Интегральная модель тепломассопереноса при парогравитационном дренаже
Оглавление
ВВЕДЕНИЕ
ГЛАВА 1. МЕСТО ПАРОГРАВИТАЦИОННОГО ДРЕНАЖА СРЕДИ СОВРЕМЕННЫХ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
1.1. Доля высоковязкой нефти среди мировых запасов
1.2. Современные тепловые методы увеличения нефтеотдачи
1.3. Экспериментальные исследования развития паровой камеры при
парогравитационном дренаже
1.4. Подходы к моделированию процесса парогравитационного дренажа
1.5. Промысловый опыт применения парогравитационного дренажа и
перспективы развития процесса
ГЛАВА 2. ИНТЕГРАЛЬНАЯ МОДЕЛЬ ПРОЦЕССА ПАРОГРАВИТАЦИОННОГО ДРЕНАЖА
2.1. Закон сохранения массы и уравнение притока тепла
2.2. Интегральная модель парогравитационного дренажа
2.3. Обезразмеривание интегральной модели и выделение определяющих
критериев подобия
2.4. Учёт интерференции тепловых полей элементов разработки
2.5. Численное решение системы уравнений модели парогравитационного
дренажа
ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССА РАЗВИТИЯ ТЕПЛОВОГО ПОЛЯ И ДОБЫЧИ НЕФТИ ПРИ ПАРОГРАВИТАЦИОННОМ ДРЕНАЖЕ
3.1. Асимптотический анализ для определения условий формирования термогидродинамической связи между скважинами
3.2. Верификация интегральной модели парогравитационного дренажа с помощью экспериментов Чанга и Батлера
3.3. Особенности развития теплового поля в ходе процесса парогравитационного дренажа
3.4. Последняя стадия процесса: определение условий динамического
теплового равновесия
2
3.5. Оптимизация развития теплового поля для получения максимального коэффициента извлечения нефти
ГЛАВА 4. ВЕРИФИКАЦИЯ МОДЕЛИ ПАРОГРАВИТАЦИОННОГО ДРЕНАЖА НА ПРОМЫСЛОВЫХ ДАННЫХ
4.1. Развитие теплового поля и динамика паронефтяного отношения на месторождении Senlac
4.2. Динамика границы области жидких фаз и оценка риска прорыва пара в добывающую скважину для месторождения Celtic
4.3. Оптимизация развития теплового поля для получения максимального коэффициента извлечения нефти по месторождению Fengcheng
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Во введении обоснована актуальность темы исследования, сформулирована цель работы и поставлены основные задачи ис- следования, указана научная новизна и практическая значимость работы, приведены положения, выносимые на защиту.
В первой главе охарактеризовано современное состояние в об- ласти моделирования и применения метода парогравитационного дренажа. Показано, что в настоящее время доля месторождений с высоковязкой нефтью является значительной. Обоснован общий принцип действия тепловых методов увеличения нефтеотдачи для разработки таких месторождений, заключающийся в нагреве нефти теплоносителем, в результате чего её вязкость снижается, а ско- рость фильтрации возрастает. Рассмотрены различные тепловые методы увеличения нефтеотдачи, их принцип работы, достоинства и недостатки. Подробно описан метод парогравитационного дре- нажа (Steam-Assisted Gravity Drainage, SAGD), предложенный Р. М. Батлером, указаны его преимущества по сравнению с други- ми методами.
Рассмотрены основные экспериментальные исследования мето- да парогравитационного дренажа, в том числе работы Чанга и Бат- лера. Эти исследования позволили установить форму паровой ка- меры в форме треугольной призмы и динамику её теплового развития. Было показано, что наиболее эффективно для примене- ния SAGD использование именно горизонтальных нагнетательных скважин, а не вертикальных. Отмечено, что имеется успешных промысловый опыт применения SAGD на месторождениях Канады, Китая, России.
