Прогноз распределения температуры в пласте при вытеснении нефти флюидом с температурой, отличной от пластовой

Об авторах:

Выдыш Иван Владимирович, специалист, Тюменский нефтяной научный центр; vydysh3d@gmail.com

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:

Температурное поле является важным фактором, который необходимо учитывать при тепловых методах интенсификации добычи нефти. Изменение температурного поля сопровождается, в свою очередь, изменением теплофизических свойств пластовых флюидов и всей призабойной зоны в целом. К таким свойствам относятся, например, изменение вязкости флюидов, фазовые превращения или выпадение парафинов. Прогноз теплового поля в пласте при закачке флюида с температурой, которая отличается от пластовой, является важной и актуальной задачей. Все описанные выше процессы основаны на прогнозе температурного поля и его эволюции. Для анализа теплового поля в пластах используются модели неизотермической фильтрации, заложенные в дорогостоящие коммерческие симуляторы, которые позволяют рассчитывать его детальную эволюцию в геологически сложных залежах. Однако многие задачи сводятся к определению вероятности активации того или иного теплового процесса в пласте. Поэтому целью данной работы является разработка упрощенной модели эволюции теплового поля в пласте при закачке флюида с температурой, отличной от пластовой. В данной работе решена стационарная задача о распределении температуры жидкости в стволе нагнетательной скважины. Разработан алгоритм определения коэффициента теплоотдачи по замерам температуры на забое скважины. Сформулирована упрощенная модель формирования температурного поля в пласте при закачке флюида с температурой, отличной от пластовой, в приближении Ловерье. Получена формула для определения среднего значения коэффициента теплоотдачи по всей длине пласта. Показано, что коэффициент теплоотдачи зависит от теплофизических свойств закачиваемого флюида и параметров работы нагнетательной скважины. Показано, что отсутствие замеров теплофизических свойств горных пород и пластовых жидкостей приводит к прогнозам теплового поля с максимальной неопределенностью в ближайшей к нагнетательной скважине половине участка воздействия.

Список литературы:

Басниев К. С., Власов А. М., Кочина И. Н., Максимов В. М. 1986. Подземная гидравлика: учеб. для вузов. М.: Недра. 303 с.

Баширов В. В., Федоров К. М., Овсюков А. В. 1984. Неизотермическое движение жидкости и газа в пористых средах и задачи увеличения нефтеотдачи пластов тепловыми методами. Уфа: Изд-во Башкир. ун-та. 84 с.

Богословский В. А., Горбачев Ю. И., Жигалин А. Д., Калинин А. В., Попов М. Г., Пушкарев П. Ю., Модин И. Н., Никитин А. А., Никитин Ан. А., Степанов П. Ю., Хмелевский В. К. 2018. Геофизика: учеб. пос., электрон. изд. сетевого распространения. М.: КДУ, Добросвет.

Емельянов Э. В., Земцов Ю. В., Дубровин А. В. 2019. Опыт применения потокоотклоняющих технологий в условиях резкой неоднородности продуктивных горизонтов Усть-Тегусского месторождения // Нефтепромысловое дело. № 11 (611). С. 76–82. https://doi.org/10.30713/0207-2351-2019-11(611)-76-82

Земцов Ю. В., Мазаев В. В. 2021. Современное состояние физико-химических методов увеличения нефтеотдачи (литературно-патентный обзор). Екатеринбург: Издательские решения. 239 с.

Короновский Н. В., Ясаманов Н. А. 2011. Геология: учеб. для студентов вузов. 7-е изд., перераб. М.: Академия. 445, [1] с.

Лыков А. В. 1967. Теория теплопроводности: учеб. пос. для студентов теплотехн. спец. вузов. М.: Высшая школа. 599 с.

Нигматулин Р. И. 1987. Динамика многофазных сред: в 2 ч. Часть 1. М.: Наука. 464 с.

Ручкин А. А., Ягафаров А. К. 2005. Оптимизация применения потокоотклоняющих технологий на Самотлорском месторождении. Тюмень: Вектор Бук. 165 с.

Тихонов А. Н., Самарский А. А. 1977. Уравнения математической физики: учеб. пос. для вузов. 5-е изд., стер. М.: Наука. 735 с.

Arias Buitrago J. A., Alzate-Espinosa G. A., Arbelaez-Londono A., Morales C. B., Chalaturnyk R. J., Zambrano G. 2016. Influence of confining stress in petrophysical properties changes during thermal recovery in silty sands Colombia // SPE Latin America and Caribbean Heavy and Extra Heavy Oil Conference (19–20 October 2016, Lima, Peru). Paper SPE-181197-MS. https://doi.org/10.2118/181197-MS

Bai B., Liu Y., Coste J.-P., Li L. 2007. Preformed particle gel for conformance control: Transport mechanism through porous media // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. Vol. 10. No. 2. Pp. 176–184. https://doi.org/10.2118/89468-PA

Caili D., Qing Y., Fulin Z. 2010. In-depth profile control technologies in China — A review of the state of the art // Petroleum Science and Technology. Vol. 28. No. 13. Pp. 1307–1315. https://doi.org/10.1080/10916460903419164

Coats K. H., Thomas L. K., Pierson R. G. 1995. Compositional and black oil reservoir simulation // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. Vol. 1. No. 4. Pp. 372–379. https://doi.org/10.2118/50990-PA

Dahbag M. S., Enamul Hossain M. 2016. Simulation of ionic liquid flooding for chemical enhance oil recovery using CMG STARS software // SPE Kingdom of Saudi Arabia Annual Technical Symposium and Exhibition (25–28 April 2016, Dammam, Saudi Arabia). Paper SPE-182836-MS. https://doi.org/10.2118/182836-MS

Ghaddab F., Kaddour K., Tesconi M., Brancolini A., Carniani C., Galli G. 2010. El Borma — Bright Water®: A tertiary method for enhanced oil recovery for a mature field // SPE Production and Operations Conference and Exhibition (8–10 June 2010, Tunis, Tunisia). Paper SPE-136140-MS. https://doi.org/10.2118/136140-MS

Lauwerier H. A. 1955. The transport of heat in an oil layer caused by the injection of hot fluid // Applied Scientific Research, Section A. Vol. 5. No. 2. Pp. 145–160. https://doi.org/10.1007/BF03184614

Moussa T. M., Patil S., Mahmoud M. A. 2018. Performance analysis of a novel heavy oil recovery process using in-situ steam generated by thermochemicals // SPE Western Regional Meeting (22–26 April 2018, Garden Grove, California, USA). Paper SPE-190074-MS. https://doi.org/10.2118/190074-MS

Seright R. S., Liang J. 1995. A comparison of different types of blocking agents // SPE European Formation Damage Conference (15–16 May 1995, The Hague, Netherlands). Paper SPE-30120-MS. https://doi.org/10.2118/30120-MS

Sydansk R. D., Romero-Zeron L. 2011. Reservoir Conformance Improvement. Society of Petroleum Engineers. 138 p.