автореферат диссертации по информатике, вычислительной технике и управлению, 05.13.01, диссертация на тему:Системный анализ и программно-информационное обеспечение процесса разработки месторождений в неизотермических условиях

л

На правах рукописи

□ОЭ45618В ~ /

ИВАНОВА НАТАЛЬЯ ВЛАДИМИРОВНА

СИСТЕМНЫЙ АНАЛИЗ И ПРОГРАММНО-ИНФОРМАЦИОННОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В НЕИЗОТЕРМИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ

Специальность 05.13.01 - Системный анализ, управление и обработка

информации (нефтегазовая отрасль)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации ва соискание ученой степени кандидата технических паук

Тюмень 2008

003456186

Работа выполнена в государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» Федерального агентства по образованию Российской Федерации на кафедре «Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи».

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор,

заслуженный работник Высшей школы РФ Кучумов Рашит Ямгитдинович Официальные оппоненты: доктор физ.-мат. наук, профессор

Кутушев Анвар Гумерович; кандидат технических наук Стрекалов Александр Владимирович Ведущая организация: Тюменский филиал Института

теоретической и прикладной механики им. С.А. Христиановича СО РАН, г. Тюмень

Защита состоится 25 декабря 2008 г.. в \2Ш часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.08 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625000, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72, БИЦ, конференц-зал, каб. 46.

С диссертацией можно ознакомиться в Библиотечно-информационном центре Тюменского государственного нефтегазового университета по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72.

Автореферат разослан- 21 ноября 2008 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Современное состояние разработай нефтяных месторождений Западной Сибири обусловлено ухудшением структуры текущих и вводимых в освоение запасов, неоднородностью нефтяных пластов по литологии и коллекторским свойствам. Наличие в продуктивных пластах низкопроницаемых коллекторов, отличающихся повышенным и высоким газовым фактором, способствует отложению высокомолекулярных соединений в пласте и вблизи забоев добывающих скважин. Для борьбы с данными сложностями более эффективным является применение тепловых методов, которые основаны на искусственном введении в пласт тепла и теплоносителей для снижения вязкости пластовой нефти и соответственно остаточной нефтенасьпценности пласта. Также важным является учет влияния теплофизических процессов, происходящих в пласте.

Кроме теплофизических явлений, происходящих в пласте, большое практическое значение представляют температурные эффекты в стволе скважины. С учетом теплообменных процессов скважина в период эксплуатации, а также после ее остановки представляет совместно с окружающим массивом пород сложную термодинамическую систему, которая характеризуется естественным температурным полем. В конечном счете, задача сводится к определению основных характеристик теплопереноса и результирующего температурного поля в системе «скважина-массив горных пород».

Для системного анализа процессов, происходящих при тепловом воздействии на пласт, и повышения эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений в неизотермических условиях с помощью гидродинамического моделирования требуется разработать и внедрить в практику исследовательских работ новые алгоритмы и программные продукты.

Поэтому тема диссертационной работы, посвященной информационной поддержке процесса моделирования теплового воздействия на нефтенасыщенный пласт и мониторингу влияния температурного поля пласта и скважин на повышение эффективности разработки нефтяного месторождения, является весьма актуальной для нефтедобывающей отрасли.

Цель работы. Разработать систему методик программно-информационного обеспечения процесса моделирования температурного поля при создании гидродинамической модели разработки пласта.

Основные задачи исследований.

1. Провести анализ математических методов и моделей расчета теплофизических параметров в пласте и стволе скважины для оценки эффективности теплового воздействия на пласт.

2. Разработать алгоритмы и программный продукт для исследования теплофизических процессов в стволе добывающей скважины.

3. Разработать алгоритмы, программный комплекс и затем провести анализ результатов исследования температурного поля пласта при неустановившемся притоке жидкости (газа) к несовершенной скважине.

4. Провести анализ результатов расчета коэффициента нефтеотдачи пласта при применении теплового метода воздействия на пласт и обычного заводнения.

Методы исследований и достоверность результатов.

Основой для проведенных в работе исследований и разработки программно-информационного обеспечения являются методы нефтегазовой механики, численные методы решения возникающих задач, объектно-ориентированное программирование в среде Borland Delphi.

Достоверность результатов работы подтверждается корректным использованием методов прикладной математики и нефтегазопромысловой механики и совпадением частных случаев результатов работ других авторов.

Научная новизна диссертационной работы заключается в разработке методик, алгоритмов и программных продуктов для системного анализа теплофизических процессов при разработке месторождений, заключающихся в:

• методике исследования температурного поля призабойной зоны пласта при неустановившемся притоке жидкости (газа) к несовершенной скважине;

• оценке средней по сечению температуры модели пористой среды;

• анализе профилей температуры, давления и коэффициента теплопередачи по стволу скважины;

• оценке эффективности теплового воздействия на пласт.