Кроме того, рассмотрены основные подходы к моделированию парогравитационного дренажа. В процессе парогравитационного дренажа участвуют три фазы: нефть, вода, пар. Первый подход за- ключается в использовании математической модели Батлера, Мак- Наба и Ло, включающей расчёт теплопередачи через границы ка- меры и количества нагретой нефти, поступающей в паровую камеру в форме треугольной призмы, определение потока нефти на основании закона Дарси за счёт гравитационных сил, или даль-
нейших модификаций этой модели, учитывающих зависимость те- плофизических свойств от температуры. Другой подход основан на использовании гидродинамических симуляторов. Третий подход заключается в применении нейросетевых моделей. Показано, что существующие модели прогнозируют дебит нефти и форму паро- вой камеры, однако не позволяют рассчитать ряд технологических параметров (критерий инициации процесса, расстояние между па- рами скважин) и оптимизировать тепловое воздействие на пласт.
Во второй главе обоснована возможность использования инте- грального подхода для моделирования парогравитационного дре- нажа. Этот подход заключается в рассмотрении баланса тепла и массы в целом по всей паровой камере. Впервые представлена ин- тегральная модель парогравитационного дренажа. Основные до- пущения, которые вводятся для применения интегральной модели, следующие:
1. Паровая камера имеет форму треугольной призмы, что со- гласуется с экспериментами Чанга и Батлера.
2. Паровая камера содержит три фазы: нефть, жидкость и пар.
3. Равномерное распределение насыщенностей фаз по паровой
камере.
4. Рассматривается стационарное состояние паровой камеры, при котором температура во всем её объеме достигает значения, равного температуре пара.
5. Полагается, что тепловые потери через границы паровой камеры преимущественно являются конвективными и рассчиты- ваются по закону Ньютона-Рихмана.
6. Отношение площадей фильтрации для нагнетаемого и добы- ваемого флюидов пропорционально отношению соответствующих углов раствора камеры: для нагнетательной скважины угол раствора равен 2π, для добывающей – углу раствора паровой камеры φ.
Постановка задачи для применения модели следующая. Имеет- ся нефтенасыщенный пласт в форме прямоугольного параллелепи- педа мощностью h. Он разрабатывается с помощью метода паро- гравитационного дренажа. В элементе разработки пласта пробурены две параллельные горизонтальные скважины длиной d
каждая, одна находится над другой на расстоянии d0. от нагнета- тельной скважины с паром до такой же соседней скважины по го- ризонтали равно c. Вводится декартова система координат с взаим- но перпендикулярными осями x, y, z (рисунок 1).
Рисунок 1 – Схема рассматриваемой модели нефтенасыщенного пласта в форме прямоугольного параллелепипеда высотой h, разрабатываемого с помощью SAGD. 1 – паровая камера в форме треугольной призмы высо- той zc, 2 – горизонтальная добывающая скважина длиной d, используемая для добычи нефти с расходом Qo и воды с расходом Qw, 3 – горизонталь- ная нагнетательная скважина длиной d, используемая для закачки пара
с расходом Qs, y – горизонтальная ось координат, z – вертикальная ось, φ – угол при вершине треугольника, yc – половина основания паровой камеры, q2 и q1 – удельные тепловые потоки через верхнюю и боковые поверхности камеры
В результате закачки пара с постоянным удельным (на единицу длины горизонтальной скважины) массовым расходом Qs и темпера- турой Ts образуется паровая камера в форме треугольной призмы. Добывается эмульсия нефти и воды, удельный массовый расход нефти равен Qo, удельный массовый расход воды равен Qw. Высота
паровых камер равна zc, а их основание 2yc. Удельные тепловые по- токи, обусловленные конвективными тепловыми потерями через боковые и верхние поверхности паровых камер, равны q1 и q2.
