Preview

Известия высших учебных заведений. Нефть и газ

Расширенный поиск
Доступ открыт Открытый доступ  Доступ закрыт Только для подписчиков

Моделирование в поддержку физико-химических методов увеличения нефтеотдачи

https://doi.org/10.31660/0445-0108-2021-3-79-90

Полный текст:

Аннотация

В работе рассмотрены способы повышения коэффициента извлечения нефти на уже разрабатываемых месторождениях, особое внимание уделено методам увеличения нефтеотдачи (МУН). Приведена сравнительная структура добычи нефти в России в среднесрочной перспективе. Проанализирован опыт нефтегазовых компаний по применению МУН на месторождениях и оценена динамика роста применения различных МУН в России. С ростом количества операций на месторождениях неизбежно растут требования к подбору кандидатов, поэтому в работе уделено внимание гидродинамическому моделированию физико-химического моделирования, выделены особенности и недостатки существующих симуляторов. Приведены основные зависимости для адекватного моделирования при полимерном заводнении. Представлен расчет с различной концентрацией полимерного раствора, что оказывает значительное влияние на обводненность и в дальнейшем на снижение операционных расходов на подготовку продукции добываемого флюида. Рассмотрена возможность создания специализированного гидродинамического симулятора для малообъемных химических МУН, так как в основном симуляторы применимы для химического заводнения и воздействие оказывается в целом на пласт.

Об авторе

Т. А. Поспелова
ООО «Тюменский нефтяной научный центр
Россия

Поспелова Татьяна Анатольевна, кандидат технических наук, заместитель генерального директора по науке

Тюмень



Список литературы

1. Галикеев, Р. М. Перспективы использования СО2 на нефтегазовых месторождениях Западной Сибири / Р. М. Галикеев, Д. А. Анурьев, Т. А. Харитонова. – DOI 10.37493/2308-4758.2020.4.2 – Текст : непосредственный // НАУКА. ИННОВАЦИИ. ТЕХНОЛОГИИ. – 2020. – № 4. – С. 15–28.

2. Иванцов, Н. Н. Моделирование химического заводнения для условий высоковязкой нефти / Н. Н. Иванцов, А. В. Степанов, А. В. Стрекалов. – DOI 10.21684/2411-7978-2018-4-4-191-209. – Текст : непосредственный // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. – 2018. – Т. 4, № 4. – С. 191–209.

3. Jessen, K. Interplay of Phase Behavior and Numerical Dispersion in Finite Difference Compositional Simulation / K. Jessen, E. H. Stenby, F. M. Orr. – Text : electronic // SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium, Tulsa, Oklahoma, 13–17 April 2002. – URL: https://doi.org/10.2118/75134-MS. – Published: April, 13, 2002.

4. Поиск новых решений для оптимизации разработки Русского месторождения / В. В. Васильев, Н. Н. Иванцов, К. Г. Лапин [и др.]. – DOI 10.30713/2413-5011-2018-4-46-52. – Текст : непосредственный // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2018. – № 4. – С. 46–52.

5. Иванцов, Н. Н. Исследование фильтрации полимерных растворов в слабосцементированном коллекторе / Н. Н. Иванцов. – DOI 10.21684/2411-7978-2018-4-2-136-150. – Текст : непосредственный // Вестник Тюменского государственного университета. Физикоматематическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. – 2018. – Т. 4, № 2. – С. 136–150.

6. An Integrated Workflow for Chemical EOR Pilot Design / P. Moreau, M. Morvan, P. Rivoal [et al.]. – Text : electronic // SPE Improved Oil Recovery Symposium, Tulsa, Oklahoma, USA, 24–28 April 2010. – URL: https://doi.org/10.2118/129865-MS. – Published: April, 24, 2010.

7. Pandey, A. Chemical EOR Pilot in Mangala Field : Results of Initial Polymer Flood Phase / A. Pandey, M. S. Kumar, M. K. Jha [et al.]. – Text : electronic // SPE Improved Oil Recovery Symposium, Tulsa, Oklahoma, USA, 14–18 April 2012. – URL: https://doi.org/10.2118/154159-MS. – Published: April, 14, 2012.

8. An Advanced Methodology for Surfactant Based Pilot Design / B. Bazin, F. Douarche, R. Tabary [et al.]. – Text : electronic // SPE Enhanced Oil Recovery Conference, Kuala Lumpur, Malaysia, 19–20 July 2011. – URL: https://doi.org/10.2118/144312-MS. – Published: July, 19, 2011.

