СИСТЕМЫ АНАЛИЗА И ОБРАБОТКИ ДАННЫХ
ISSN (печатн.): 2782-2001
ISSN (онлайн): 2782-215X
В работе представлен подход к совместному моделированию гидродинамических и тепловых процессов, возникающих в нефтяном коллекторе в ходе разработки месторождения с использованием тепловых методов увеличения нефтеотдачи. Для моделирования процессов неизотермической многофазной фильтрации используется подход, основанный на неявном расчете давления с использованием метода конечных элементов и явном расчете насыщенностей фаз. Рассматривается вычислительная схема расчета температурного поля, которая позволяет учитывать как теплообмен между фазами, так и теплообмен смеси флюидов и матрицы-породы. При этом для учета влияния теплопроводности используется коэффициент, характеризующий скорость теплообмена между смесью флюидов и породой. Предложенная схема также учитывает влияние температурного поля на процесс течения смеси фаз в коллекторе месторождения и предусматривает возможность возникновения источников и стоков тепла, образовавшихся за счет химических реакций или термодинамических процессов в газообразных фазах.
Численные эксперименты были проведены на модели реального нефтяного месторождения, полученной в результате адаптации скважинных данных. Модель содержит большое число скважин и характеризуется высокой неоднородностью пористой среды. Работоспособность рассмотренной вычислительной схемы продемонстрирована на примере моделирования закачки горячей воды в скважины, пересекающие пласт со сверхвязкой нефтью. Показана эффективность тепловых методов для разработки месторождений сверхвязкой нефти. При закачке горячей воды в пласт прирост нефтедобычи составил порядка 25 % за счет существенного снижения вязкости нефти. Временные затраты для расчета температурного поля при моделировании многофазной фильтрации не превысили 6 % от общего времени расчета.
Овчинникова Анастасия Сергеевна
1. Ni H., Liu Y., Fan Y. Optimization of injection scheme to maximizing cumulative oil steam ratio based on improved artificial bee colony algorithm // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2019. – Vol. 173. – P. 371–380. – DOI: 10.1016/j.petrol.2018.10.032.
2. A new and fast waterflooding optimization workflow based on INSIM-derived injection efficiency with a field application / H. Zhao, L. Xu, Z. Guo, W. Liu, Q. Zhang, X. Ning, G. Li, L. Shi // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2019. – Vol. 179. – P. 1186–1200. – DOI: 10.1016/j.petrol.2019.04.025.
3. Modeling and optimization of alkaline-surfactant-polymer flooding and hybrid enhanced oil recovery processes / C. Dang, L. Nghiem, N. Nguyen, C. Yang, Z. Chen, W. Bae // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2018. – Vol. 169. – P. 578–601. – DOI: 10.1016/j.petrol.2018.06.017.
4. Comprehensive framework for gradient-based optimization in closed-loop reservoir management / V. Bukshtynov, V. Volkov, O. Durlofsky, K. Aziz // Computational Geosciences. – 2015. – Vol. 19 (4). – P. 877–897. – DOI: 10.1007/s10596-015-9496-5.
5. Oil production optimization based on the finite-element simulation of the multi-phase flow in porous media and inverse problem solution / M.G. Persova, Y.G. Soloveichik, D.V. Vagin, A.M. Grif, I.I. Patrushev, A.S. Ovchinnikova // GeoBaikal 2020. – Irkutsk, Russia: EAGE, 2020. – P. 1–6. – DOI: 10.3997/2214-4609.202052021.
6. Kokal S., Al-Kaabi A. Enhanced oil recovery: challenges and opportunities // World Petroleum Council: Official Publication. – WPC, 2010. – P. 64–69.
7. Satter A., Iqbal G.M. Enhanced oil recovery processes: thermal, chemical, and miscible floods // Satter A., Iqbal G.M. Reservoir engineering: the fundamentals, simulation, and management of conventional and unconventional recoveries. – Amsterdam: Elsevier, 2016. – Ch. 17. – P. 313–337. – DOI: 10.1016/B978-0-12-800219-3.00017-6.
8. Fink J. Petroleum engineer's guide to oil field chemicals and fluids. – Amsterdam: Gulf Professional Publishing, 2021.
