Анализ влияния теплофизических параметров пласта и флюида на процесс пароциклического воздействия на нефтяные пласты

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


Ковальчук Татьяна Николаевна, студент бакалавриата, направление «Физика», кафедра моделирования физических процессов и систем, Физико-технический институт, Тюменский государственный университет; t.n.kovalchuk@mail.ru

Скобликов Родион Максимович, студент бакалавриата, кафедра моделирования физических процессов и систем, Физико-технический институт, Тюменский государственный университет, Тюмень, Россия, skoblikov.rodion@yandex.ru, https://orcid.org/0009-0007-2241-246X
Фёдоров Антон Олегович, студент магистратуры, кафедра моделирования физических процессов и систем, Физико-технический институт, Тюменский государственный университет, Тюмень, Россия, stud0000126277@study.utmn.ru, https://orcid.org/0009-0001-8253-9637
Ходжиев Ёсинджон Назирджонович, делопроизводитель кафедры алгебры и математической логики, Институт математики и компьютерных наук, Тюменский государственный университет, Тюмень, Россия, y.n.khodzhiev@utmn.ru, https://orcid.org/0009-0002-5304-9177
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:

В настоящее время существующие модели пароциклической обработки не позволяют исследовать развитие теплового фронта на этапе нагнетания пара в пласт с учетом возможного влияния как конвективных потоков, так и кондуктивных, а также свойств породы и флюида. Знания динамики развития фронтов позволяют определить особенности протекающих физических процессов на конкретных месторождениях и могут быть использованы для оптимизации процесса добычи. Целью работы является анализ развития теплового поля в породах с различными теплофизическими параметрами. Была разработана гидродинамическая модель развития теплового поля и рассчитана на программном комплексе tNavigator для пород с различными теплофизическими свойствами. Модель учитывает трехмерное распространение тепла, свойства коллекторных и нагнетаемых флюидов, а также теплопотери в кровлю и подошву пласта. Проведено сопоставление максимальных размеров прогретой области, рассчитанных по разработанной гидродинамической модели, с результатами, полученными по интегральной модели. Определена зависимость координаты теплового фронта от удельной теплоемкости и теплопроводности породы. Тепловой фронт продвигается значительно дальше в породах с меньшей удельной теплоемкостью и теплопроводностью при одинаковом объеме закачки. Показано, что конвективная составляющая теплообмена слабо зависит от удельной теплоемкости и что форма теплового фронта остается одинаковой во всех случаях.

Список литературы:

Антониади Д. Г., Гарушев А. Р., Ишиханов В. Г. 2000. Настольная книга по термическим методам добычи нефти. Краснодар: Советская Кубань. 462 с.

Брусиловский А. И. 2002. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. М.: Грааль. 575 с.

Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. 1989. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. М.: Недра. 422 с.

ГОСТ Р 51069—97. 2008. Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром. М.: Стандартинформ. 8 с.

Каневская Р. Д. 2002. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. М.; Ижевск: Институт компьютерных исследований. 140 с.

Осипов А. В., Соломатин А. Г. 2011. Влияние продолжительности периода добычи нефти на эффективность паротепловых обработок призабойных зон скважин // Бурение и нефть. № 2. C. 42–44.

Сергеев Р. В. 1981. Тепловые методы воздействия на призабойную зону пласта месторождений тяжелых и высоковязких нефтей // Нефтепромысловое дело. № 16.

Шевелёв А. П. 2005. Математическое моделирование циклического теплового воздействия на нефтяные пласты: автореф. дис. … канд. физ.-мат. наук. Тюмень: Тюменский гос. ун-т. 23 с.

Шевелёв А. П., Фёдоров К. М., Гильманов А. Я. 2022. Оптимизация пароциклического воздействия на нефтяной пласт // Актуальные проблемы нефтегазовой отрасли. М.: Нефтяное хозяйство. С. 181–195.

Abd El-Moniem M. 2020. Heavy oil production, Review paper // Emirates Journal for Engineering Research. Vol. 25. No. 4. Article 5. https://scholarworks.uaeu.ac.ae/ejer/vol25/iss4/5 (дата обращения: 05.06.2023).

Chen F., Liu H., Dong X., Wang Y., Zhang Q., Zhao D., Gai P., Yin F., Qu L. 2019. A new analytical model to predict oil production for cyclic steam stimulation of horizontal wells // SPE Western Regional Meeting (23–26 April 2019, San Jose, California, USA). Paper SPE-195291-MS. https://doi.org/10.2118/195291-MS

Hasan M. M. 2021. Various techniques for enhanced oil recovery: A review // Iraqi Journal of Oil and Gas Research. Vol. 2. No. 1. Pp. 83–97. https://doi.org/10.55699/ijogr.2022.0201.1018

Jones J. 1977. Cyclic steam reservoir model for viscous oil, pressure depleted gravity drainage reservoirs // SPE California Regional Meeting (13–15 April 1977, Bakersfield, California). Paper SPE-6544-MS. https://doi.org/10.2118/6544-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. 145–150. https://doi.org/10.1007/BF03184614

Liu J., Zhong L., Hao T., Liu Y. 2022. Study on flow characteristics of produced fluid in Bohai Oilfield cycle steam stimulated heavy oil reservoir // IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. Vol. 966. Article 012006. https://doi.org/10.1088/1755-1315/966/1/012006

Marx J. W., Langenheim R. H. 1959. Reservoir heating by hot fluid injection // Petroleum Transactions, AIME. Vol. 216. No. 1. Pp. 312–315. https://doi.org/10.2118/1266-G

Santiago C. J., Kantzas A. 2020. On the role of molecular diffusion in modelling enhanced recovery in unconventional condensate reservoirs // SPE Europec (1–3 December 2020, Virtual). Paper SPE-200596-MS. https://doi.org/10.2118/200596-MS

Savchik M. B., Ganeeva D. V., Raspopov A. V. 2020. Efficiency improvement of the cyclic steam treatment of wells in the Upper Permian deposit of the Usinskoye field based on the hydro­dynamic model // Perm Journal of Petroleum and Mining Engineering. Vol. 20. No. 2. Pp. 137–149. https://doi.org/10.15593/2224-9923/2020.2.4

Suranto A. M., Putradianto R. R., Rizqi Al Asy’ari M., Lukmana H. A. 2022. An investigation of novel technique cyclic steam-solvent stimulation using horizontal well to escalate heavy oil production // Journal of Earth Energy Engineering. Vol. 11. No. 2. Pp. 60-68. https://doi.org/10.25299/jeee.2022.8130

Swadesi B., Suranto S., Widiyaningsih I., Jani M. 2020. Optimization study of integrated scena­rios on cyclic steam stimulation (CSS) using CMG STARS simulator // Journal of Petroleum and Geothermal Technology. Vol. 1. No. 1. Pp. 8–14. https://doi.org/10.31315/jpgt.v1i1.3315

Vishnumolakala N., Zhang J., Ismail N. B. 2020. A comprehensive review of enhanced oil reco­very projects in Canada and recommendations for planning successful future EOR projects // SPE Canada Heavy Oil Conference (28 September — 2 October 2020, Virtual). Paper SPE-199951-MS. https://doi.org/10.2118/199951-MS

Yang X., Zhao H., Zhang B., Zhao Q., Cheng Y., Zhang Y., Li Y. 2022. Displacement characteristics and produced oil properties in steam flood heavy oil process // Energies. Vol. 15. No. 17. Article 6246. https://doi.org/10.3390/en15176246