Подход к моделированию технологии теплового воздействия

UDK: 622.276.65.001.57

DOI: 10.24887/0028-2448-2025-10-65-70

Ключевые слова: воздействия, термогидродинамическое 3D-моделирование, месторождения тяжелой нефти, неизотермический многофазный поток

Авт.: М.Г. Персова, д.т.н. (Новосибирский гос. технический университет); Ю.Г. Соловейчик, д.т.н. (Новосибирский гос. технический университет); Д.А. Леонович (Новосибирский гос. технический университет); К.М. Виноградов (Новосибирский гос. технический университет); А.В. Насыбуллин, д.т.н. (Альметьевский гос. технологический университет «Высшая школа нефти»; ТатНИПИнефть); М.И. Амерханов, к.т.н. (ПАО «Татнефть»)

В работе рассматривается подход к термогидродинамическому моделированию технологии теплового воздействия. Эта технология реализуется посредством закачки пара в пласт с тяжелой нефтью, что вызывает ее разогрев и, как следствие, снижение вязкости. Представлена методика моделирования, основанная на конечно-элементном расчете давления c балансировкой потоков и явной схеме переноса фаз, допускающей локальное дробление шага по времени для отдельных групп элементов с целью обеспечения устойчивого расчета насыщенностей фаз. В методике учитывается поглощение/выделение тепла при смене агрегатного состояния воды, и температура вычисляется взаимосвязанно с конечно-элементным расчетом давления. Кроме того, учитывается изменение температуры за счет переноса флюида и тепловых потоков, связанных с теплопроводностью среды. Тепловые потоки рассчитываются с использованием конечно-разностной аппроксимации, обеспечивающей локальный баланс тепловой энергии. Расчетная сетка строится таким образом, что конструкция скважин описывается сеточными линиями. Для одного из месторождений тяжелой нефти Республики Татарстан представлено сравнение данных термогидродинамического моделирования и фактических данных о добыче нефти за 3,5 года. Показано их достаточное соответствие для различных пар скважин рассматриваемого участка месторождения. Проведены исследования взаимовлияния пар скважин. Показано существенное влияние соседних пар скважин, что вызывает необходимость выполнения моделирования с учетом соседних пар скважин при оптимизации режимов разработки.

Список литературы

1. Experimental and numerical investigation on extra-heavy oil recovery by steam injection using vertical injector – horizontal producer / P. Liu [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2021. – V. 205. – Р. 108945. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.108945. – EDN: SRQRTJ

2. A comprehensive review of thermal enhanced oil recovery: Techniques evaluation / E.M.A. Mokheimer [et al.] // Journal of Energy Resources Technology. – 2019. – V. 141. – No 3. – 18 р. – https://doi.org/10.1115/1.4041096. – EDN: SRQRTJ

3. Numerical modeling of steam injection in heavy oil reservoirs / S. Mozaffari [et al.] // Fuel. – 2013. – V. 112. – P. 185–192. – https://doi.org/10.1016/j.fuel.2013.04.084

4. Lawal K.A., Olamigoke O. On the optimum operating temperature for steam floods // SN Applied Sciences. – 2021. – V. 3. – 10 р. – https://doi.org/10.1007/s42452-020-04082-2. – EDN: IXDOSF

5. Mir H., Siavashi M. Whole-time scenario optimization of steam-assisted gravity drainage (SAGD) with temperature, pressure, and rate control using an efficient hybrid optimization technique // Energy. – 2022. – V. 239. – Part C. – Р. 122149. – https://doi.org/10.1016/j.energy.2021.122149. – EDN: AOLOVD

6. Siavashi M., Garusi H., Derakhshan S. Numerical simulation and optimization of steam-assisted gravity drainage with temperature, rate, and well distance control using an efficient hybrid optimization technique // Numerical Heat Transfer. – Part A: Applications. – 2017. – V. 72. – No 9. – P. 721–744. – https://doi.org/10.1080/10407782.2017.1400330

7. Оценка профиля притока к стволу горизонтальной скважины по результатам термогидродинамических исследований / Р.С. Хисамов, Н.А. Назимов,

М.Х. Хайруллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 12. – С. 114–116. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-12-114-116. – EDN: AFNYJY

8. Моделирование процесса парогравитационного дренирования с учетом предельного градиента давления / Р.С. Хисамов, П.Е. Морозов, М.Х. Хайруллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 8. – С. 48-51. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-8-48-51. – EDN: XWBUIX

9. A method of FE modeling multiphase compressible flow in hydrocarbon reservoirs / Y.G. Soloveichik [et al.] // Computer Methods in Applied Mechanics and Engineering. – 2022. – V. 390. – Р. 114468. – https://doi.org/10.1016/j.cma.2021.114468. – EDN: ESNNRU

10. О подходе к оптимизации добычи с использованием химических методов воздействия на пласт / М.Г. Персова, Ю.Г. Соловейчик, А.С. Овчинникова

[и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 3. – С. 42–47. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-3-42-47. – EDN: UNBOPN

11. Персова М.Г., Соловейчик Ю.Г., Гриф А.М. Балансировка потоков на неконформных конечноэлементных сетках при моделировании многофазной фильтрации // Программная инженерия. – 2021. – Т. 12. – № 9. – С. 450–458. – https://doi.org/10.17587/prin.12.450-458. – EDN: FPWCOB

12. Применение процедуры группирования конечных элементов для повышения эффективности моделирования нестационарного многофазного потока в высоконеоднородных трехмерных пористых средах / М.Г. Персова, Ю.Г. Соловейчик, И.И. Патрушев, А.С. Овчинникова // Вестник Томского государственного университета. Управление, вычислительная техника и информатика. – 2021. – № 57. – С. 34–44. – https://doi.org/10.17223/19988605/57/4. –

EDN: OOWMSV

13. Ривкин С.Л., Александров А.А. Термодинамические свойства воды и водяного пара: справочник. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1984. – 80 с.