Моделирование теплового поля пласта при фильтрации газированной нефти и воды с учетом теплоты разгазирования и термодинамических эффектов

Об авторах:

Шарафутдинов Рамиль Фаизырович, доктор физико-математических наук, профессор кафед­ры геофизики, Уфимский университет науки и технологий, Уфа, Россия gframil@inbox.ru
Валиуллин Рим Абдуллович, доктор технических наук, профессор, заведующий кафедрой геофизики, Башкирский государственный университет (г. Уфа); valra@geotec.ru

Дилшот Имомкул угли Бабаназаров, аспирант кафедры геофизики, Уфимский университет науки и технологий, Уфа, Россия
dilshodbabanazarov95@gmail.com

Канафин Ильдар Вакифович, старший преподаватель кафедры геофизики, к.ф.-м.н. Уфимский университет науки и технологий (г. Уфа); vradlik@gmail.com

Аннотация:

В процессе обводнения пласта в условиях снижения давления ниже давления насыщения нефти газом, т. е. при разгазировании нефти в пласте, возникает область трехфазного течения нефти, воды и газа. В этом случае каждая из фаз вносит определенный вклад в формирование теплового поля в пласте за счет проявления термодинамических эффектов и теплоты разгазирования нефти. На формирование теплового поля влияют различные параметры, например: начальная обводненность пласта, количество растворенного газа в нефти, соотношение пластового давления и давления насыщения нефти газом, соотношение пластового давления и забойного и т. д.
Термогидродинамические процессы, происходящие в этом случае, несут информацию о пласте и призабойной зоне скважины. Одним из направлений использования особенностей формирования температурного поля при этом является применение термометрических исследований скважин для диагностики состояния скважины и пласта. Обводнение пласта в условиях разгазирования нефти приводит к изменению распределения температуры в пласте, что может быть использовано при диагностике источников обводнения пласта.
В работе с использованием методов математического моделирования неизотермической трехфазной фильтрации исследуются особенности температурного поля в нефтенасыщенном пласте при разгазировании нефти в условиях обводнения пласта. В результате проведения многовариантных расчетов при различных соотношениях начальной обводненности пласта и газового фактора получены зависимости температуры для различного времени работы скважины. Полученные зависимости температуры от величины обводненности могут быть использованы как палеточные зависимости для количественной оценки поинтервального дебита притока воды из пластов.

Список литературы:

Аргунова К. К., Бондарев Э. А., Николаев В. Е. 2001. Вычислительный эксперимент в неизотермической фильтрации газа // Вычислительные технологии. 2001. Том 6. № S2. С. 66–70.

Валиуллин Р. А., Рамазанов А. Ш., Шарафутдинов Р. Ф. 1994. Баротермический эффект при трехфазной фильтрации с фазовыми переходами // Известия РАН. Механика жидкости и газа. № 6. С. 113–117.

Валиуллин Р. А., Рамазанов А. Ш., Шарафутдинов Р. Ф. 1995. Термометрия многофазных потоков. Уфа: Изд-во Башкир. ун-та.

Валиуллин Р. А., Шарафутдинов Р. Ф., Федотов В. Я., Закиров М. Ф., Шарипов А. М., Ахметов К. Р., Азизов Ф. Ф. 2015. Использование нестационарной термометрии для диагнос­тики состояния скважин // Нефтяное хозяйство. № 5. С. 93–95.

Золотарев П. П., Николаевский В. Н. 1966. Термодинамический анализ нестационарных процессов в насыщенных жидкостью и газом деформируемых пористых средах // Теория и практика добычи нефти. Ежегодник ВНИИ. М.: Недра. С. 49–61.

Курбанов А. К., Розенберг М. Д. 1968. Неизотермическая фильтрация многофазных жидкостей // Теория и практика добычи нефти. Ежегодник ВНИИ. М.: Недра.

Лапук Б. Б. 1940. Термодинамические процессы при движении газированной нефти в пористых пластах // Азербайджанское нефтяное хозяйство. № 12.

Теслюк Е. В., Палий А. О. 1967. Неизотермические процессы в теории и практике нефтедобычи // Пути развития нефтяной и газовой промышленности Западного Казахстана. М.: ВНИИОЭНГ. С. 192–208.

Требин Г. Ф., Капырин Ю. Ф., Лиманский О. Г. 1978. Оценка температурной депрессии в призабойной зоне эксплуатационных скважин // Труды ВНИИ. № 64. С. 16–22.

Хабиров Т. Р., Садретдинов А. А., Шарафутдинов Р. Ф. 2013. Математическая модель для расчета термогидродинамических процессов в системе «горизонтальная скважина — пласт» // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. № 8. С. 29–33.

Чарный И. А. 1963. Подземная гидрогазодинамика. М.: Гостоптехиздат. 396 с.

Чекалюк Э. Б. 1965. Термодинамика нефтяного пласта. М.: Недра. 238 с.

Gao Yo., Cui Ya., Xu B., Sun B., Zhao X., Li H., Chen L. 2017. Two phase flow heat transfer analysis at different flow patterns in the wellbore // Applied Thermal Engineering. Vol. 117. Pp. 544–552. https://doi.org/10.1016/j.applthermaleng.2017.02.058

Hou Zh., Yan T., Li Zh., Feng J., Sun Sh., Yuan Yu. 2019. Temperature prediction of two phase flow in wellbore using modified heat transfer model: An experimental analysis // Applied Thermal Engineering. Vol. 149. Pp. 54–61. https://doi.org/10.1016/j.applthermaleng.2018.12.022

Mao Yi., Zeidouni M. 2017. Near wellbore characterization from temperature transient analysis: Accounting for non-darcy flow effect // SPE Symposium: Production Enhancement and Cost Optimisation (7–8 November 2017, Kuala Lumpur, Malaysia). Paper SPE-189234-MS. https://doi.org/10.2118/189234-MS

Muradov K., Davies D., Durham C., Waterhouse R. 2017. Transient pressure and temperature interpretation in intelligent wells of the Golden Eagle field // SPE Europec featured at 79^th EAGE Conference and Exhibition (12–15 June 2017, Paris, France). Paper SPE-185817-MS. https://doi.org/10.2118/185817-MS

Stone H. L. 1970. Probability model for estimating three-phase relative permeability // Journal of Petroleum Technology. Vol. 22. No. 2. Pp. 214–218. https://doi.org/10.2118/2116-PA

Valiullin R. A., Sharafutdinov R. F., Ramazanov A. Sh. 2004. A research into thermal field in fluid-saturated porous media // Powder Technology. Vol. 148. No. 1. Pp. 72–77. https://doi.org/10.1016/j.powtec.2004.09.023

Zheng J., Dou Yi., Li Zh., Yan X., Zhang Ya., Bi Ch. 2022. Investigation and application of wellbore temperature and pressure field coupling with gas–liquid two-phase flowing // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. Vol. 12. Pp. 753–762. https://doi.org/10.1007/s13202-021-01324-w