Совершенствование интегральной модели парогравитационного дренажа с целью прогноза времени прорыва пара в добывающую скважину

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/0000-0002-7115-1629


Федоров Константин Михайлович, доктор физико-математических наук, профессор, научный руководитель Физико-технического института, Тюменский государственный университет; k.m.fedorov@utmn.ru

Шевелёв Александр Павлович, кандидат физико-математических наук, доцент, профессор кафедры моделирования физических процессов и систем, Школа естественных наук, Тюменский государственный университет, Тюмень, Россия;
a.p.shevelev@utmn.ru, https://orcid.org/0000-0003-0017-4871

Аннотация:

Одной из основных проблем при использовании метода парогравитационного дренажа (Steam Assisted Gravity Drainage, SAGD) является риск прорыва пара в добывающую скважину, поэтому актуальной задачей является моделирование SAGD в направлении прогнозирования прорыва пара. Существующие модели не предсказывают весь комплекс технологических параметров, а интегральная модель, разработанная ранее авторами данной статьи, не учитывает риск прорыва пара. В этой статье впервые предлагается интегральная модель в безразмерном виде, учитывающая риск прорыва пара и позволяющая провести расчет всех стадий процесса SAGD.

Целью исследования является совершенствование ранее разработанной авторами модели SAGD с целью расчета вертикальной координаты верхней границы области жидких фаз. Для этого используется система уравнений, основанная на массовом и тепловом балансах как в камере в целом, так и в области жидких фаз в частности. Система уравнений представляется в безразмерном виде. Методология исследования заключается в использовании явной конечно-разностной схемы для решения этой системы и верификации модели по данным Я. Янга и его соавторов. Нелинейное уравнение, входящее в систему и описывающее рост паровой камеры по вертикали, решается с помощью итерационного метода Ньютона. Паровая камера разделяется на область жидких фаз, находящуюся внизу, и область пара. Опускание верхней границы области жидких фаз означает прорыв пара.

В качестве результатов исследования приводятся зависимости объемного расхода нефти, вертикальной координаты верхней границы области уровня жидких фаз и паронефтяного отношения от времени процесса. Результаты сопоставляются с промысловыми данными месторождения Celtic. Установлено хорошее совпадение расчетных данных с фактическими. Резкое падение верхней границы области жидких фаз, наблюдаемое при используемых данных примерно через 100 суток после прекращения роста паровой камеры по вертикали, означает риск прорыва пара.

Список литературы:

1. Батлер Р. М. Горизонтальные скважины для добычи нефти, газа и битумов / Р. М. Батлер; пер. с англ. А. А. Козина. М.; Ижевск: Институт компьютерных исследований: Регулярная и хаотическая динамика, 2010. 536 с.

2. Гильманов А. Я. Анализ влияния безразмерных комплексов подобия на процесс парогравитационного дренажа с помощью интегральной модели / А. Я. Гильманов, К. М. Фёдоров, А. П. Шевелёв // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2019. Том 5. № 4 (20). С. 143-159. DOI: 10.21684/2411-7978-2019-5-4-143-159

3. Рид Р. Свойства газов и жидкостей: справочное пособие / Р. Рид, Дж. Праусниц, Т. Шервуд; пер. с англ. под ред. Б. И. Соколова. 3-е изд., перераб. и доп. Л.: Химия, 1982. 596 с.

4. Таблицы физических величин. Справочник / под ред. И. К. Кикоина. М.: Атомиздат, 1976. 1008 с.

5. Хисамов Р. С. Моделирование процесса парогравитационного дренирования с учетом предельного градиента давления / Р. С. Хисамов, П. Е. Морозов, М. Х. Хайруллин, М. Н. Шамсиев, А. И. Абдуллин // Нефтяное хозяйство. 2018. № 8. С. 48-51. DOI: 10.24887/0028-2448-2018-8-48-51

6. Чекалюк Э. Б. Термодинамика нефтяного пласта / Э. Б. Чекалюк. М.: Недра, 1965. 239 с.