Интегральная модель парогравитационного дренажа основана на использовании законов сохранения массы фаз, уравнения тепло- вого баланса паровой камеры, замыкающих соотношений для рас- ходов, полученных из закона Дарси, уравнений для изменения раз- меров паровой камеры:
(1− ) ( ( − ) )+ ( )=− , (1)
( ) = − + , (2)
( (1 − − ) ) = − , (3)
( − ) + (1 − − ) + ( − )
+ ( − ) + (1 − ) ( − )
= −2 + ( − )−2 ( − )
−( + )( − ),
≤ h, (4)
= 2 ∆ , (5)
+ + ∆
= ,
(6)
12
= , ≤ h, (7)
1 +
= 2 arctg ,
(8)
где t – время, m – пористость, Swr – связанная водонасыщенность, V – объём паровой камеры, а Ve – объём элемента разработки, при- ходящиеся на единицу длины горизонтальной скважины, So, Sw – насыщенности паровой камеры нефтью и водой соответственно, ρs, ρo, ρw, ρr – плотности пара, нефти, сконденсировавшейся из пара воды и скелета породы соответственно, μw, μs, μo – вязкости воды, пара, нефти при температуре паровой камеры, равной температуре пара; Cw, Cs, Co, Cr – удельные теплоёмкости воды, пара, нефти и скелета породы, Jsw – массовая интенсивность фазового перехода пар-вода, приходящаяся на единицу длины горизонтальной сква- жины, To – начальная пластовая температура, l – удельная теплота конденсации пара, α1 и α2 – коэффициенты теплоотдачи в горизон- тальном и вертикальном направлениях, Δpi – репрессия на нагнета- тельной скважине, Δpp – депрессия на добывающей скважине, fo и fw – относительные фазовые проницаемости нефти и воды, которые вычисляются по модельным квадратичным корреляциям Кори.
Начальные условия следующие:
=0: =0, = , =1− , = . (9)
Разработанная интегральная модель приводится к безразмерному виду для оценки вклада влияющих параметров и обобщения реко- мендаций, даваемых по результатам расчётов. Интерференция теп- ловых полей учитывается на основе геометрических соображений.
Одной из основных проблем при использовании метода SAGD является риск прорыва теплоносителя в добывающую скважину. Для оценки этого риска паровая камера разбивается на 2 области, верхняя заполнена только паром в силу его меньшей плотности, нижняя – жидкими фазами. Законы сохранения массы записывают- ся для каждой из областей отдельно. Опускание границы между
областями к добывающей скважине свидетельствует о возможном прорыве пара в эту скважину.
Уравнения разработанной модели решаются с помощью явной конечно-разностной схемы Эйлера, поскольку этот метод не требу- ет больших вычислительных затрат. Метод имеет первый порядок аппроксимации. Исследована устойчивость численного метода.
В третьей главе исследованы основные этапы развития тепло- вого поля при использовании SAGD. Асимптотический анализ мо- дели при t→0 позволил установить наличие критического расхода пара, необходимого для формирования термогидродинамической связи между скважинами:
= 2 h( − ). (10)
Для успешного запуска процесса парогравитационного дренажа расход нагнетаемого пара должен превышать критическое значе- ние. Физический смысл критического расхода пара заключается в том, что закачиваемая с паром теплота должна превышать тепло- вые потери из формирующегося теплового канала.
На основном этапе процесса следует выделить стадию интен- сивного вертикального роста паровой камеры и стадию её горизон- тального развития. То, что динамика теплового развития паровой камеры, рассчитанная по разработанной модели, удовлетворитель- но соответствует результатам экспериментов Чанга и Батлера с размерами паровой камеры, соответствующими изотермам при 100°C, показано на рисунке 2.
На этом этапе модель позволяет рассчитать динамику коэффи- циента охвата пласта воздействием Ks, обводнённости продукции W, коэффициента извлечения нефти и паронефтяного отношения Rs, являющегося показателем теплофизической и экономической эффективности применения тепловых методов увеличения нефте- отдачи. Коэффициент охвата пласта воздействием определяется как отношение объёма паровой камеры к объёму элемента разработки:
= .