Основные защищаемые положения.

1. Методика расчета теплофюических параметров (профилей температуры и давления) многофазного потока в скважине (алгоритмы, программные продукты, результаты исследования).

2. Методика расчета температурного поля пласта, определяющего эффективность методов теплового воздействия на призабойную зону (алгоритмы, программные продукты, результаты исследования).

3. Методика оценки эффективности методов теплового воздействия на призабойную зону (алгоритмы, программный комплекс с учетом остаточной нефтенасьпценности, коэффициента охвата воздействием при различных системах вытеснения).

Практическая ценность работы.

Разработан комплекс программных продуктов для исследования теплофюических процессов, происходящих в пласте и скважине:

• расчет средней по сечению температуры образца пористой среды;

• расчет профилей температуры и давления потока, коэффициента теплопередачи в добывающих скважинах;

• расчет изменения температуры в призабойной зоне пласта при притоке жидкости (газа) к несовершенной скважине;

• расчет коэффициента нефтеотдачи пласта при обычном заводнении и тепловом воздействии на пласт.

Результаты диссертационной работы широко используются в учебном процессе на специальности «Прикладная математика».

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались: на региональной научно-технической конференции «Роль молодежи в развитии инновационных технологий в научных исследованиях» (30 - 31 марта 2006 г., г. Нефтеюганск, ХМАО), региональной научно-технической конференции «Инновации и эффективность производства» (21 -22 апреля 2006 г., г. Сургут, ХМАО), всероссийской научной конференции «Наука, технологии, инновации» (7-10 декабря 2006 г., г. Новосибирск), научно-методических семинарах кафедры «Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи» ТюмГНГУ, г. Тюмень, 2005-2007гг.

Публикации. По результатам исследований опубликовано 14 научных работ, в том числе 9 тезисов докладов и 1 статья в журнале, рекомендованном ВАК России.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти разделов, основных результатов и выводов, списка использованной литературы, включающего 99 наименований. Работа изложена на 173 страницах текста, включая 74 рисунка, 19 таблиц и приложения на 28 страницах.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении кратко охарактеризованы актуальность темы диссертации, цель работы, основные задачи исследования, научная новизна, практическая ценность, основные защищаемые положения и их апробация.

В первом разделе проведен анализ существующих методов и методик исследования теплофизических процессов в системе «пласт-скважина-массив пород» при неизотермических условиях фильтрации.

Теоретическими исследованиями теплофизических процессов, происходящих в пласте, скважине занимались такие ученые, как И.А. Чарный, Э.Б. Чекалюк, Л.И. Рубинштейн, А.Г. Кутушев, А.П. Телков, K.M. Федоров и др.

Фильтрация жидкостей и газов в пористых средах рассматривается классической гидромеханикой как изотермический процесс. Однако развитие и совершенствование технологии разработки нефтяных и газовых месторождений, совершенствование методов исследования пластов вызвало значительный интерес исследователей к термодинамическим процессам, происходящим в естественном пласте.

Проведенный анализ существующих методов и методик исследования нестационарных теплофизических процессов в скважине и пласте показал, что данный вопрос недостаточно полно изучен. Отсутствуют комплексные алгоритмы решения задач и пакеты прикладных программ, которые могли бы быть использованы при создании гидродинамической модели разработки пласта или интегрированы в данную модель.

Поэтому для программно-информационного обеспечения процесса разработки в неизотермических условиях была разработана система, которая

позволяет более полно учитывать возникающие теплофизические процессы при создании гидродинамической модели разработки пласта (рис.1).

Рис. 1. Система исследования теплофизических процессов

Во втором разделе представлена модель расчета средней по сечению температуры образца пористой среды. Для этого была рассмотрена следующая задача: дан неограниченный однородный пористый цилиндрический образец радиусом Я, насыщенный несжимаемой жидкостью, в состоянии теплового равновесия с окружающей атмосферой при температуре Т0. В начальный момент времени ( = О жидкость приводится в движение с постоянной скоростью. За основу исследования тепловых процессов в образце пористой среды принято уравнение теплопроводности.

Расчет средней по сечению температуры пористого образца проводился по следующему алгоритму:

1. Исходные данные: Я - радиус образца, [х]; А - мощность образца, [л<]; I - длина образца, [м]; Сж - теплоемкость нагнетаемой жидкости, [Дж/м1 • /Г]; С„ - теплоемкость породы, [Дж/м* ■ К]; ¡л - вязкость жидкости, [Яа-с]; к - проницаемость образца, [м2]; V - скорость

движения жидкости, [м / с]; s, - коэффициент Джоуля - Томсона, [К / Па]; Я-теплопроводность породы, [Дж/ м-с-К]-, а-температуропроводность породы, [л/2/с]; Qx - расход жидкости, [м3 /с]; А" - коэффициент теплопередачи, [Дж/м2 -с-К]\ Г0 - начальная температура образца, [Л-]; Гж- температура нагнетаемой жидкости, [/Г].