7. Brooks R. T. Experiences in eliminating steam breakthrough and providing zonal isolation in SAGD wells / R. T. Brooks, H. Tavakol // Society of Petroleum Engineers. 2012. Conference Paper SPE 153903. 9 p. DOI: 10.2118/153903-MS

8. Butler R. M. Theoretical studies on the gravity drainage of heavy oil during in situ steam heating / R. M. Butler, G. S. McNab, H. Y. Lo // Canadian Journal of Chemical Engineering. 1981. Vol. 59. Pp. 455-460. DOI: 10.1002/cjce.5450590407

9. Chung K. H. Geometrical effect of steam injection on the formation of emulsions in the steam-assisted gravity drainage process / K. H. Chung, R. M. Butler // The Journal of Canadian Petroleum Technology. 1988. Vol. 27. No. 1. Pp. 36-42. DOI: 10.2118/87-38-22

10. Edmunds N. A unified model for prediction of CSOR in steam-based bitumen recovery / N. Edmunds, J. Peterson // Petroleum Society of Canadian Institute of Mining, Metallurgy and Petroleum. 2007. Paper No. 2007-027. 12 p. DOI: 10.2118/2007-027

11. Ezeuko C. C. Investigation of emulsion flow in SAGD and ES-SAGD / C. C. Ezeuko, J. Wang, I. D. Gates // Society of Petroleum Engineers. 2012. Conference Paper SPE 157830. 16 p. DOI: 10.2118/157830-MS

12. Irani M. On subcool control in steam-assisted-gravity-drainage producers — part I: stability envelopes / M. Irani // SPE Journal. 2018. Vol. 23. No. 3. Pp. 841-867. DOI: 10.2118/187956-PA

13. Ji D. Re-examination of fingering in SAGD and ES-SAGD / D. Ji, S. Yang, H. Zhong, M. Dong, Z. Chen, L. Zhong // Society of Petroleum Engineers. 2016. Conference Paper SPE-180708-MS. 12 p. DOI: 10.2118/180708-MS

14. Khisamov R. Best configuration of horizontal and vertical wells for heavy oil thermal recovery from thin net pay zones / R. Khisamov, A. Zaripov, D. Shaikhutdinov // Society of Petroleum Engineers. 2015. Conference Paper SPE-176702-MS. 9 p. DOI: 10.2118/176702-MS

15. Saks D. Evaluation of thermal efficiency of the pre-heat period in the SAGD process for different completion methods / D. Saks, M. Kyanpour, O. Onamade // Society of Petroleum Engineers. 2015. Conference Paper SPE-174450-MS. 29 p. DOI: 10.2118/174450-MS

16. Scott Ferguson F. R. Steam-assisted gravity drainage model incorporating energy recovery from a cooling steam chamber / F. R. Scott Ferguson, R. M. Butler // The Journal of Canadian Petroleum Technology. 1988. Vol. 27. No. 5. Pp. 75-83. DOI: 10.2118/88-05-09

17. Singhal A. K. Screening and design criteria for steam assisted gravity drainage (SAGD) projects / A. K. Singhal, Y. Ito, M. Kasraie // Society of Petroleum Engineers. 1998. Conference Paper SPE 50410. 7 p. DOI: 10.2118/50410-MS

18. Taubner S. P. Gravity inflow performance relationship for SAGD production wells / S. P. Taubner, M. G. Lipsett, A. Keller, T. M. V. Kaiser // Society of Petroleum Engineers. 2016. Conference Paper SPE-180714-MS. 18 p. DOI: 10.2118/180714-MS

19. Vachon G. P. Use of flow control devices (FCDs) to enforce conformance in steam assisted gravity drainage (SAGD) completions / G. P. Vachon, W. Klaczek, P. J. Erickson, D. C. Langer, D. Booy, A. Baugh // Society of Petroleum Engineers. 2015. Conference Paper SPE-174416-MS. 16 p. DOI: 10.2118/174416-MS

20. Yang Y. A multistage theoretical model to characterize the liquid level during steam-assisted-gravity-drainage process / Y. Yang, S. Huang, Y. Liu, Q. Song, S. Wei, H. Xiong // SPE Journal. 2017. Vol. 22. No. 1. Pp. 327-338. DOI: 10.2118/183630-PA