Редактирование: Моделирование гидроразрыва пласта
Внимание! Вы не авторизовались на сайте. Ваш IP-адрес будет публично видимым, если вы будете вносить любые правки. Если вы войдёте или создадите учётную запись, правки вместо этого будут связаны с вашим именем пользователя, а также у вас появятся другие преимущества.
Правка может быть отменена. Пожалуйста, просмотрите сравнение версий, чтобы убедиться, что это именно те изменения, которые вас интересуют, и нажмите «Записать страницу», чтобы изменения вступили в силу.
Текущая версия | Ваш текст | ||
Строка 1: | Строка 1: | ||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
[[Файл:Hydro-fracture.gif|thumb|300px|right|[http://www.davidicke.com/articles/corporate-crime/43173-oil-and-gas-collection-hydraulic-fracturing-toxic-chemicals-and-the-surge-of-earthquake-activity-in-arkansas Схема гидроразрыва]]] | [[Файл:Hydro-fracture.gif|thumb|300px|right|[http://www.davidicke.com/articles/corporate-crime/43173-oil-and-gas-collection-hydraulic-fracturing-toxic-chemicals-and-the-surge-of-earthquake-activity-in-arkansas Схема гидроразрыва]]] | ||
Строка 18: | Строка 14: | ||
Особенности "реального" процесса гидроразрыва: | Особенности "реального" процесса гидроразрыва: | ||
* неоднорподность (в частности, слоистая структура) горной породы; | * неоднорподность (в частности, слоистая структура) горной породы; | ||
− | * | + | * changes in magnitude and/or orientation of the in situ confining stresses; |
− | * | + | * пристствие свободных порехностей; |
* утечка жидкости, используемой для гидроразрыва, в горную породу либо наоборот приток жидкости в трещины из породы; | * утечка жидкости, используемой для гидроразрыва, в горную породу либо наоборот приток жидкости в трещины из породы; | ||
* влияние температуры и сдвига на реологические свойства разрушающей жидкости; | * влияние температуры и сдвига на реологические свойства разрушающей жидкости; | ||
* закрытие трещин в следствие прекращения накачки жидкости, намеренной откачки жидкости или резкого изменения геометрии за счет образования трещин (разгрузка породы); | * закрытие трещин в следствие прекращения накачки жидкости, намеренной откачки жидкости или резкого изменения геометрии за счет образования трещин (разгрузка породы); | ||
− | * '''гидроразрыв так называемых ‘‘мягких’’ пород, таких как слабо | + | * '''гидроразрыв так называемых ‘‘мягких’’ пород, таких как слабо консолидированны such as weakly consolidated песчанник. Линейная механика разрушения к ним не применима!''' |
− | == | + | == Методы, используемые в литературе == |
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
Для моделирования разрушения горной породы в процессе гидроразрыва используются как методы механики сплошной среды (ассимптотические методы, метод конечных элементов, метод граничных элементов), так и механики дискретных сред (метод дискретных элементов). | Для моделирования разрушения горной породы в процессе гидроразрыва используются как методы механики сплошной среды (ассимптотические методы, метод конечных элементов, метод граничных элементов), так и механики дискретных сред (метод дискретных элементов). | ||
=== Континуальные подходы к моделированию гидроразрыва === | === Континуальные подходы к моделированию гидроразрыва === | ||
− | + | * '''Adachia J., Siebritsb E., Peircec A., Desroches J. Computer simulation of hydraulic fractures // Int. J. of Rock Mechanics & Mining Sciences, 44, 2007, pp. 739–757'''. В статье дается обзор континуальных подходов к моделированию гидроразрыва. В частности, отмечается, что при использовании континуальных методов, как правило, вводятся следующие ограничения: | |
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | * '''Adachia J., Siebritsb E., Peircec A., Desroches J. Computer simulation of hydraulic fractures // Int. J. of Rock Mechanics & Mining Sciences, 44, 2007, pp. 739–757 | ||
** материал резервуара (горной породы) считается линейно упругим; | ** материал резервуара (горной породы) считается линейно упругим; | ||
** в случае слоистого резервуара слои считаются параллельными и идеально сопряженными; | ** в случае слоистого резервуара слои считаются параллельными и идеально сопряженными; | ||
− | ** гидроразрыв происходит в одной вертикальной плоскости; | + | ** гидроразрыв происходит в одной вертикальной плоскости плоскости; |
** принимается модель Ньютоновской жидкости или жидкости с степенным учавнением состояния; | ** принимается модель Ньютоновской жидкости или жидкости с степенным учавнением состояния; | ||
Строка 84: | Строка 47: | ||
− | *'''Fu P., Johnson S.M., Hao Y., Carrigan C.R. Fully coupled geomechanics and discrete flow network modeling of hydraulic fracturing for geothermal applications // Proc. of 36 Workshop on Geothermal Reservoir Engineering'''. The primary objective of our current research is to develop a computational test bed for evaluating borehole techniques to enhance fluid flow and heat transfer in enhanced geothermal systems (EGS). Simulating processes resulting in hydraulic fracturing and/or the remobilization of existing fractures, especially the interaction between propagating fractures and existing fractures, represents a critical goal of our project. To this end, we are continuing to develop a hydraulic fracturing simulation capability within the Livermore Distinct Element Code (LDEC), a combined FEM/DEM analysis code with explicit solid-fluid mechanics coupling. LDEC simulations start from an initial fracture distribution which can be