( 1 1 )
Рисунок 2 – Сопоставление размеров паровой камеры в различные моменты времени t (мин), рассчитанных по разработанной интегральной модели (выделенные цветом области), с экспериментальными данными Чанга и Батлера (линии)
Обводнённость продукции характеризует отношение объёма воды к объёму всего добываемого флюида:
= . (12)
+
Паронефтяное отношение определяется как отношение расхода закачиваемого пара к дебиту нефти:
= . (13)
Безразмерное время τ вводится следующим образом:
= . (14)
Зависимость параметров Ks, W, Rs от безразмерного времени τ приведена на рисунке 3. Анализ рассчитанных зависимостей пока- зывает, что характерные времена стабилизации коэффициента ох- вата τ1, обводённости продукции τ3 и время τ2 превышения паро- нефтяным отношением критического для рентабельности процесса значения не совпадают между собой. Этот факт говорит о более раннем выравнивании мощности тепловых потерь из паровой ка- меры с количеством теплоты, закачиваемым в единицу времени в пласт, чем окончательное падение дебита нефти и снижение скоро- сти её фильтрации.
Рисунок 3 – Зависимость паронефтяного отношения Rs (сплошная линия), обводнённости продукции W (линия из точек и штрихов) и коэффициента охвата пласта воздействием Ks (пунктирная линия) от безразмерного времени τ. На рисунке отмечены значения τ, равные моментам:
τ1 – стабилизации коэффициента охвата пласта воздействием,
τ2 – превышения паронефтяным отношением рентабельного значения, τ3 – стабилизации обводнённости продукции
Рост коэффициента охвата пласта воздействием при этом по- степенно замедляется, сам параметр выходит на стабильное значе- ние, что означает наступление динамического теплового равнове- сия, когда теплота, закачиваемая с паром в пласт, выравнивается с тепловыми потерями из паровой камеры. Асимптотический анализ
16
модели при t→∞ позволяет определить значение максимального коэффициента охвата пласта воздействием, полностью согласую- щееся с численными расчётами.
Для оценки вклада влияющих параметров был проведён ана- лиз чувствительности коэффициента охвата пласта воздействием и времени эффективной разработки от безразмерных комплексов подобия, введённых при обезразмеривании уравнений модели. Установлено, что наибольшее влияние на процесс SAGD оказы- вают комплексы, характеризующие теплофизические параметры флюида и пласта, а также комплекс, связанный с системой раз- работки.
При сближении пар скважин коэффициент охвата пласта воз- действием увеличивается, однако объём элемента разработки уменьшается, при этом нефтенасыщенность остаётся прежней. Конкуренция этих факторов приводит к наличию максимального коэффициента извлечения нефти за экономически эффективный период Krr, соответствующего оптимальному расстоянию между парами скважин c (оптимальному развитию теплового поля).
В четвёртой главе на примере месторождений Senlac, Fengcheng проведена верификация разработанной модели SAGD, даны рекомендации по применению SAGD на примере месторож- дения Celtic. Для всех месторождений рассчитанный критический расход пара, необходимый для формирования термогидродина- мической связи между нагнетательной и добывающей скважина- ми, меньше фактического расхода, что говорит об успешной ини- циации процесса. Проведенное на примере месторождения Senlac сопоставление рассчитанной по разработанной интегральной мо- дели кинетики изменения коэффициента извлечения нефти с фак- тической (рисунок 4) свидетельствует об их удовлетворительном соответствии.
Однако расчётные значения паронефтяного отношения не- сколько ниже по сравнению с фактическими, поскольку в модели принято допущение о постоянном расходе пара, в то время как на месторождении расход пара был переменным.
Рисунок 4 – Проведенное на примере месторождения Senlac сопоставле- ние зависимости от времени t рассчитанных по разработанной интеграль- ной модели (пунктирные линии) и полученных по промысловым данным (сплошные линии) технологических показателей процесса SAGD:
1 – коэффициента извлечения нефти Kr, 2 – паронефтяного отношения Rs
Проведена оценка времени прорыва пара в добывающую сква- жину для месторождения Celtic. Показано, что время прорыва пара в добывающую скважину составляет 62 сут. после окончания раз- вития паровой камеры, в то время как оценка Янга по данным ме- сторождения составляет 56 сут. Это означает увеличение периода добычи нефти с учётом расчётных данных на 6 сут.
На примере месторождения Fengcheng проведено сопоставле- ние рассчитанной по разработанной интегральной модели дина- мики коэффициента извлечения нефти с промысловыми данными. Это сопоставление показывает удовлетворительное соответствие расчётных и фактических данных (рисунок 5).