2. Вычисляем величину удельной мощности W по формуле

' С„ k

3. Определяем критерий Био, используя выражение

Bi =—R. Л

4. Для расчета средней температуры по разрезу пористого образца возможные следующие варианты:

4.1. Если необходимо рассчитать температуру по разрезу образца пористой среды без учета теплопотерь, то используем следующую формулу:

T(t) = T0+wh v

и находим разность температур: АТ„ (/) = T(t) — Т0.

4.2. В случае расчета средней температуры с учетом теплопотерь необходимы дополнительные вычисления:

• рассчитываем безразмерную величину £ из соотношения

tr 2 аЦ

• если £ < 0,1, то среднюю температуру определяем как

1 ( Л\ I CP|W 0 8 k Bij v

иначе

1 W

Т (0 = Г0+-—R2

ср2\> 0 8а

г 4 1 + — . Bij

• рассчитываем разности температур по формулам:

АТт (0 = Tcpi(/)-Г0, если £ <ОД; АТ^(/) = 7 (t)-Т0, если

• определяем замедление темпа нагревания образца из

4.3. Для определения средней температуры при неограниченном времени движения жидкости в пористом образце и разности температур используем соответственно следующие выражения:

Разработанный на основе данного алгоритма программный продукт «Average temperature» позволяет исследовать влияние основных теплофизических параметров пористой среды на изменение ее средней температуры по сечению пористого образца. Результаты исследования показали, что для пористой среды с более низкой теплопроводностью средняя температура по сечению пористого образца ниже. Полученные зависимости не противоречат существующим законам теплофизики. С другой стороны показывают, что разработанные алгоритм и программный продукт могут быть использованы для исследования тепловых процессов в пористой среде.

В третьем разделе исследованы основные термодинамические параметры двухфазного потока в добывающих скважинах. Для этого разработан алгоритм расчета профилей температуры и давления потока в стволе скважины.

Разработанный на основе алгоритма программный комплекс «Calculation temperature and pressure» позволяет пользователю выбрать для изучения однофазный (газовый) или двухфазный поток, а также закон распределения давления по стволу газовой скважины (линейный или параболический).

На рис. 2 представлена блок-схема алгоритма расчета температуры и давления потока газа в действующей скважине.

соотношений:

Л = АГср*(/),еели £<0,1; Я = А ВД

= / _ /

шах шах Л 0 *

Рис.2. Блок - схема алгоритма расчета температуры и давления потока газа в стволе скважины

Теоретическое исследование температурного поля газовой скважины при двух законах распределения давления по стволу скважины: линейному и параболическому показало, что при большой разности давлений Рс-Ру=9,8 МПа расхождение результатов расчета температуры на устье скважины составляет 10%. При уменьшении потерь давления по стволу до 3,4 МПа данное расхождение снижается до 2%.

Таким образом, с увеличением потерь давления выбор закона распределения давления по стволу скважины при расчетах величины температуры потока играет значительную роль.

В четвертом разделе представлена расчетная модель исследования температурного поля в призабойной зоне несовершенной скважины.

При решении ряда технологических вопросов, связанных с добычей нефти и газа, необходимо систему «пласт-скважина-массив горных пород» рассматривать как единое целое. Механизм фильтрации флюида в пористой среде существенно отличается от его движения в стволе скважины. Условия теплопереноса при этом также различны. Однако

термодинамические параметры потока в стволе скважины в основном определяются особенностями работы пласта.

Таким образом, исследование температурного поля призабойной зоны пласта при неустановившемся притоке жидкости (газа) к несовершенной скважине направлено на повышение эффективности разработки месторождения и является актуальным для нефтегазовой отрасли.

На рис. 3 представлена блок-схема расчета изменения температуры на

забое несовершенной скважины при притоке газа.

Рис. 3. Блок-схема расчета изменения температуры на забое несовершенной скважины (приток газа)

На основе составленных алгоритмов расчета изменения температуры на забое несовершенной скважины разработан программный продукт «Temperature field of bed», в котором реализованы основные расчеты наиболее часто используемых показателей для исследования призабойной зоны пласта.