9. Advances in Chemical EOR Technologies : New Development in Field-Scale Chemical Flooding Simulation / B. R. B. Fernandes, A. G. Pope, K. Sepehrnoori, H. R. Lashgari. – Text : electronic // Offshore Technology Conference, Houston, Texas, 6–9 May 2019. – URL: https://doi.org/10.4043/29287-MS. – Published: April, 26, 2019.

10. Tong, S. Full implicit numerical simulator for polymer flooding and profile control / S. Tong, J. Chen. – Direct text // International journal of numerical analysis and modeling. – 2005. – 2S. – P. 138–142.

11. A New Generation Chemical Flooding Simulator / A. John, C. Han, M. Delshad [et al.]. – DOI 10.2118/89436-PA. – Direct text // SPE Journal. – 2005. – 10(02). – P. 206–216.

12. A Framework for Mechanistic Modeling of Alkali-Surfactant-Polymer Process in an Equation-of-State Compositional Simulator / L. Nghiem, F. Skoreyko, S. E. Gorucu [et al.]. – Text : electronic // SPE Reservoir Simulation Conference, Montgomery, Texas, USA, 20–22 February 2017. – URL: https://doi.org/10.2118/182628-MS. – Published: February, 20, 2017.

13. Mostajeran, G. M. Simulation of polymer flooding in one of Iranian heavy oil reservoir / G. M. Mostajeran, V. P. Telkov. – Текст : непосредственный // Булатовские чтения. – 2020. – Т. 2. – С. 29–32.

14. Черемисин, Н. А. Особенности моделирования полимерного заводнения в современных гидродинамических симуляторах / А. Н. Черемисин, Д. В. Толстолыткин, Н. С. Орлова. – Текст : непосредственный // Наука и ТЭК. – 2012. – № 3. – С. 39–43.

15. Толстолыткин, Д. В. Моделирование закачки осадко-гелеобразующего состава на участке Самотлорского месторождения / Д. В. Толстолыткин, А. В. Баранов. – Текст: непосредственный // Нефтепромысловое дело. – 2016. – № 10. – С. 31–37.

16. Земцов, Ю. В. Пошаговый алгоритм анализа результатов реализации химических МУН / Ю. В. Земцов, А. Э. Лыткин. – Текст : непосредственный // Нефть. Газ. Новации. – 2018. – № 7. – С. 48–52.

17. Лыткин, А. Э. Подбор участков для проведения эффективных малообъемных химических МУН / А. Э. Лыткин, А. А. Чусовитин, Ю. В. Земцов. – Текст: непосредственный // Нефть. Газ. Новации. – 2018. – № 7. – С. 42–47.

18. Инженерное проектирование малообъемных химических методов увеличения нефтеотдачи с учетом геолого-промысловых условий пластов / Ю. В. Земцов, Э. В. Емельянов, В. В. Мазаев, А. А. Чусовитин. – Текст : непосредственный // Нефть. Газ. Новации. – 2019. – № 7. – С. 38–43.

19. Иванцов, Н. Н. Особенности численного моделирования разработки месторождений высоковязкой нефти / Н. Н. Иванцов, А. В. Стрекалов. – Текст: непосредственный // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 5. – С. 69–73.

20. Chemical Flood Simulation of Laboratory Corefloods for the Mangala Field : Generating Parameters for Field-Scale Simulation / A. Pandey, M. Suresh Kumar, D. Beliveau, D. W. Corbishley. – Text : electronic // SPE Symposium on Improved Oil Recovery, Tulsa, Oklahoma, USA, 20–23 April 2008. – URL: https://doi.org/10.2118/113347-MS. – Published: April, 20, 2008.


Для цитирования:


Поспелова Т.А. Моделирование в поддержку физико-химических методов увеличения нефтеотдачи. Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2021;(3):79-90. https://doi.org/10.31660/0445-0108-2021-3-79-90

For citation:


Pospelova Т.A. Modeling to support physicochemical enhancement techniques. Oil and Gas Studies. 2021;(3):79-90. (In Russ.) https://doi.org/10.31660/0445-0108-2021-3-79-90

Просмотров: 50


ISSN 0445-0108 (Print)