Проведен также прогнозный расчёт динамики коэффициента извлечения нефти и процедура оптимизации развития теплового поля на примере месторождения Fengcheng. Установлено, что при оптимальном расстоянии между скважинами 25 м можно достичь максимального коэффициента извлечения нефти 52% (рисунок 6).
Рисунок 5 – Сопоставление динамики коэффициента извлечения нефти Kr, рассчитанной по разработанной интегральной модели (пунктирная линия), с промысловыми данными (сплошная линия) на примере месторождения Fengcheng, t – время процесса SAGD
Рисунок 6 – Зависимость коэффициента извлечения нефти
за рентабельный период разработки Krr от расстояния между парами скважин c, полученная на примере месторождения Fengcheng
19
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
По результатам диссертационной работы можно сделать сле- дующие выводы:
1. Установлено, что моделирование паровой камеры в форме треугольной призмы позволяет достичь удовлетворительного опи- сания тепловых процессов.
2. Разработана интегральная модель парогравитационного дренажа, основанная на допущениях о паровой камере в форме треугольной призмы, однородности теплового поля и поля насы- щенностей, модели Эдмундса-Петерсона для описания тепловых потерь из паровой камеры. Разработанная модель позволяет рас- считать все этапы процесса и спрогнозировать основные техноло- гические параметры: коэффициент извлечения нефти, коэффициент охвата пласта воздействием, обводнённость продукции, расходы нефти и воды.
3. Асимптотический анализ интегральной модели позволил установить новый параметр – критический расход пара, необходи- мый для формирования термогидродинамической связи между скважинами.
4. Выявлены и рассмотрены основные этапы процесса паро- гравитационного дренажа, состоящие из: эволюции паровой каме- ры, интерференции тепловых потоков от соседних паровых камер, формирования термогидродинамической связи между скважинами, установления квазистационарного равновесия между вводимым в пласт теплом и тепловыми потерями из паровой камеры.
5. Получены выражения для комплекса тепловых критериев подобия, которые оказывают наибольшее влияние на процесс паро- гравитационного дренажа. Установлено наличие максимума у ко- эффициента охвата пласта воздействием парогравитационного дренажа, обусловленного уравновешением количества теплоты, закачиваемого в единицу времени в пласт, с мощностью тепловых потерь из паровой камеры.
6. Показано, что на заключительной стадии процесса парогра- витационного дренажа динамика развития теплового поля приво- дит к интерференции соседних паровых камер. Установлено нали- чие оптимального расстояния между парами скважин, соответствующего максимальному прогреву пласта и максимуму коэффициента извлечения нефти.
7. Проведена верификация модели путём сопоставления рас- чётной динамики развития паровой камеры с данными из экспери- ментов Чанга и Батлера, динамики коэффициента извлечения неф- ти с промысловыми данными на примере месторождений Senlac и Fengcheng. Показано, что для условий месторождения Fengcheng оптимальное расстояние между парами скважин составляет 25 м. Оптимизационные расчёты позволяют повысить конечный коэф- фициент извлечения нефти на 7%.
Актуальность темы
Актуальность темы исследования заключается в том, что в настоящее время в связи с истощением традиционных запасов нефти в разработку вовлекаются месторождения трудноизвлекаемых углеводородов, добыча которых возможна лишь при использовании методов увеличения нефтеотдачи. Применение этих методов без предварительного моделирования малоэффективно. На перспективы использования некоторых тепловых методов воздействия на залежи высоковязких нефтей указывают экспериментальные и промысловые исследования. Главная проблема этого вида воздействия заключается в малой тепловой эффективности распространенных методов вытеснения нефти тепловым агентом. Разработка новых технологий воздействия должна основываться на детальном анализе тепломассопередачи в этих процессах и выявление особенностей, определяющих их технологическую эффективность.