Результаты исследования показали, что при небольшом

температуры на забое с учетом закона фильтрации значительна, величина АТС для различных времен исследования практически остается постоянной. В случае увеличения вскрытой части пласта скважиной до 90% разница в расчетах величины А Тс с учетом различных законов фильтрации снижается, но сама величина Л Тс для разных периодов исследования различна.

В пятом разделе проведен анализ эффективности теплового воздействия на пласт в условиях неизотермических процессов вытеснения нефти водой.

Одним из основных параметров оценки потенциала добычи залежей нефти является коэффициент вытеснения нефти водой или содержание остаточной нефти в поровом пространстве коллекторов. Остаточная вода активизирует в разрабатываемом пласте капиллярные процессы и это благотворно влияет на вытеснение нефти водой, особенно при небольших скоростях фильтрации. Коэффициент безводного вытеснения нефти при наличии остаточной воды заметно выше, чем при ее отсутствии. Это объясняется тем, что остаточная вода, находясь преимущественно в микропорах и сужениях, занимая большую часть порового пространства на границе раздела со стороны менее проницаемых прослоев, способствует снижению фильтрационных сопротивлений, особенно в менее проницаемых включениях, а также увеличению фазовой проницаемости для нагнетаемой воды. В результате фронт вытеснения продвигается более равномерно.

При тепловом воздействии на пласт повышение температуры вызывает понижение вязкости нефти, изменение молекулярно-поверхностных сил, расширение нефти и горных пород. Горячая вода, нагнетаемая в начале процесса в пласт, быстро отдает тепло породе, остывает до пластовой температуры и поэтому между вытесняемой нефтью и последующими порциями теплоносителя возникает зона остывшей воды. Следовательно, нефть в дальнейшем будет вначале

относительном вскрытии

разница в расчетах изменения

вытесняться холодной водой (пластовой температуры), а затем горячей. Поэтому прирост нефтеотдачи при нагнетании горячей воды будет наблюдаться в основном в водный период эксплуатации пласта.

На основе методик, изложенных в первом разделе диссертационной работы, разработаны алгоритмы расчета коэффициента нефтеотдачи при применении теплового воздействия на пласт и обычного заводнения. При расчетах для сравнения результатов учитывался также вид вытеснения нефти водой (поршневой или непоршневой).

Алгоритмы расчета коэффициента нефтеотдачи при различном воздействии на пласт представлены на рис. 4, 5.

Рис. 4. Блок - схема расчета коэффициента нефтеотдачи на основе модели

непоршневого вытеснения нефти водой (обычное заводнение)

7

дг тМ

ч п

И]

Рис. 5. Блок - схема расчета коэффициента нефтеотдачи на основе модели непоршневого вытеснения нефти водой (тепловое воздействие)

Результаты исследования, представленные на рис. 6, показали, что при применении обычного метода заводнения за 18 лет разработки месторождения коэффициент нефтеотдачи пласта увеличился на 12%, в то время как при применении теплового воздействия на пласт коэффициент нефтеотдачи увеличился на 32%. Первые 6 лет разработки месторождения

тепловое воздействие на пласт не оказывает влияния на увеличение дополнительных объемов добычи, т.к. в этот период закаченная в пласт горячая вода играет роль теплоносителя как при обычном заводнении.

Время, год

» - Обычное ззеоденние 4 Заводнение горячей водой

Рис. 6. Зависимости изменения коэффициента нефтеотдачи от времени разработки месторождения при разных методах заводнения

Из рисунка видно, что коэффициент нефтеотдачи при обычном заводнении стабилизируется с 18 года от начала разработки, а при применении теплового воздействия на пласт выравнивание коэффициента нефтеотдачи происходит с 24 года от начала разработки. Стабилизация коэффициента нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождения указывает на необходимость применения других методов воздействия на пласт.

Основные результаты и выводы

1. Разработаны методики исследования теплофизических процессов в пористой среде и стволе добывающей скважины. Проведен системный анализ влияния основных термодинамических параметров на характеристики фильтрационного потока в пласте и призабойной зоне, а также многофазного потока в скважине.

2. Разработан комплекс алгоритмов и программный продукт для расчета профилей температуры и давления потока в стволе скважины. Показано, что выбор закона распределения давления вдоль ствола скважины значительно влияет на расчетную величину изменения температуры потока. Установлено, что при разности давлений до 1 МПа

расхождение результатов по линейному и параболическому законам распределения давления не превышает 2%.

3. Разработан комплекс алгоритмов и программный продукт по расчету изменения температуры в призабойной зоне пласта. Установлено, что увеличение на 70% дополнительных фильтрационных сопротивлений, обусловленных несовершенством скважины, приводит к снижению температуры на забое скважины на два градуса.

