Please use this identifier to cite or link to this item: https://elib.utmn.ru/jspui/handle/ru-tsu/3317
Title: Физико-математическое моделирование пароциклического воздействия на нефтяные пласты
Other Titles: Physical and mathematical modeling of cyclic steam stimulation for oil reservoirs
Authors: Гильманов, А. Я.
Ковальчук, Т. Н. Шевелёв, А. П.
Gilmanov, A. Ya.
Kovalchuk, T. N.
Shevelev, A. P.
Keywords: циклическое тепловое воздействие; теплофизика; дебит; трудноизвлекаемая нефть; увеличение нефтеотдачи; распределение температуры в пласте; физико-математическое моделирование; cyclic steam stimulation; thermal physics; flow rate; hard-to-recover oil; enhanced oil recovery; temperature distribution in the formation; physical and mathematical modeling
Issue Date: 2020
Publisher: Тюменский государственный университет
Citation: Гильманов, А. Я. Физико-математическое моделирование пароциклического воздействия на нефтяные пласты / А. Я. Гильманов, Т. Н. Ковальчук, А. П. Шевелёв // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика / главный редактор А. Б. Шабаров. – Тюмень : Изд-во Тюм. гос. ун-та, 2020. – Т. 6. – № 1(21). – С. 176-191.
Series/Report no.: Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика
Abstract: В предлагаемой статье рассматривается построение физико-математической модели пароциклического воздействия на нефтяные пласты. Существующие модели требуют расчетов в гидродинамических симуляторах или существенно упрощают описание движения теплового фронта. В рамках предлагаемой модели вводится ряд допущений относительно перемещения границы теплового раздела между прогретой нефтью, находящейся в призабойной зоне, и нефтью, температура которой равна начальной. Предполагается, что данная граница имеет вид прямой линии в прямоугольной системе координат. При этом в начальный момент времени прямая определяется двумя точками: значением максимальной мощности, взятой на вертикальной оси, направленной вниз, и максимальным радиусом прогрева на горизонтальной оси. В дальнейшем эти параметры уменьшаются. Предполагается, что с течением времени граница раздела между холодной и прогретой нефтью смещается параллельно его начальному положению при уменьшении определяющих ее параметров. Такой подход к описанию смещения с течением времени данной границы предлагается впервые. В статье ставится цель определить дебит скважины в случае паротепловой обработки пласта с учетом размеров прогретой зоны. В том числе определяется время цикла закачки теплоносителя и характерное время паротепловой пропитки для предлагаемой модели. Физические процессы, рассматриваемые при построении данной модели, описываются законами сохранения. Расчет области, в которой будет находиться прогретая нефть, учитывает такие параметры, как расход и теплосодержание теплоносителя, толщина пласта и тепловые свойства окружающих пород. В статье рассмотрены вопросы, касающиеся актуальности применения методики пароциклического воздействия на нефтяные пласты. Результатом разработанной модели является зависимость дебита нефти от времени для пароциклической обработки призабойных зон скважин. Предлагаемая методика позволяет проанализировать эффективность разработки в зависимости от основных технологических параметров. Такие расчеты позволяют выбрать наиболее оптимальную стратегию разработки, а значит – увеличить нефтеотдачу.
This article discusses the construction of a physical and mathematical model of the steam cycle effect on oil reservoirs. Existing models require calculations in hydrodynamic simulators or significantly simplify the description of the motion of the heat front. Within the framework of the proposed model, a number of assumptions are introduced regarding the movement of the thermal interface between the heated oil located in the bottomhole zone and the oil whose temperature is equal to the initial one. It is assumed that this boundary has the form of a straight line in a rectangular coordinate system. Moreover, at the initial moment of time, the straight line is determined by two points: the value of the maximum power taken on the vertical axis, directed downward, and the maximum radius of heating on the horizontal axis. In the future, these parameters are reduced. It is assumed that over time, the interface between the “cold” and heated oil shifts parallel to its initial position with a decrease in the parameters that determine it. This approach to describing the displacement over time of this boundary is proposed for the first time. The purpose of the article is to determine the flow rate of the well in the case of steam-thermal treatment of the formation, taking into account the size of the heated zone. In particular, the coolant injection cycle time and the characteristic time of the steam and thermal impregnation for the proposed model are determined. The physical processes considered during the construction of this model are described by conservation laws. The calculation of the area in which the heated oil will be located takes into account parameters such as flow rate and heat content of the coolant, reservoir thickness and thermal properties of the surrounding rocks. The article discusses the issues related to the relevance of the application of the methodology of vapor-cyclical effects on oil reservoirs. The result of the developed model is the dependence of the oil production rate on time for the cyclic treatment of bottom-hole zones of wells. The proposed method allows us to analyze the development efficiency depending on the main technological parameters. Such calculations allow you to choose the most optimal development strategy, and therefore, increase oil recovery.
URI: https://elib.utmn.ru/jspui/handle/ru-tsu/3317
ISSN: 2411-7978
2500-3526
Appears in Collections:Вестник ТюмГУ: Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика

Files in This Item:
File SizeFormat 
176_191.pdf1.07 MBAdobe PDFView/Open


Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.