Высокую эффективность на практике для добычи тяжёлой нефти показали тепловые методы увеличения нефтеотдачи пласта за счёт существенного снижения вязкости нефти и повышения её подвижности, особенно при использовании пара в качестве теплоносителя. Одним из наиболее перспективных методов среди них, благодаря использованию горизонтальных скважин и большой площади дренирования, является метод парогравитационного дренажа.
В настоящий момент модели, применяемые для описания этого метода, основаны на подходе Батлера, МакНаба и Ло, где упор делается на механизме стекания нефти из камеры в добывающую скважину и детализации теплопередачи и нагрева стенок камеры. Использование этой модели требует сложных расчётов в каждой точке границы паровой камеры и не позволяет предсказать значения некоторых технологических параметров, необходимых для максимально эффективного применения процесса, а также не обеспечивает возможность оптимизации процесса. Стадия предварительного развития паровой камеры на этапе разогрева межскважинной зоны также не описывается в полной мере существующими моделями. Кроме того, важной проблемой при использовании метода парогравитационного дренажа является риск прорыва пара, который необходимо оценивать. Использование интегральных моделей хорошо себя зарекомендовало в применении к описанию других тепловых методов увеличения нефтеотдачи, поэтому имеет смысл применить этот подход к методу парогравитационного дренажа. В этом процессе центральным элементом является паровая камера, поэтому интегральным подходом в этом случае будет рассмотрение теплового и массового баланса в целом для всей камеры.
Степень разработанности темы исследования
Моделированию процесса парогравитационного дренажа и тепловых методов увеличения нефтеотдачи посвящены работы многих российских и зарубежных авторов. Среди них В. Е. Андреев, Д. Г. Антониади, Ж. Бурже,
А. Р. Гарушев,
К. М. Фёдоров,
А. Б. Шейнман,
парогравитационного дренажа исследовалось
(основоположником метода парогравитационного дренажа), М. Ирани, Х. И. Ло, Г. С. МакНабом, П. Е. Морозовым, К. М. Наскименто, М.Т.Нухаевым, Д.Петерсоном, С.М.ФарукомАли, А.Н.Шандрыгиным, Н. Р. Эдмундсом, И. Янгом и другими учёными.
Существующие модели процесса парогравитационного дренажа основаны на использовании подхода Батлера, МакНаба и Ло или на применении гидродинамических симуляторов. В подходе Батлера, МакНаба и Ло тепловой баланс рассматривается в каждой точке границы тепловой камеры, тепловые потери описываются по закону Фурье. Такая модель позволяет рассчитать геометрию паровой камеры и дебит продукции, но
А. А. Кислицын, М. Комбарну, Р. С. Хисамов, С. Хуанг,
М. Л. Сургучёв, П. Сурио,
Р. Ф. Шарафутдинов и
К. Х. Чанг, другие.
А. Б. Шабаров, Моделирование Р. М. Батлером определение ряда влияющих на процесс параметров и коэффициентов затруднительно.
Симулятор CMG STARS позволяет определить координаты прогретой области из теплового баланса в каждом элементарном объёме пласта, но, как и его аналоги, не позволяет физически обоснованно оптимизировать процесс и определить некоторые технологические параметры для успешной реализации парогравитационного дренажа на практике.
Другие авторы совершенствуют существующие подходы в плане использования более точных зависимостей физических свойств от температуры, уточнения формы паровой камеры и тепловых потерь из неё, но не решают вышеописанные проблемы.
Чанг и Батлер провели экспериментальные исследования с уменьшенной моделью пористой среды. Форма паровой камеры оценивалась по распределению температуры в установке. Эти экспериментальные исследования и их дальнейшее развитие другими исследователями (Наср, Пенг) позволяют только уточнить форму паровой камеры и дебит продукции. Поэтому существует необходимость в создании модели парогравитационного дренажа, позволяющей оптимизировать процесс с использованием данных, которые несложно определить на практике. В работе развивается модель парогравитационного дренажа на основе интегрального подхода, рассматривающего баланс тепла и массы в целом по всей паровой камере в предположении о ее треугольной геометрии.