stochastically generated or upscaled from the statistics of an actual fracture distribution. During the hydraulic stimulation process, LDEC tracks the propagation of fractures and other modifications to the fracture system. The output is transferred to the Non-isothermal Unsaturated Flow and Transport (NUFT) code to capture heat transfer and flow at the reservoir scale. | + | *'''Fu P., Johnson S.M., Hao Y., Carrigan C.R. Fully coupled geomechanics and discrete flow network modeling of hydraulic fracturing for geothermal applications // Proc. of 36 Workshop on Geothermal Reservoir Engineering'''. The primary objective of our current research is to develop a computational test bed for evaluating borehole techniques to enhance fluid flow and heat transfer in enhanced geothermal systems (EGS). Simulating processes resulting in hydraulic fracturing and/or the remobilization of existing fractures, especially the interaction between propagating fractures and existing fractures, represents a critical goal of our project. To this end, we are continuing to develop a hydraulic fracturing simulation capability within the Livermore Distinct Element Code (LDEC), a combined FEM/DEM analysis code with explicit solid-fluid mechanics coupling. LDEC simulations start from an initial fracture distribution which can be stochastically generated or upscaled from the statistics of an actual fracture distribution. During the hydraulic stimulation process, LDEC tracks the propagation of fractures and other modifications to the fracture system. The output is transferred to the Non-isothermal Unsaturated Flow and Transport (NUFT) code to capture heat transfer and flow at the reservoir scale. |
+ | |||
=== Дискретные подходы к моделированию гидроразрыва === | === Дискретные подходы к моделированию гидроразрыва === | ||
Строка 90: | Строка 54: | ||
Для дискретного моделирования процесса гидроразрыва в литературе, как правило, применяется метод дискретных элементов (DEM). При этом горная порода представляется в виде "связанных" (bonded) частиц, как правило, сферической формы. Для описания взаимодействий между частицами (связей) используется модель [[BPM | Bonded Particle Model (BPM)]], реже модель упругого стержня, соединяющего центры частиц. Для описания течения жидкости в трещинах гидроразрыва применяется модель, изложенная в '''Shimizu Y. Fixed coarse-grid fluid scheme in PFC2D, Itasca Consulting Group, Inc., Minnesota, 2008'''. | Для дискретного моделирования процесса гидроразрыва в литературе, как правило, применяется метод дискретных элементов (DEM). При этом горная порода представляется в виде "связанных" (bonded) частиц, как правило, сферической формы. Для описания взаимодействий между частицами (связей) используется модель [[BPM | Bonded Particle Model (BPM)]], реже модель упругого стержня, соединяющего центры частиц. Для описания течения жидкости в трещинах гидроразрыва применяется модель, изложенная в '''Shimizu Y. Fixed coarse-grid fluid scheme in PFC2D, Itasca Consulting Group, Inc., Minnesota, 2008'''. | ||
+ | |||
Строка 118: | Строка 83: | ||
=== Моделирование динамики проппанта === | === Моделирование динамики проппанта === | ||
− | * ''' | + | * '''Adachia J., Siebritsb E., Peircec A., Desroches J. Computer simulation of hydraulic fractures // Int. J. of Rock Mechanics & Mining Sciences, 44, 2007, pp. 739–757.''' The transport and placement of proppant within the fracture is usually modeled by representing the slurry (i.e., the mixture of proppant and fluid) as a two-component, interpenetrating continuum. The distribution of proppant in the fracture is given by its volumetric concentration (defined as the probability of finding a proppant particle at a given point in space and time), which is the additional variable to be determined. In modeling proppant transport and placement, it is often assumed that: |
** both proppant and fluid are incompressible; | ** both proppant and fluid are incompressible; | ||
** the proppant particles are small compared to a characteristic lengthscale, in this case the fracture width; | ** the proppant particles are small compared to a characteristic lengthscale, in this case the fracture width; | ||
Строка 127: | Строка 92: | ||
* '''H. Huang, Z. Xu, T. Wood, C. Palmer, E. Mattson Modeling of mechanical interactions of proppant and hydraulic fractures for in-situ oil shale retorting // abstract.''' Several in-situ oil shale retorting strategies require creation of either vertical or horizontal hydraulic fractures and injection of proppant to facilitate the flow of generated hydrocarbon fluid. An important issue is to reliably model the mechanical interactions between proppants and hydraulic fractures during heating and to quantify/predict the degree of proppant embedment into the shale matrix and associated reduction in fracture aperture under both thermal stress and confining stress (i.e. overburden). An extended 2D discrete element model (DEM) that incorporates the effect of plastic deformation of oil shale was developed and applied to the problem of modeling proppant-fracture mechanical interactions. The softening of the shale rock due to retorting and the development of localized plasticity zones near the surface of fracture walls was shown to be critical to the degree of proppant embedment and fracture closure. The 2D DEM model was carefully calibrated to realistic shale and proppant mechanical properties. Sensitivity studies were performed to systematically investigate the effects