9. Green D.W., Willhite G.P. Enhanced oil recovery. – Richardson, TX: Henry L. Doherty Memorial Fund of AIME, Society of Petroleum Engineers, 1998. – 545 p.
10. Brantferger K.M., Pope G.A., Sepehrnoori K. Development of a thermodynamically consistent, fully implicit, equation-of-state, compositional steamflood simulator // SPE Symposium on Reservoir Simulation. – One Petro, 1991. – P. 471–480. – DOI: 10.2118/21253-ms.
11. Xing F., Masson R., Lopez S. Parallel numerical modeling of hybrid-dimensional compositional non-isothermal Darcy flows in fractured porous media // Journal of Computational Physics. – 2017. – Vol. 345. – P. 637–664. – DOI: 10.1016/j.jcp.2017.05.043.
12. Delshad M., Thomas S.G., Wheeler M.F. Parallel numerical reservoir simulations of nonisothermal compositional flow and chemistry // SPE Journal. – 2011. – Vol. 16 (2). – P. 239–248. – DOI: 10.2118/118847-pa.
13. Finite element solution to 3-D airborne time-domain electromagnetic problems in complex geological media using non-conforming hexahedral meshes / M.G. Persova, Y.G. Soloveichik, D.V. Vagin, D.S. Kiselev, Y.I. Koshkina // Journal of Applied Geophysics. – 2020. – Vol. 172. – P. 103911. – DOI: 10.1016/j.jappgeo.2019.103911.
14. Finite-element solution to multidimensional multisource electromagnetic problems in the frequency domain using non-conforming meshes / Y.G. Soloveichik, M.G. Persova, P.A. Domnikov, Y.I. Koshkina, D.V. Vagin // Geophysical Journal International. – 2018. – Vol. 212 (3). – P. 2159–2193. – DOI: 10.1093/gji/ggx530.
15. 3D modeling of thermo-mechanical behavior of composite-made nose caps of hypersonic vehicles / Y.G. Soloveichik, M.G. Persova, D.V. Vagin, T.B. Epanchintseva, P.A. Domnikov, K.V. Dundukova, V.K. Belov // Applied Thermal Engineering. – 2016. – Vol. 99. – P. 1152–1164. – DOI: 10.1016/j.applthermaleng.2016.01.159.
16. Flow balancing in FEM modelling of multi-phase flow in porous media / M.G. Persova, Y.G. Soloveichik, A.M. Grif, I.I. Patrushev // 2018 XIV International Scientific-Technical Conference on Actual Problems of Electronics Instrument Engineering (APEIE). – IEEE, 2018. – P. 205–211. – DOI: 10.1109/APEIE.2018.8545457.
17. The design of high-viscosity oil reservoir model based on the inverse problem solution / M.G. Persova, Y.G. Soloveichik, D.V. Vagin, A.M. Grif, D.S. Kiselev, I.I. Patrushev, A.V. Nasybullin, B.G. Ganiev // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2021. – Vol. 199. – P. 108245. – DOI: 10.1016/j.petrol.2020.108245.
18. Numerical 3D simulation of enhanced oil recovery methods for high-viscosity oil field / M.G. Persova, Y.G. Soloveichik, A.S. Ovchinnikova, I.I. Patrushev, A.V. Nasybullin, E.V. Orekhov // IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. – 2021. – Vol. 1019 (1). – P. 012050. – DOI: 10.1088/1757-899x/1019/1/012050.
19. Aziz K., Ramesh A.B., Woo P.T. Fourth SPE comparative solution project: comparison of steam injection simulators // Journal of Petroleum Technology. – 1987. – Vol. 39 (12). – P. 1576–1584. – DOI: 10.2118/13510-PA.
Овчинникова А.С. Вычислительная схема для расчета температурного поля при решении задач нефтедобычи // Системы анализа и обработки данных. – 2021. – № 4 (84). – С. 37–48. – DOI: 10.17212/2782-2001-2021-4-37-48.
Ovchinnikova A.S. Vychislitel'naya skhema dlya rascheta temperaturnogo polya pri reshenii zadach neftedobychi [A computational scheme for calculating the temperature field when oil production problems]. Sistemy analiza i obrabotki dannykh = Analysis and Data Processing Systems, 2021, no. 4 (84), pp. 37–48. DOI: 10.17212/2782-2001-2021-4-37-48.
