Выпуск:
2020. Том 6. № 2 (22)Об авторах:
Федоров Константин Михайлович, доктор физико-математических наук, профессор, научный руководитель Физико-технического института, Тюменский государственный университет; k.m.fedorov@utmn.ruАннотация:
Истощение запасов нефти приводит к необходимости разработки нетрадиционных и трудноизвлекаемых запасов, в том числе месторождений высоковязкой нефти. Эффективным способом для этого является применение термических методов интенсификации добычи, основанных на закачке пара в пласт. Существующие модели не учитывают реального смещения фронта прогрева с учетом конвективных потоков. Поэтому актуальными задачами являются моделирование физических процессов, происходящих в пласте, оптимизация технологических параметров разработки при пароциклическом воздействии на нефтяные пласты.
Данная статья является продолжением более ранних исследований и предлагает рассмотреть иной вариант движения границы фронта прогрева. Уточнение развития теплового поля в пласте связано с заданием формы границы с учетом гравитационных сил, в отличие от ранее предложенной модели, где принято допущение о фронтальном распространении теплового фронта.
Поэтому целями работы являются: разработка методики, позволяющей определить дебит скважины в случае паротепловой обработки пласта и учитывающей геометрию движения фронта прогрева; проведение расчета времени закачки пара на примере реального промыслового объекта, времени паротепловой пропитки, решение задачи об оптимизации добычи.
Методология исследований основана на использовании системы законов сохранения. Основные уравнения решаются аналитически, для расчета дебита используется итерационный метод Ньютона.
Таким образом, в данной статье впервые предлагается интегральная физико-математическая модель пароциклического воздействия на пласт, учитывающая наличие конвективных и гравитационных сил при формировании профиля прогретой зоны. На примере реального промыслового объекта проведен расчет времени закачки пара, времени паротепловой пропитки, решена задача об оптимизации добычи. Характерные времена согласуются с реальными данными. Такие расчеты позволяют выбрать наиболее рациональную стратегию разработки.
Ключевые слова:
Список литературы:
Гильманов А. Я. Физико-математическое моделирование пароциклического воздействия на нефтяные пласты / А. Я. Гильманов, Т. Н. Ковальчук, А. П. Шевелёв // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2020. Том 6. № 1 (21). С. 176-191. DOI: 10.21684/2411-7978-2020-6-1-176-191
Ковальчук Т. Н. Физико-математическая модель пароциклической обработки с параллельным наклонным смещением фронта прогрева / Т. Н. Ковальчук, А. Я. Гильманов, А. П. Шевелёв // Сборник тезисов, материалы Двадцать шестой Всероссийской научной конференции студентов-физиков и молодых ученых (ВНКСФ-26, Уфа, Башкортостан): материалы конференции, тезисы докладов. 2020. С. 399-400.
Митрушкин Д. А. Математическое моделирование в проблеме добычи высоковязких нефтей / Д. А. Митрушкин, Л. К. Хабирова // Вестник ЦКР Роснедра. 2010. № 1. С. 52-59.
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.
Ansari S. The role of emulsions in steam-assisted-gravity-drainage (SAGD) oil-production process: a review / S. Ansari, R. Sabbagh, Y. Yusuf, D. S. Nobes // SPE Journal. 2019. Vol. 24. No. 6. Pp. 1-21. DOI: 10.2118/199347-PA
Brooks R. T. Experiences in eliminating steam breakthrough & providing zonal isolation in SAGD wells / R. T. Brooks, H. Tavakol // SPE Western Regional Meeting (21-23 March, Bakersfield, California, USA). 2012. Conference paper SPE-153903-MS. 9 p. DOI: 10.2118/153903-MS
Chiou R. C. S. Cyclic steam pilot in gravity drainage reservoir / R. C. S. Chiou, T. S. Murer // SPE Annual Technical Conference and Exhibition (8-11 October, San Antonio, Texas). 1989. Conference paper SPE-19659-MS. 14 p. DOI: 10.2118/SPE-19659-MS
Lihong Han. Strain-based casing design for cyclic-steam-stimulation wells / Lihong Han, Hang Wang, Jianjun Wang, Bin Xie, Zhihua Tian, Xingru Wu // SPE Production & Operations. 2018. Vol. 33. No. 2. Pp. 409-418. DOI: 10.2118/180703-PA
Raj Deo Tewari. Successful cyclic steam stimulation pilot in heavy oilfield of Sudan / Raj Deo Tewari, Fahmi Abdalla, Hisham Galal Lutfi, Yu Keqiang, Ali Faroug, Hisham Bakri, Li Guocheng // SPE Enhanced Oil Recovery Conference (19-21 July, Kuala Lumpur, Malaysia). 2011. Conference paper SPE-144638-MS. 10 p. DOI: 10.2118/144638-MS
Trigos E. M. Cyclic steam stimulation enhanced with nitrogen / E. M. Trigos, M. E. Lozano, A. M. Jimenez // SPE Improved Oil Recovery Conference (14-18 April, Tulsa, Oklahoma, USA). 2018. Conference paper SPE-190173-MS. 11 p. DOI: 10.2118/190173-MS
Wilson A. Cyclic steam stimulation results in high water retention for Kuwaiti heavy-oil field / A. Wilson // Journal of Petroleum Technology. 2018. Vol. 70. No. 3. Pp. 80-81. DOI: 10.2118/0318-0080-JPT
Xiaodong Han. Case study: realization and evaluation of cyclic steam stimulation pilot for Offshore Oilfield, China / Xiaodong Han, Yigang Liu, Hao Liu, Qiuxia Wang, Jian Zou, Hua Zhang, Hongyu Wang, Xuanren Wu // SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia (26-28 March, Muscat, Oman). 2018. Conference paper SPE-190452-MS. 11 p. DOI: 10.2118/190452-MS
Yanyong Wang. Coke deposition during air injection assisted cyclic steam stimulation process: mechanism study and field impact analysis / Yanyong Wang, Liang Zhang, Shaoran Ren // SPE Western Regional Meeting (23-26 April, San Jose, California, USA). 2019. Conference paper SPE-195360-MS. 14 p. DOI: 10.2118/195360-MS