4. Разработан алгоритм и проведен анализ результатов расчета коэффициента нефтеотдачи пласта при различных методах воздействия на пласт. Установлено, что первые 6 лет разработки месторождения эффективность применения теплового воздействия на пласт совпадает с эффективностью применения обычного метода заводнения. Последующие 18 лет разработки месторождения при тепловом воздействии на пласт обеспечивают увеличение коэффициента нефтеотдачи на 20% больше, чем при обычном заводнении.

Основные положения диссертации опубликованы:

В журнале, рекомендованном ВАК России:

1. Иванова Н.В. Моделирование профилей температуры и давления в добывающей скважине /Кучумов РЛ., Иванова Н.В. //Изв. ВУЗов Нефть и газ. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2007.-№6.-С. 26-31.

В других печатных изданиях:

2. Иванова Н.В. Алгоритм расчета температурного поля пласта при неустановившемся притоке газа к несовершенной скважине по линейному закону /Кучумов Р.Я., Иванова Н.В. //Сб. науч. тр. «Алгоритмизация и моделирование процессов разработки нефтегазовых месторождений». -Тюмень: «Вектор-Бук», 2003. Вып. 4. - С. 272 - 276.

3. Иванова Н.В. Алгоритмизация и анализ математической модели течения газонефтяной смеси в вертикальных трубах /Кучумов Р.Я., Иванова Н.В. //Сб. науч. тр. «Моделирование технологических процессов нефтедобычи». - Тюмень: «Вектор-Бук», 2006. Вып. 6. - С. 77 - 82.

4. Иванова Н.В. Численное моделирование температурного профиля и градиента давления в наклонных скважинах при установившемся движении жидкости и газа /Кучумов Р.Я., Иванова Н.В. //Сб. науч. тр.

«Моделирование технологических процессов нефтедобычи». — Тюмень: «Вектор-Бук», 2006. Вып. б. - С 82 - 87.

5. Иванова ИВ. Алгоритмизация задачи расчета температурного поля пласта при неустановившемся притоке газа к несовершенной скважине по нелинейному закону /Кучумов РЛ, Иванова НВ. //Сб. науч. тр. «Моделирование технологических процессов нефтедобычи». — Тюмень: «Вектор-Бук», 2006. Вып. 6. - С 87 - 95.

6. Иванова НВ. Исследование влияния теплофизических характеристик на изменение температурного поля пласта при неустановившемся притоке газа к несовершенной скважине /Кучумов РЛ., Иванова ИВ. //Матер, регион, научхгехн. конф. «Роль молодежи в развитии инновационных технологий в научных исследованиях». 30-31 марта 2006 г., - Нефтеюганск. - С. 77.

7. Иванова КВ. Исследование температурного поля одиночной скважины /Кучумов РЛ, Иванова Н.В. //Матер, регион. науч.-техн. конф. «Инновации и эффективность производства». 21-22 апреля 2006 г., - Сургут. -С.З.

8. Иванова НВ. Исследование влияния тепловых процессов на температурное поле в добывающей скважине /Кучумов РЛ., Иванова Н.В. //Матер, регион, науч.-техн. конф. «Инновации и эффективность производства». 21-22 апреля 2006 г., - Сургут. - С. 4.

9. Иванова НВ. Исследование влияния неизотермических процессов на нефтеотдачу пласта. //Матер, всерос. науч. конф. «Наука. Технологии. Инновации». 7-10 декабря 2006 г., - Новосибирск. - С. 22.

Подписано к печати/£¿£2008 г. Бум. ГОЗНАК Заказ № УI/ Уч.-изд. л. 1,0 Формат 60x84 Усл. печ. л. 1,0 Отпечатано на RISO GR 3770_Тираж 100 экз.

Издательство

Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38 Отдел оперативной полиграфии издательства 625039, г. Тюмень, ул. Киевская, 52

ВВЕДЕНИЕ.

1. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ И МЕТОДИК ИССЛЕДОВАНИЯ ТЕМПЕРАТУРНОГО ПОЛЯ ПЛАСТА И СКВАЖИНЫ ПРИ НЕИЗОТЕРМИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ ФИЛЬТРАЦИИ.

1.1. Математическая модель расчета тепловых потерь через наружную поверхность образца пористой среды.

1.2. Методика расчета температурного поля упругого пласта при притоке жидкости (газа) к скважине.

1.3. Неизотермическое установившееся движение потока реального газа и двухфазного потока в скважинах.

1.4. Математическая модель расчета нефтеотдачи пласта в условиях неизотермического вытеснения нефти водой.

Цель и основные задачи исследования.

2. АЛГОРИТМИЗАЦИЯ ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ ТЕПЛОВЫХ ПРОЦЕССОВ, ПРОИСХОДЯЩИХ В ОБРАЗЦЕ ПОРИСТОЙ СРЕДЫ.