Цель работы
Создание интегральной модели парогравитационного дренажа, детализирующей общий тепловой баланс в элементе разработки, и выявление основных теплофизических особенностей формирования, развития и стабилизации паровой камеры. Задачи исследования
1. Проанализировать механизмы теплопередачи и фазовых переходов, происходящих при парогравитационном дренаже в паровой камере и на её границах.
2. Разработать интегральную модель парогравитационного дренажа, детально учитывающую общий тепловой баланс паровой камеры в предположении о её треугольной геометрии в ячейке разработки.
3. Установить критерий формирования термогидродинамической связи пары скважин для развития паровой камеры.
4. Исследовать основные этапы процесса парогравитационного дренажа от стадии вертикального роста паровой камеры до установления динамического равновесия между теплом, вводимым в пласт, и тепловыми потерями из паровой камеры.
5. На основе анализа динамики теплового поля процесса парогравитационного дренажа с использованием интегральной модели разработать методику оптимизации процесса и выработать рекомендации для применения технологии на практике.
6. Провести верификацию модели на промысловых данных.
Объектом исследования являются тепловые процессы при парогравитационном дренаже на месторождении высоковязкой нефти.
Предметом исследования являются развитие паровой камеры, тепловые процессы, происходящие в ней, и тепловые потери через её границы.
Научная новизна
1. Для треугольной геометрии паровой камеры впервые установлено, что скорость её развития в вертикальном и горизонтальном направлениях пропорциональна соответствующим удельным тепловым потокам.
2. Разработана интегральная модель процесса парогравитационного дренажа, впервые учитывающая и тепловой баланс всей паровой камеры, и соотношения дебитов нефти и воды в продукции, полученные из закона Дарси. Показано, что модель позволяет рассчитать все стадии процесса на основе параметров, которые возможно определить на практике.
3. С помощью асимптотического анализа модели установлено наличие нового определяющего параметра – критического расхода пара, необходимого для формирования тепловой и гидродинамической связи между скважинами. Расход пара выше критического свидетельствует об успешной инициации процесса.
4. Выделены и проанализированы этапы развития процесса, новыми элементами этих этапов являются интерференция паровых камер, установление динамического теплового равновесия. Выделены безразмерные комплексы, оказывающие определяющее влияние на процесс.
5. Установленавозможностьоптимизацииразвитиятепловогополядля получения максимального коэффициента извлечения нефти.
6. Верификация разработанной модели показала удовлетворительное соответствие расчётной динамики коэффициента извлечения нефти с промысловыми данными по месторождениям Fengcheng и Senlac, расчётной динамики паронефтяного отношения с промысловыми данными по месторождению Senlac.
Практическая значимость работы
1. Интегральная модель парогравитационного дренажа может быть использована для прогнозирования времени стабилизации паровой камеры, динамики коэффициента охвата пласта воздействием, паронефтяного отношения, обводнённости продукции, дебитов нефти и воды.
2. Определены оптимизированные параметры закачиваемого пара с целью формирования термогидродинамической связи между скважинами применительно к месторождениям Senlac и Celtic. 3. Рассчитано оптимальное расстояние между скважинами для месторождения Fengcheng, при котором происходит максимальный прогрев пласта в элементе разработки.
Достоверность работы подтверждается удовлетворительным соответствием динамики развития паровой камеры, рассчитанной по модели, с экспериментальными данными Чанга и Батлера, согласованностью динамики коэффициента извлечения нефти по результатам расчётов по модели с промысловыми данными месторождения Senlac. Установлено соответствие динамики опускания верхней границы области жидких фаз, позволяющей судить о риске прорыва пара, с моделью Янга и его соавторов при расчёте для месторождения Celtic. Дополнительным подтверждением корректности модели служит соответствие максимального коэффициента охвата пласта по результатам численных расчётов с полученным из модели аналитически путём асимптотического анализа.
Методология и методы исследований
Методологической основой диссертационного исследования является научные работы по интегральному моделированию тепловых методов увеличения нефтеотдачи, в том числе работы К. М. Фёдорова, В. Е. Андреева, Ю. А. Котенева, С. С. Бадретдинова, А. И. Шакирова, О. З. Исмагилова, М. Т. Нухаева, И. Янга, С. Хуанга, И. Лиу и других. Численные методы исследования, использованные в работе, взяты из книги А. А. Самарского.
