Выпуск:
2021. Том 7. № 2 (26)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:
Статья посвящена анализу распределения температуры в добывающей скважине на первичной стадии процесса парогравитационного дренажа. В связи с увеличением доли трудноизвлекаемых запасов необходимо применять тепловые методы увеличения нефтеотдачи, в том числе метод парогравитационного дренажа. Для успешного применения этого метода необходимо установить гидродинамическую связь между нагнетательной и добывающей скважинами и прогреть межскважинную зону, для чего проводится циркуляция пара в обеих скважинах на первичной стадии процесса. Длительность этой стадии влияет на переход к добыче нефти и рентабельность процесса, поэтому анализ тепловых полей на этой стадии для оценки ее длительности является актуальной задачей. Существующие работы не позволяют провести оценку температуры в добывающей скважине с учетом корректной постановки задачи и рассмотрения теплового поля между нагнетательной и добывающей скважинами. В данной статье впервые получено распределение температуры в добывающей скважине для парогравитационного дренажа для классической и шахматной схем расположения скважин с помощью фундаментального решения уравнения теплопроводности. Цель работы — выбор системы разработки для минимальной длительности первичной стадии процесса парогравитационного дренажа с помощью анализа тепловых полей. Для этого для пары скважин используется фундаментальное решение нестационарного уравнения теплопроводности для непрерывного неподвижного точечного источника в неограниченной среде. Оценка температуры, при которой нефть становится подвижной, позволяет определить длительность первичной стадии процесса парогравитационного дренажа. Проводится сравнение классической и шахматной схем расположения скважин, определяется влияние соседних нагнетательных скважин на температуру в добывающей скважине с помощью фундаментального решения уравнения теплопроводности. Получено распределение температуры в добывающей скважине. Установлено, что классическая схема расположения скважин обеспечивает более быстрый прогрев межскважинной зоны. Определено, что наибольшее влияние на температуру в добывающей скважине оказывает ближайшая нагнетательная скважина.
Ключевые слова:
Список литературы:
Гиматудинов Ш. К. Физика нефтяного и газового пласта / Ш. К. Гиматудинов. М.: Недра, 1971. 312 с.
Кислицын А. А. Основы теплофизики: лекции и семинары / А. А. Кислицын. Тюмень: Изд-во Тюменского гос. ун-та, 2002. 152 с.
Лыков А. В. Тепломассообмен / А. В. Лыков. М.: Энергия, 1978. 480 с.
Си Ч. Исследование трех моделей разработки неоднородных залежей сверхвязкой нефти при помощи технологии SAGD и мер по их совершенствованию / Ч. Си, Ч. Ян, С. Ду, Ю. Чжоу, Л. Ши, Л. Сань, С. Ли, Д. Ма // Society of Petroleum Engineers. 2019. Статья с конференции № SPE-196762-RU. 14 с. DOI: 10.2118/196762-RU
Чекалюк Э. Б. Термодинамика нефтяного пласта / Э. Б. Чекалюк. М.: Недра, 1965. 239 с.
Heidari M. Steam-assisted gravity-drainage performance with temperature-dependent properties — a semianalytical approach / M. Heidari, S. H. Hejazi, S. M. Farouq Ali // SPE Journal. 2017. Vol. 22. No. 3. Pp. 902-911. DOI: 10.2118/175036-PA
Irani M. On temperature-falloff interpretation in the circulation phase of the steam-assisted-gravity-drainage process / M. Irani, S. Ghannadi // SPE Journal. 2019. Vol. 24. No. 3. Pp. 1002-1015. DOI: 10.2118/189740-PA
Liu H. An investigation into temperature distribution and heat loss rate within the steam chamber in expanding-solvent SAGD process / H. Liu, L. Cheng, C. Li, H. Xiong, P. Xiao // Society of Petroleum Engineers. 2017. Conference paper No. SPE-184963-MS. 21 pp. DOI: 10.2118/184963-MS
MacPhail W. SAGD production observations using fiber optic distributed acoustic and temperature sensing: “SAGD DAS — Listening to wells to improve understanding of inflow” / W. MacPhail, J. Kirkpatrick, B. Banack, B. Rapati, A. A. Asfouri // Society of Petroleum Engineers. 2016. Conference paper No. SPE-180726-MS. 20 pp. DOI: 10.2118/180726-MS
Nascimento C. Evaluating temperature rate near the wellbore considering slow warm-up case for a SAGD producer well with different completion configurations using dynamic flow simulations / C. Nascimento, B. Demirdal, J. Gauthier // Society of Petroleum Engineers. 2019. Conference paper No. SPE-198699-MS. 15 pp. DOI: 10.2118/198699-MS
Sun F. Effect of pressure and temperature of steam in parallel vertical injection wells on productivity of a horizontal well during the SAGD process: a numerical case study / F. Sun, Y. Yao, G. Li, S. Qu, S. Zhang, Y. Shi, Z. Xu, X. Li // Society of Petroleum Engineers. 2018. Conference paper No. SPE-193659-MS. 11 pp. DOI: 10.2118/193659-MS
Terentiyev A. A. Wait or get the oil: how SAGD technology implementation options will vary future production / A. A. Terentiyev, P. V. Roschin, A. V. Nikitin, V. N. Kozhin, K. V. Pchela, I. V. Kireyev, S. V. Demin, A. T. Litvin, I. A. Struchkov // Society of Petroleum Engineers. 2020. Conference paper No. SPE-201819-MS. 14 pp. DOI: 10.2118/201819-MS
Wang Y. Study of temperature and pressure fall-off during shut-in and slow-down for SAGD wells with top water / Y. Wang, A. Ferrise, Y. Huang // Society of Petroleum Engineers. 2018. Conference paper No. SPE-189720-MS. 10 pp. DOI: 10.2118/189720-MS
Zargar Z. Effect of confinement and well interference on SAGD performance — an analytical assessment / Z. Zargar, S. M. Farouq Ali // Society of Petroleum Engineers. 2018. Conference paper No. SPE-189715-MS. 26 pp. DOI: 10.2118/189715-MS
