопроводящей зоне Мутновской магмагеотермальной системы: роль проницаемости пород и давления дегазации магмы // Вопросы современной науки и практики. Университет им. Вернадского. – 2007.

№4(10) – С. 156-165.

6. Пашкевич Р.И., Таскин В.В. Термогидрогазодинамические процессы в массиве пород вулкана Мутновский при остывании его магматического очага:

численный эксперимент // Естественные и технические науки.–2007.– №5. –С. 169-174.

7. Пашкевич Р.И., Таскин В.В. Теплоперенос в породах Мутновской геотермальной системы: влияние формы, расхода дегазации очага и проницаемости пород // Горный информационно-аналитический бюллетень.–2008.– №12.–С. 178-185.

8. Таскин В.В., Пашкевич Р.И. Теплоперенос в горном массиве при эксплуатации геотермальной циркуляционной системы // Горный журнал.–2008.– №11.–С. 40-42.

9. Пашкевич Р.И., Таскин В.В. Зависимость технологических параметров геотермальных циркуляционных систем в начальных надкритических условиях от относительной высоты забоя нагнетательной скважины // Горный информационно-аналитический бюллетень.–2008.–№12.–С. 186-190.

10. Таскин В.В., Пашкевич Р.И. Исследование термогидродинамического режима надкритической геотермальной циркуляционной системы //Известия высших учебных заведений. Горный журнал.–2008.–№8.–С. 162-164.

11. Пашкевич Р.И., Таскин В.В. Влияние расстояния между скважинами и глубины нагнетательной скважины надкритической геотермальной циркуляционной системы на отбор тепла // Горный информационноаналитический бюллетень.–2008.–№12.–С. 191-194.

12. Пашкевич Р.И. Численное моделирование фильтрации при быстрой декомпрессии неподвижной газонасыщенной пористой среды // Газовая промышленность.–2009.–№7.–С. 40-42.

13. Пашкевич Р.И. Теплоперенос в горных породах магмагеотермальной системы Кудрявая (Курильские острова) // Горная промышленность.–2009.– №3.–С. 60-61.

14. Пашкевич Р.И., Чернев И.И., Шадрин А.В. Термогидродинамическое моделирование Мутновского месторождения парогидротерм // Разведка и охрана недр.–2009.–№7.–С. 37-43.

15. Пашкевич Р.И. Осреднение по межфазной поверхности в фильтрационном потоке // Геофизика.–2009.–№4.–С. 63-65.

16. Пашкевич Р.И., Петров М.А. Способы управления и автоматизации добычи на геотермальных месторождениях // Маркшейдерия и недропользование.–2009.–№4.–С. 36-37.

17. Паршин Б.Е., Муратов П.В., Пашкевич Р.И. Пути повышения эффективности работы воздушной конденсационной установки Верхне-Мутновской геотермальной электростанции на Камчатке // Электрические станции.– 2007.–№6.–С. 40-43.

18. Москалев Л.К., Таскин В.В., Пашкевич Р.И. Повышение эффективности работы сепараторов первой ступени Мутновской геотермальной электростанции путем предотвращения минералоотложений из теплоносителя // Гидротехническое строительство.–2006.–№12.–С. 20-24.

Статьи в других изданиях 19. Панов В.К., Пашкевич Р.И. Экспериментальное исследование мгновенной декомпрессии неподвижной газонасыщенной пористой среды // Тепломассообмен гетерогенных сред: Труды ПКВМУ. Вып. 1. –ПетропавловскКамчатский: РИО ПКВМУ, 1996.–С. 81-89.

20. Pashkevich R.I. About convective heat transfer in geothermal systems // Geothermal Resources Council TRANSACTIONS, Vol. 20, September/October 1996, Davis, California, USA, pp. 829-832.

21. Pashkevich R.I. On environmental aspects of geothermal development // Geothermal Resources Council TRANSACTIONS, Vol.20, September/October 1996, Davis, California, USA, pp. 241-243.