2.1. Алгоритм расчета средней по сечению температуры образца пористой среды.

2.2. Анализ результатов расчета средней по сечению температуры образца пористой среды.

Результаты и выводы по разделу.

3. АЛГОРИТМИЗАЦИЯ И ЧИСЛЕННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ОСНОВНЫХ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПОТОКА В СТВОЛЕ СКВАЖИНЫ.

3.1. Алгоритм расчета температурного профиля и профиля давления в действующих и остановленных скважинах.

3.2. Алгоритм расчета основных теплофизических параметров двухфазного потока в скважине.

3.3. Интерпретация результатов исследования неизотермических процессов в действующих и остановленных скважинах.

Результаты и выводы по разделу.

4. АЛГОРИТМИЗАЦИЯ ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ ТЕМПЕРАТУРНОГО ПОЛЯ ПРИ НЕУСТАНОВИВШЕМСЯ ПРИТОКЕ ЖИДКОСТИ И ГАЗА К НЕСОВЕРШЕННОЙ СКВАЖИНЕ.

4.1. Моделирование расчета изменения температурного поля призабойной зоны пласта при неустановившемся притоке жидкости к несовершенной скважине.

4.2. Алгоритмизация задачи исследования температурного поля призабойной зоны пласта при притоке газа к несовершенной скважине.

4.3. Интерпретация результатов исследования температурного поля призабойной зоны пласта при неустановившемся притоке жидкости к несовершенной скважине.

4.4. Анализ результатов расчета физических параметров призабойной зоны пласта при притоке газа к несовершенной скважине. ^^

Результаты и выводы по разделу.

5. МОДЕЛИРОВАНИЕ И АЛГОРИТМИЗАЦИЯ ЗАДАЧИ ОЦЕНКИ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА В УСЛОВИЯХ НЕИЗОТЕРМИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ ВЫТЕСНЕНИЯ.

5.1. Численный расчет нефтеотдачи при вытеснении нефти водой пластовой температуры.

5.2. Алгоритмы расчета коэффициента нефтеотдачи с применением теплового воздействия на пласт.

5.3. Анализ результатов расчета коэффициента нефтеотдачи пласта при применении теплового воздействия на пласт и заводнения.

Выводы по разделу.

Актуальность работы. Современное состояние разработки нефтяных месторождений Западной Сибири обусловлено ухудшением структуры текущих и вводимых в освоение запасов, неоднородностью нефтяных пластов по литологии и коллекторским свойствам. Наличие в продуктивных пластах низкопроницаемых коллекторов, отличающихся повышенным и высоким газовым фактором, способствует отложению высокомолекулярных соединений в пласте и вблизи забоев добывающих скважин. Для борьбы с данными сложностями более эффективным является применение тепловых методов, которые основаны на искусственном введении в пласт тепла и теплоносителей для снижения вязкости пластовой нефти и соответственно остаточной нефтенасыщенности пласта. Также важным является учет влияния теплофизических процессов, происходящих в пласте.

Кроме теплофизических явлений, происходящих в пласте, большое практическое значение представляют температурные эффекты в стволе скважины. С учетом теплообменных процессов скважина в период эксплуатации, а также после ее остановки представляет совместно с окружающим массивом пород сложную термодинамическую систему, которая характеризуется естественным температурным полем. В конечном счете, задача сводится к определению основных характеристик теплопереноса и результирующего температурного поля в системе «скважина-массив горных пород».

Для системного анализа процессов, происходящих при тепловом воздействии на пласт, и повышения эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений в неизотермических условиях с помощью гидродинамического моделирования требуется разработать и внедрить в практику исследовательских работ новые алгоритмы и программные продукты.

Поэтому тема диссертационной работы, посвященной информационной поддержке процесса моделирования теплового воздействия на нефтенасыщенный пласт и мониторингу влияния температурного поля пласта и скважин на повышение эффективности разработки нефтяного месторождения, является весьма актуальной для нефтедобывающей отрасли.

Цель работы. Разработать систему методик программно-информационного обеспечения процесса моделирования температурного поля при создании гидродинамической модели разработки пласта.

Основные задачи исследований.

1. Провести анализ математических методов и моделей расчета теплофизических параметров в пласте и стволе скважины для оценки эффективности теплового воздействия на пласт.

2. Разработать алгоритмы и программный продукт для исследования теплофизических процессов в стволе добывающей скважины.

3. Разработать алгоритмы, программный комплекс и затем провести анализ результатов исследования температурного поля пласта при неустановившемся притоке жидкости (газа) к несовершенной скважине.

