Выпуск:
2020. Том 6. № 1 (21)Об авторах:
Гильманов Александр Янович, кандидат физико-математических наук, старший преподаватель кафедры моделирования физических процессов и систем, Школа естественных наук, Тюменский государственный университет, Тюмень, Россия; a.y.gilmanov@utmn.ru, https://orcid.org/0000-0002-7115-1629Аннотация:
В предлагаемой статье рассматривается построение физико-математической модели пароциклического воздействия на нефтяные пласты. Существующие модели требуют расчетов в гидродинамических симуляторах или существенно упрощают описание движения теплового фронта. В рамках предлагаемой модели вводится ряд допущений относительно перемещения границы теплового раздела между прогретой нефтью, находящейся в призабойной зоне, и нефтью, температура которой равна начальной. Предполагается, что данная граница имеет вид прямой линии в прямоугольной системе координат. При этом в начальный момент времени прямая определяется двумя точками: значением максимальной мощности, взятой на вертикальной оси, направленной вниз, и максимальным радиусом прогрева на горизонтальной оси. В дальнейшем эти параметры уменьшаются. Предполагается, что с течением времени граница раздела между холодной и прогретой нефтью смещается параллельно его начальному положению при уменьшении определяющих ее параметров. Такой подход к описанию смещения с течением времени данной границы предлагается впервые.
В статье ставится цель определить дебит скважины в случае паротепловой обработки пласта с учетом размеров прогретой зоны. В том числе определяется время цикла закачки теплоносителя и характерное время паротепловой пропитки для предлагаемой модели.
Физические процессы, рассматриваемые при построении данной модели, описываются законами сохранения.
Расчет области, в которой будет находиться прогретая нефть, учитывает такие параметры, как расход и теплосодержание теплоносителя, толщина пласта и тепловые свойства окружающих пород. В статье рассмотрены вопросы, касающиеся актуальности применения методики пароциклического воздействия на нефтяные пласты. Результатом разработанной модели является зависимость дебита нефти от времени для пароциклической обработки призабойных зон скважин. Предлагаемая методика позволяет проанализировать эффективность разработки в зависимости от основных технологических параметров. Такие расчеты позволяют выбрать наиболее оптимальную стратегию разработки, а значит — увеличить нефтеотдачу.
Ключевые слова:
Список литературы:
Амерханов М. И. Добыча сверхвязких нефтей / М. И. Амерханов // Нефтегазовая вертикаль. 2010. № 11. С. 88-91.
Гарушев А. Р. Анализ современного состояния методов добычи высоковязких нефтей и битумов в мире / А. Р. Гарушев // Нефтепромысловое дело. 2008. № 10. С. 4-8.
Митрушкин Д. А. Математическое моделирование в проблеме добычи высоковязких нефтей / Д. А. Митрушкин, Л. К. Хабирова // Вестник ЦКР Роснедра. 2010. № 1. С. 52-59.
Осипов А. В. Влияние продолжительности периода добычи нефти на эффективность паротепловых обработок призабойных зон скважин / А. В. Осипов, А. Г. Соломатин // Бурение и нефть. 2011. № 2. С. 42-44.
Шевелёв А. П. Математическое моделирование циклического теплового воздействия на нефтяные пласты: автореферат дис. ... канд. физ.-мат. наук / А. П. Шевелёв. Тюмень: Тюменский государственный университет, 2005. 23 с.
Chen F. A new analytical model to predict oil production for cyclic steam stimulation of horizontal wells / F. Chen, H. Liu, X. Dong, Y. Wang, Q. Zhang, D. Zhao, P. Gai, F. Yin, L. Qu // Society of Petroleum Engineers. 2019. Paper SPE-195291-MS. 19 p. DOI: 10.2118/195291-MS
Han P. A new scheme of thermal properties for VOF method in heat transfer problems / P. Han, K. Chen, Y. You, X. Zhang // Proceedings of the 29th International Ocean and Polar Engineering Conference (16-21 June 2019, Honolulu, Hawaii, USA). 2019. Pp. 3030-3035.
Hoffman B. T. Mechanisms for huff-n-puff cyclic gas injection into unconventional reservoirs / B. T. Hoffman, J. M. Rutledge // Society of Petroleum Engineers. 2019. Paper SPE-195223-MS. 13 p. DOI: 10.2118/195223-MS
Ji D. Modelling of electromagnetic heating process and its applications in oil sands reservoirs / J. Di, T. Harding, Z. Chen, M. Dong, H. Liu // Society of Petroleum Engineers. 2019. Paper SPE-193905-MS. 16 p. DOI: 10.2118/193905-MS
Meziou A. Dynamic modeling of two-phase gas/liquid flow in pipelines / A. Meziou, Z. Khan, T. Wassar, M. A. Franchek, R. Tafreshi, K. Grigoriadis // SPE Journal. 2019. Vol. 24. № 5. Pp. 1-25. DOI: 10.2118/194213-PA
Sobecki N. Tight oil and shale gas PVT modelling for flow simulation with matrix-fracture interaction / N. Sobecki, S. Wang, D.-Y. Ding, C. N. Draghi, Y.-S. Wu // Society of Petroleum Engineers. 2019. Paper SPE-193867-MS. 39 p. DOI: 10.2118/193867-MS
Ssembatya H. A prediction method for estimating time to convert from cyclic to drive in steam injection processes / H. Ssembatya, I. Ershaghi // Society of Petroleum Engineers. 2019. Paper SPE-195301-MS. 16 p. DOI: 10.2118/195301-MS
Wu Y.-S. Modeling thermal-hydraulic-mechanical processes in enhanced or engineered geothermal systems / Y.-S. Wu, X. Yu, S. Wang, P. H. Winterfeld // ARMA-CUPB Geothermal International Conference (5-8 August 2019, Beijing, China). 2019. Paper ARMA 19-7490. 18 p.
Xu J. Numerical modeling of wellbore stability and sand production of heavy oil reservoir with cyclic steam stimulation / J. Xu, J. G. Deng, H. Lin, Y. Chen, L. X. Jia, W. Liu // 53rd U. S. Rock Mechanics/Geomechanics Symposium (23-26 June 2019, New York, USA). 2019. Paper ARMA 19-2084. 10 p.
Zhou Y. A natural variable well model for advanced thermal simulation / Y. Zhou, G. Li, V. Zapata // Society of Petroleum Engineers. 2019. Paper SPE-193835-MS. 21 p. DOI: 10.2118/193835-MS