22. Pashkevich R.I. The contradictions in continua modelling of flow and heat transfer in fractured and/or porous reservoirs // Geothermal Resources Council TRANSACTIONS, Vol. 21, September/October 1997, Davis, California, USA, pp. 617-620.

23. Пашкевич Р.И. О методах включения капиллярных эффектов в модели двухфазного потока в геотермальных резервуарах // Инженернофизические исследования на Камчатке: Труды КГАРФ. Вып. 9.– Петропавловск-Камчатский: Изд-во КГАРФ, 1999.–С.46-64.

Материалы конференций 24. Pashkevich R.I. Kamchatka geothermal resources development: problems and perspectives // Proc. Stanford Geothermal Workshop 18, Stanford University, California, USA, 1996, pp. 539-541.

25. Pashkevich R.I. Results and interpretations of hot and cold water injection experiments on Pauzhetka water-dominated geothermal field in Kamchatka // Proc.

Stanford Geothermal Workshop 18, Stanford University, 1996, pp. 543-547.

26. Pashkevich R.I. On a capillary pressure in two-phase reservoirs // Proc. 18th New Zealand Geothermal Workshop, New Zealand, Auckland, 1996, pp. 291-294.

27. Pashkevich R.I. On possibility of HDR project in near-by region of Petropavlovsk-Kamchatsky, Russia // Proc. 3rd International HDR Forum, May 13-16, 1996, Santa Fe, New Mexico, USA, pp.144-145.

28. Pashkevich R.I. Method of capillary effects inclusion in two-phase flow modelling of a geothermal reservoir // Proc. Stanford Geothermal Workshop 20, Stanford University, California, USA, 1998, pp. 420-427.

29. Пашкевич Р.И. Перспективы ресурсо- и энергосбережения в геотермальном теплоснабжении на примере Камчатской области // Труды I Международной научно-практической конференции "Эффективные энергетические системы и новые технологии", Казань, 4-6 декабря 2001 г.–Казань: Изд-во Казан. гос. тех. ун-та, 2002. –С. 205-210.

30. Трухин Ю.П., Пашкевич Р.И., Таскин В.В. Термогидродинамическое моделирование магматогенно-гидротермальной системы вулкана Мутновский и его магматического очага // Минерально-сырьевые ресурсы как фактор развития промышленной и социальной инфраструктуры Камчатского края:

материалы региональной научно-практической конференции, 1-2 марта 2007 г. Отв. ред. Ю.П. Трухин.–Петропавловск-Камчатский: НИГТЦ ДВО РАН, 2007.–С. 41-43.

31. Пашкевич Р.И., Таскин В.В. О возможности оценки глубины залегания очага Мутновской магмагеотермальной системы по геотермическим данным // Тепловое поле Земли и методы его изучения. Сб. науч. трудов Х Международной конф., Москва, 18-19 июня 2008 г. /Отв. ред. Ю.А.Попов.

–М.: РИО РГГРУ, 2008.–С. 176-181.

32. Pashkevich R.I., Taskin V.V. Heat transfer in geothermal system of Mutnovsky volcano: the influence of the form, discharge of magma chamber degassing and rocks permeability// Proc. Stanford Geothermal Workshop 34, Stanford University, Stanford, California, USA, 2009, pp. 88-93.

33. Pashkevich R.I., Taskin V.V. Numerical simulation of exploitation of supercritical enhanced geothermal system // Proc. Stanford Geothermal Workshop 34, Stanford University, Stanford, California, USA, 2009, pp. 215-223.

Подписано в печать 07.08.09. Заказ 145.

Печать цифровая. Тираж 100 экз.

Оперативная полиграфия ИП Романенко М.И.

683000, г.Петропавловск-Камчатский, ул. Ленинская, 46. тел. +7-(4152)-423-008.




© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.