Вестник ТюмГУ. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика.


Выпуск:

2018. Том 4. №4

Название: 
Моделирование химического заводнения для условий высоковязкой нефти


Для цитирования: Иванцов Н. Н. Моделирование химического заводнения для условий высоковязкой нефти / Н. Н. Иванцов, А. В. Степанов, А. В. Стрекалов // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2018. Том 4. № 4. С. 191-209. DOI: 10.21684/2411-7978-2018-4-4-191-209

Об авторах:

Иванцов Николай Николаевич, эксперт, Тюменский нефтяной научный центр; nnivantsov@tnnc.rosneft.ru

Степанов Анатолий Викторович, кандидат физико-математических наук, доцент кафедры прикладной и технической физики, Тюменский государственный университет; эксперт, Тюменский нефтяной научный центр; avstepanov5@tnnc.rosneft.ru

Стрекалов Александр Владимирович, доктор технических наук, старший эксперт, Тюменский нефтяной научный центр; avstrekalov@tnnc.rosneft.ru

Аннотация:

При разработке месторождений высоковязкой нефти геолого-физические условия оказывают определяющее влияние на выбор метода воздействия на пласт. В настоящее время для пластов ПК1-7 Русского газонефтяного месторождения изучаются химические методы воздействия.

Моделирование химического воздействия для месторождений высоковязкой нефти требует применения детальных секторных моделей, в которых адекватно учитываются все ключевые физические процессы. Выполнено деление месторождения на характерные зоны, которые имеют существенные отличия по параметрам, критичным для моделирования соответствующей технологии. В каждой из зон построена секторная модель.

С учетом лабораторных исследований сформирован набор данных для моделирования полимерного заводнения. В отсутствие собственных исследований предложена схема подготовки исходных данных для моделирования ASP. В частности, подготовлены ОФП в зависимости от капиллярного числа, что позволяет учесть комбинированное влияние любого сочетания компонентов и их концентраций.

Выполнен значительный объем вычислительных экспериментов с закачкой растворов полимеров и ASP. Среди прочего рассмотрены вопросы оптимальных концентраций разных агентов, время начала и длительность их закачки в зависимости от геологических условий и степени обводнения скважин, подобрана оптимальная сетка скважин, выполнен анализ чувствительности и экономическая оценка.

Закачка полимерных растворов приводит к снижению обводненности и приросту добычи нефти в сравнении с вариантом с закачкой воды. Прирост добычи сдерживается ограничением по забойному давлению — применение целевых концентраций приводит к отложенной во времени дополнительной добыче и снижению рентабельности, при этом фиксируется падение пластового давления из-за низкой компенсации закачкой. Предложена оптимальная схема реализации полимерного заводнения в данных условиях.

ASP-заводнение показало технологическую эффективность для Русского месторождения в сравнении с закачкой воды/полимера. Однако в текущих экономических предпосылках метод нерентабелен.

Список литературы:

  1. Васильев В. В. Поиск новых решений для оптимизации разработки Русского месторождения / В. В. Васильев, Н. Н. Иванцов, К. Г. Лапин, Е. Р. Волгин, К. В. Торопов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2018. № 4. С. 46-52.
  2. Дайк Х. Проект компании «Салым» (Salym) по химическим методам повышения нефтеотдачи (проект EOR) — успех может быть достигнут только интеграцией / Х. Дайк, М. А. Баус, Я. Ньюверф, А. Уэзерилл, М. Баутс, А. Кассим, Ф. Стойка, К. Космо // Российская техническая нефтегазовая конференция и выставка SPE 2010 (26-28 октября 2010 г., Россия, Москва). SPE 136328. DOI: 10.2118/136328-MS
  3. Иванцов Н. Н. Исследование фильтрации полимерных растворов в слабосцементированном коллекторе // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2018. Том 4. № 2. С. 136-150. DOI: 10.21684/2411-7978-2018-4-2-136-150
  4. Иванцов Н. Н. Особенности численного моделирования разработки месторождений высоковязкой нефти / Н. Н. Иванцов, А. В. Стрекалов // Нефтяное хозяйство. 2013. № 5. С. 69-73.
  5. Bazin B. An Advanced Methodology for Surfactant Based Pilot Design / B. Bazin, F. Douarche, R. Tabary, S. Pedraza, P. Moreau, M. Morvan // SPE Enhanced Oil Recovery Conference (19-21 July 2011, Malaysia, Kuala Lumpur). SPE 144312. DOI: 10.2118/144312-MS
  6. Bazin B. An Integrated Workflow for Chemical EOR Pilot Design / B. Bazin, M. Morvan, F. Douarche, R. Tabary // SPE Improved Oil Recovery Symposium (24-28 April 2010, USA, Oklahoma, Tulsa). SPE 129865. DOI: 10.2118/129865-MS
  7. Pandey A. Design of an ASP Pilot for the Mangala Field: Laboratory Evaluations and Simulation Studies / A. Pandey, D. Beliveau, D. W. Corbishley, M. Suresh Kumar // SPE Indian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition (4-6 March 2008, India, Mumbai). SPE 113131. DOI: 10.2118/113131-MS
  8. Pandey А. Chemical Flood Simulation of Laboratory Corefloods for the Mangala Field: Generating Parameters for Field-Scale Simulation / A. Pandey, M. Suresh Kumar, D. Beliveau, D. W. Corbishley // SPE Symposium on Improved Oil Recovery (20-23 April 2008, USA, Oklahoma, Tulsa). SPE 113347.
  9. Sheng J. J. Status of Polymer-Flooding Technology / J. J. Sheng, B. Leonhardt, N. Azri // Journal of Canadian Petroleum Technology. 2015. Vol. 54. No 2. Pp. 116-126. DOI: 10.2118/174541-PA
  10. Zhang J. ASP Formulation Design for Heavy Oil / J. Zhang, R. Ravikiran, D. Freiberg, C. P. Thomas // SPE Improved Oil Recovery Symposium (14-18 April 2012, USA, Oklahoma, Tulsa). SPE 153570. DOI: 10.2118/153570-MS