Расчет расходных характеристик теплоносителя в стволе скважины с учетом режимов течения

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


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

Родионова Анна Васильевна, студент кафедры моделирования физических процессов и систем, Физико-технический институт, Тюменский государственный университет; stud0000230197@study.utmn.ru

Аннотация:

Актуальную в настоящее время проблему истощения ресурсов легкоизвлекаемых нефтей можно решить с помощью вовлечения в разработку месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, к которым в том числе относятся высоковязкие нефти. Для разработки таких месторождений используют тепловые методы обработки, и их задача заключается в снижении вязкости нефти, увеличении притока к добывающим скважинам и повышении продуктивности скважин. Среди таких методов в наиболее полной степени использует закачанное тепло в пласт пароциклическое воздействие. Одной из основных проблем в ходе применения этого метода является необходимость доставки пара на забой скважины. Указанная проблема является актуальной, поскольку ряд месторождений имеет в результате пароциклической обработки обводненную продукцию, что свидетельствует о конденсации пара еще в стволе скважины. В статье описано построение физико-математической модели нагнетания теплоносителя (пар — вода) в пласт, исходя из движения теплоносителя по стволу скважины, потерь тепла через стенки скважины и режимов течения, которые впервые принимаются во внимание. Целью работы является определение влияния технологических парамет­ров на характеристики теплоносителя в стволе скважины с учетом режимов течения. Разработанная в статье математическая модель основана на законах сохранения массы, импульса и энергии; потери напора на трение рассчитываются с использованием эмпирических формул для различных режимов течения. Получено распределение сухости пара по глубине скважины, проанализировано влияние технологических параметров (паросодержания, давления, устьевого расхода теплоносителя и теплопроводности теплоизоляции) на устье скважины на параметры теплоносителя (глубину конденсации пара и расход теплоносителя) на забое скважины. Показано, что с ростом коэффициента теплопроводности теплоизоляции пар конденсируется выше по стволу скважины. Определено, что чем выше расход теплоносителя на устье, тем глубже проникает пар по стволу скважины.

Список литературы:

1. Альтшуль А. Д. Гидравлические сопротивления / А. Д. Альтшуль. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Недра, 1982. 224 с.
2. Кострыкин С. В. Режимы стационарных течений в задаче об интенсивной
   ветровой циркуляции в тонком слое вязкой вращающейся жидкости / С. В. Кострыкин // Журнал экспериментальной и теоретической физики.
   2018. Том 154. № 1 (7). С. 193-205. DOI: 10.1134/S0044451018070167
3. Лапин Ю. В. Полуэмпирические модели турбулентности для пристенных течений. Установившееся течение в круглой трубе с гладкими стенками / Ю. В. Лапин, О. А. Нехамкина, М. Х. Стрелец // Известия РАН. Механика жидкости и газа. 1990. № 2. С. 31-36.
4. Лурье М. В. Механика пробкового течения газа и жидкости в горизонтальном трубопроводе / М. В. Лурье // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 7-8.
   С. 106-111.
5. Савчик М. Б. Повышение эффективности пароциклических обработок
   скважин верхнепермской залежи Усинского месторождения на основе гидродинамической модели / М. Б. Савчик, Д. В. Ганеева, А. В. Распопов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2020. Том 20. № 2. С. 137-149. DOI: 10.15593/2224-9923/2020.2.4
6. Скуратов А. С. Ламинарно-турбулентный переход пограничного слоя за неровностью на линии растекания скользящего цилиндра в сверхзвуковом потоке / А. С. Скуратов, А. В. Фёдоров // Известия РАН. Механика жидкости и газа. 1991. № 6. С. 28-35.
7. Хисамов Р. С. Комплексные исследования состава и свойств битуминозной нефти Ашальчинского месторождения / Р. С. Хисамов, Е. Ф. Захарова, Д. М. Гумерова, В. А. Саяхов // Нефтяное хозяйство. 2018. № 10. С. 68-71. DOI: 10.24887/0028-2448-2018-10-68-71
8. Ховалыг Д. Методы расчета градиента давления двухфазного потока при течении в малых каналах / Д. Ховалыг, А. В. Бараненко // Вестник Международной академии холода. 2012. № 1. С. 3-10.
9. Чефранов С. Г. Энергетически оптимальные нестационарные режимы течения вязкой несжимаемой жидкости / С. Г. Чефранов // Известия РАН. Механика жидкости и газа. 2017. № 2. С. 36-49. DOI: 10.7868/S0568528117020074
10. Al Yousef Z. An overview of steam injection projects in fractured carbonate reservoirs in the Middle East / Z. Al Yousef, H. AlDaif, M. Al Otaibi // Journal of Petroleum Science Research. 2014. Vol. 3. No. 3. Pp. 101-152. DOI: 10.14355/jpsr.2014.0303.01
11. Basta G. Semi-analytical model to predict the performance of cyclic steam stimulation oil wells / G. Basta, M. A. El Ela, A. El-Banbi, S. El-Tayeb,
    S. E.-D. M. Desouky, M. H. Sayyouh // Journal of Petroleum Exploration and Production. 2021. No. 11. Pp. 1993-2007. DOI: 10.1007/s13202-021-01111-7
12. Chen N. H. An explicit equation for friction factor in pipe / N. H. Chen // Industrial & Engineering Chemistry Fundamentals. 1979. Vol. 18. Pp. 296-297. DOI: 10.1021/i160071a019
13. Moradi B. Calculation of temperature profile in injection wells / B. Moradi, M. Ayoub, M. Bataee, E. Mohammadian // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. 2020. Vol. 10. Pp. 687-697.
    DOI: 10.1007/s13202-019-00763-w
14. Pang Z. Experiments and analysis on development methods for horizontal well
    cyclic steam stimulation in heavy oil reservoir with edge water / Z. Pang, Y. Jiang, B. Wang, G. Cheng, X. Yu // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2020. Vol. 188. Art. 106948. Pp. 1-13. DOI: 10.1016/j.petrol.2020.106948
15. Sun F. Numerical simulation of superheated steam flow in dual-tubing wells /
    F. Sun, Y. Yao, X. Li // Journal of Petroleum Exploration and Production
    Technology. 2018. Vol. 8. Pp. 925-937. DOI: 10.1007/s13202-017-0390-7
16. Sun F. The heat and mass transfer characteristics of superheated steam
    in horizontal wells with toe-point injection technique / F. Sun, Y. Yao, X. Li // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. 2018. Vol. 8. Pp. 1295-1302. DOI: 10.1007/s13202-017-0407-2
17. Swadesi B. Optimizing the development strategy of combined steam flooding & cyclic steam stimulation for enhanced heavy oil recovery through reservoir
    proxy modeling / B. Swadesi, S. A. Muraji, A. Kurniawan, I. Widiyaningsih, R. Widiyaningsih, A. Budiarto, B. M. Aslam // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. 2021. Vol. 11. Pp. 4415-4427.
    DOI: 10.1007/s13202-021-01301-3
18. Xiao D. Research on wellbore temperature control and heat extraction methods
    while drilling in high-temperature wells / D. Xiao, Y. Hu, Y. Meng, G. Li, T. Wang, W. Chen // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2022. Vol. 209. Art. 109814. Pp. 1-17. DOI: 10.1016/j.petrol.2021.109814