4. Провести анализ результатов расчета коэффициента нефтеотдачи пласта при применении теплового метода воздействия на пласт и обычного заводнения.

Методы исследований и достоверность результатов.

Основой для проведенных в работе исследований и разработки программно-информационного обеспечения являются методы нефтегазовой механики, численные методы решения возникающих задач, объектно-ориентированное программирование в среде Borland Delphi.

Достоверность результатов работы подтверждается корректным использованием методов прикладной математики и нефтегазопромысловой механики и совпадением частных случаев результатов работ других авторов.

Научная новизна диссертационной работы заключается в разработке методик, алгоритмов и программных продуктов для системного анализа теплофизических процессов при разработке месторождений, заключающихся в:

• методике исследования температурного поля призабойной зоны пласта при неустановившемся притоке жидкости (газа) к несовершенной скважине;

• оценке средней по сечению температуры модели пористой среды;

• анализе профилей температуры, давления и коэффициента теплопередачи по стволу скважины;

• оценке эффективности теплового воздействия на пласт.

Основные защищаемые положения.

1. Методика расчета теплофизических параметров (профилей температуры и давления) многофазного потока в скважине (алгоритмы, программные продукты, результаты исследования).

2. Методика расчета температурного поля пласта, определяющего эффективность методов теплового воздействия на призабойную зону (алгоритмы, программные продукты, результаты исследования).

3. Методика оценки эффективности методов теплового воздействия на призабойную зону (алгоритмы, программный комплекс с учетом остаточной нефтенасыщенности, коэффициента охвата воздействием при различных системах вытеснения).

Практическая ценность работы.

Разработан комплекс программных продуктов для исследования теплофизических процессов, происходящих в пласте и скважине:

• расчет средней по сечению температуры образца пористой среды;

• расчет профилей температуры и давления потока, коэффициента теплопередачи в добывающих скважинах;

• расчет изменения температуры в призабойной зоне пласта при притоке жидкости (газа) к несовершенной скважине;

• расчет коэффициента нефтеотдачи пласта при обычном заводнении и тепловом воздействии на пласт.

Результаты диссертационной работы широко используются в учебном процессе на специальности «Прикладная математика».

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались: на региональной научно-технической конференции «Роль молодежи в развитии инновационных технологий в научных исследованиях» (30 - 31 марта 2006 г., г. Нефтеюганск, ХМАО), региональной научно-технической конференции «Инновации и эффективность производства» (21 — 22 апреля 2006 т., г. Сургут, ХМАО), всероссийской научной конференции «Наука, технологии, инновации» (7-10 декабря 2006 г., г. Новосибирск), научно-методических семинарах кафедры «Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи» ТюмГНГУ, г. Тюмень, 2005-2007гг.

Публикации. По результатам исследований опубликовано 14 научных работ, в том числе 9 тезисов докладов и 1 статья в журнале, рекомендованном ВАК России.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти разделов, основных результатов и выводов, списка использованной литературы, включающего 99 наименований. Работа изложена на 173 страницах текста, включая 74 рисунка, 19 таблиц и приложения на 28 страницах.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Разработаны методики исследования теплофизических процессов в пористой среде и стволе добывающей скважины. Проведен системный анализ влияния основных термодинамических параметров на характеристики фильтрационного потока в пласте и призабойной зоне, а также многофазного потока в скважине.

2. Разработан комплекс алгоритмов и программный продукт для расчета профилей температуры и давления потока в стволе скважины. Показано, что выбор закона распределения давления вдоль ствола скважины значительно влияет на расчетную величину изменения температуры потока. Установлено, что при разности давлений до 1 МПа расхождение результатов по линейному и параболическому законам распределения давления не превышает 2%.

3. Разработан комплекс алгоритмов и программный продукт по расчету изменения температуры в призабойной зоне пласта. Установлено, что увеличение на 70% дополнительных фильтрационных сопротивлений, обусловленных несовершенством скважины, приводит к снижению температуры на забое скважины на два градуса.

4. Разработан алгоритм и проведен анализ результатов расчета коэффициента нефтеотдачи пласта при различных методах воздействия на пласт. Установлено, что первые 6 лет разработки месторождения эффективность применения теплового воздействия на пласт совпадает с эффективностью применения обычного метода заводнения. Последующие 18 лет разработки месторождения при тепловом воздействии на пласт обеспечивают увеличение коэффициента нефтеотдачи на 20% больше, чем при обычном заводнении.

1. Аббасов А.А. Гидродинамические и экспериментальные исследования вопросов, связанных с применением термического метода воздействия. Баку: АН Азерб. ССР, 1966. 256 с.

2. Авдонин Н.А. О различных методах расчета температурного поля пласта при тепловой инжекции. Изв. ВУЗов Нефть и газ. №8. - 1964. — С. 20 -25.