Для моделирования процесса парогравитационного дренажа используется система уравнений механики многофазных систем, включающая законы сохранения массы для фаз, тепловой баланс и соотношения для расходов, полученные с использованием закона Дарси. Тепловые потери описываются по закону Ньютона-Рихмана. Описание стадии развития паровой камеры по вертикали основано на предположении о пропорциональности скорости роста камеры удельным тепловым потокам в соответствующем направлении. При рассмотрении формирования термогидродинамический связи между скважинами используется асимптотический анализ модели. Для решения системы дифференциальных уравнений используется конечно-разностная схема с аппроксимацией производных по методу Эйлера и метод последовательной подстановки. Нелинейное уравнение, описывающее стадию вертикального роста камеры, решается с помощью итерационного метода Ньютона. Для расчётов написана собственная программа на языке Pascal.
Положения, выносимые на защиту:
1. Представление о развитии паровой камеры с треугольной геометрией, которое позволяет удовлетворительно описывать тепловые процессы в пласте.
2. Интегральная модель парогравитационного дренажа, основанная на законах сохранения массы и энергии в паровой камере и детально учитывающая общий тепловой баланс в ячейке разработки.
3. Критерий, определяющий формирование термогидродинамической связи между скважинами – критический расход закачиваемого пара.
4. Условие динамического теплового равновесия на заключительной фазе процесса парогравитационного дренажа, основные критерии подобия, определяющие особенности развития теплового поля и технологические параметры добычи нефти.
5. Алгоритм оптимизации процесса парогравитационного дренажа по критерию коэффициента извлечения нефти.
6. Результаты верификации прогнозных параметров модели с промысловыми данными, полученными на месторождениях Fengcheng (Китай), Senlac (Канада), Celtic (Канада).
Структура работы
Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, заключения и списка литературы. Общий объем диссертации – 125 страниц, имеется 19 рисунков и 6 таблиц.
Личный вклад автора состоит в разработке интегральной модели
парогравитационного дренажа, детально описывающей тепловой баланс в 10
элементе разработки, введении критерия формирования термогидродинамической связи между скважинами, проведении расчётов с использованием разработанной модели, анализе результатов исследования, установлении критерия оптимизации процесса парогравитационного дренажа – максимального коэффициента извлечения нефти, верификации модели.
Апробация
Результаты диссертационной работы и её основные положения докладывались и обсуждались на следующих конференциях: XVIII научно- практической конференции «Геология и разработка месторождений с
трудноизвлекаемыми
А. П. Шевелёвым в
конференции SPE» в 2018 году в соавторстве с К. М. Фёдоровым, А. П. Шевелёвым, конференции «Нефть и газ: Технологии и инновации» в 2019 году, XX и XXI Конференциях молодых учёных и специалистов Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени в 2020 и 2021 годах, V Международной научно-практической конференции молодых учёных «Энергия молодёжи для нефтегазовой индустрии» в Альметьевске в 2020 году, XIX Всероссийской конференции-конкурсе студентов и аспирантов «Актуальные проблемы недропользования» в 2021 году, Международном форуме «Нефть и газ – 2021», результатом чего является создание и регистрация программы для ЭВМ «Программа для расчёта технологических показателей парогравитационного дренажа» в 2020 году.
Публикации
Основные результаты диссертационной работы опубликованы в тринадцати печатных работах, в том числе шесть работ в изданиях, рекомендованных ВАК РФ, и четыре в изданиях, входящих в международные базы данных.
Публикации автора в научных журналах
Помогаем с подготовкой сопроводительных документов
Хочешь уникальную работу?
Больше 3 000 экспертов уже готовы начать работу над твоим проектом!
4.7 (82 отзыва)
4.5 (9 отзывов)
4.6 (71 отзыв)
4.9 (826 отзывов)
4.8 (37 отзывов)
5 (145 отзывов)
4.8 (30 отзывов)
5 (14 отзывов)
5 (22 отзыва)