of mechanical properties of oil shale and proppants, proppant size, fracture closing stress, on the degree of proppant embedment into the shale formation and reduction of fracture aperture. The proppant size (diameter) has a significant effect on fracture closure. Greater average embedment and fracture closure were observed for the 20/40 proppant than for the smallest proppant (40/70) used in the sensitivity studies. These results suggest that the DEM model that includes plastic oil shale deformation is an effective predictive tool to quantify proppant embedment and the associated fracture aperture reduction under high temperature/stress environments representative of some proposed in-situ oil shale retorting strategies. | * '''H. Huang, Z. Xu, T. Wood, C. Palmer, E. Mattson Modeling of mechanical interactions of proppant and hydraulic fractures for in-situ oil shale retorting // abstract.''' Several in-situ oil shale retorting strategies require creation of either vertical or horizontal hydraulic fractures and injection of proppant to facilitate the flow of generated hydrocarbon fluid. An important issue is to reliably model the mechanical interactions between proppants and hydraulic fractures during heating and to quantify/predict the degree of proppant embedment into the shale matrix and associated reduction in fracture aperture under both thermal stress and confining stress (i.e. overburden). An extended 2D discrete element model (DEM) that incorporates the effect of plastic deformation of oil shale was developed and applied to the problem of modeling proppant-fracture mechanical interactions. The softening of the shale rock due to retorting and the development of localized plasticity zones near the surface of fracture walls was shown to be critical to the degree of proppant embedment and fracture closure. The 2D DEM model was carefully calibrated to realistic shale and proppant mechanical properties. Sensitivity studies were performed to systematically investigate the effects of mechanical properties of oil shale and proppants, proppant size, fracture closing stress, on the degree of proppant embedment into the shale formation and reduction of fracture aperture. The proppant size (diameter) has a significant effect on fracture closure. Greater average embedment and fracture closure were observed for the 20/40 proppant than for the smallest proppant (40/70) used in the sensitivity studies. These results suggest that the DEM model that includes plastic oil shale deformation is an effective predictive tool to quantify proppant embedment and the associated fracture aperture reduction under high temperature/stress environments representative of some proposed in-situ oil shale retorting strategies. | ||
+ | * '''Direct numerical simulation and models of proppant transport in fractured reservoirs''' We have taken a major step toward development of two highly efficient parallel finite-element codes called particle movers for the direct numerical simulation of the motions of large numbers of solid particles in flows of Newtonian and viscoelastic fluids. One of the particle movers is based on moving unstructured meshes (Arbitrary Lagrangian-Eulerian or ALE) and the other (Distributed Lagrange Multiplier or DLM) on a structured mesh using a newmethod involving a distribution of Lagrange multipliers to ensure that the regions of space occupied by solids are in a rigid motion following Newton’s laws. | ||
− | + | The DLM particle mover evolved from well-known embedding methods and its potential for applications seems to be very great since the problems of remeshing, projection and so on which plague methods based on unstructured grids have been circumvented. On the other hand, the ALE methodology is well suited for problems in irregular domains and it is at present the only code in the world which can move solid particles in a viscoelastic fluid. By comparing results from these two codes on common problems, we are able to evaluate both. | |
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | + | The research proposed under this KDI/NCC initiative has two goals. One is to develop state-of-the-art particle movers based on DNS; we aim to move thousands of particles in 3D slurry transport and fluidized bed calculations at the flow parameters relevant to applications. The second goal of our KDI/NCC research is to develop effective procedures for converting the results of DNS into forms which can be used in practical applications. One example of how to use DNS is the expansion of a fluidized bed. Sand transport in fractured oil and gas reservoirs is another system in which the ways that DNS can impact field operations is not obvious. In this system, the effects of microstructure at the particle level scale into particle placements in the fracture at the field level. We are going to focus our research on how to use DNS on this problem, partnering with oil and gas companies in the proppant (“prop open”) transport consortium STIMLAB. | |
− | |||
− | == | + | == Литература == |
− | + | 1. Adachia J., Siebritsb E., Peircec A., Desroches J. Computer simulation of hydraulic fractures // Int. J. of Rock Mechanics & Mining Sciences, 44, 2007, pp. 739–757 ([[Медиа: Adachi_SimulHydrFrac.pdf |download, pdf]]) | |
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
− | |||
[[Category: Научные проекты]] | [[Category: Научные проекты]] | ||
[[Category: Механика дискретных сред]] | [[Category: Механика дискретных сред]] |