3. Авдонин Н.А. О некоторых краевых задачах математической теории теплопроводности, связанных с проблемой термического воздействия на пласт: Дисс. канд. физ.-мат. наук, Рига: Латв. гос. ун-т им. П. Стучки, 1964. -163 с.

4. Авдонин Н.А. Температурное поле пласта при наличии в нем движущего очага горения //Термические методы увеличения нефтеотдачи и геотермология нефтяных месторождений. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 1967. -С. 24 - 29.

5. Антимиров М.Я. Об интегральной величине тепловых потерь при закачке горячей жидкости в пласт //Изв. ВУЗов Нефть и газ. 1964. - №11. -С. 43 - 49.

6. Антонишин Н.В., Симченко Л.Е., Лущиков В.В. Расхождение теоретических и опытных данных по нестационарной теплопроводности дисперсных систем //Инженерно-физический журнал. — 1967. — №3. — С. 22 — 26.

7. Багиров М.А. и др. Распределение температуры и некоторые условия устойчивости горения при термическом воздействии на пласт //Известия АН Азерб.ССР. Сер. физ.-мат. и техн. наук. 1963. - №1. - С. 98 - 102.

8. Баренблатт Г.И., Желтов Ю.П. Об основных уравнениях фильтрации однородных жидкостей в трещиноватых породах //Докл. АН СССР. 1960. -Т.132, №3. —С. 84-88.

9. М.Газизов А.А. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. - 639 с.

10. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1971.-312 с.

11. Гутенберг Г. Физика земных недр. М.: ИЛ, 1963. - 256 с.

12. Дахнов В.Н. и Дьяконов Д.И. Термические исследования скважин. — М.: Гостоптехиздат, 1952. 287 с.

13. Девисон Б.Б. Движение грунтовых вод. М.-Л.: Изд. АН СССР, 1939. -274 с.

14. Дьяконов Д.И. Геотермия в нефтяной геологии. М.: Гостоптехиздат, 1959.-324 с.

15. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1986.-328 с.

16. Золотарев П.П. Об уравнениях передачи тепла в пористых средах //НТС по добыче нефти. М.: Недра, 1964. - №25. -С. 11- 82.

17. Золотарев П.П. Уравнения сохранения энергии при течении сжимаемой жидкости и газа в пористой среде с жестким скелетом //Труды ВНИИгаз. -М.: Недра, 1965.-№3.-С. 11-15.

18. Карачинский В.Е. Методы геотермодинамики залежей газа и нефти. -М.: Недра, 1975.-149 с.

19. Коротаев Ю.П. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. М.: Недра, 1984.-486 с.

20. Коротаев Ю.П., Галиуллина З.Т., Кривошеин Б.Л. Неизотермическое течение реального газа в системе пласт — скважина — газосборная сеть //Труды ВНИИгаз. М.: Недра, 1966. - вып. 23/27. - С. 9 - 12.

21. Коротаев Ю.П. Приближенная методика расчета температурного технологического режима при проектировании разработки и обустройства газовых и газоконденсатных месторождений //Труды ВНИИгаз. М.: Недра, 1964. - вып. 19/27. - С. 15 - 19.

22. Коротаев Ю.П. Тепловой режим остановленной скважины //Труды ВНИИгаз. М.: Недра, 1966. - вып. 6/7. - С. 45 - 48.

23. Кунц К. и Тиксье Н. Термические исследования газовых скважин (перевод с английского). Вопросы промысловой геофизики. М.: Гостоптехиздат, 1957. — 412 с.

24. Кутырев Е.Ф., Сергиенко В.Н., Садыков М.Р. Особенности извлечения нефти из недонасыщенных пластов месторождений Западной Сибири по данным физического моделирования //Нефтяное хозяйство. — 2006. № 11. - С.19 - 23.

25. Лапук Б.Б. О термодинамических процессах при движении газа в пористой среде //Нефтяное хозяйство. 1940. - № 3. — С. 11 - 16.

26. Лапук Б.Б. О температурных изменениях при движении сырой нефти в пористых пластах //Нефтяное хозяйство. 1940. - № 4. - С. 17 - 21.

27. Лыков А.В. Явление переноса в капиллярно-пористых телах. — М.: Гостехиздат, 1954. 298 с.

28. Малофеев Г.Е. О моделировании процесса нагревания пласта при закачке горячей жидкости //Изв. ВУЗов Нефть и газ. — 1959. №11. - С. 23 — 28.

29. Малофеев Г.Е. Исследование распределения температуры в пласте и потерь в кровлю и подошву при закачке горячей воды с целью увеличения нефтеотдачи: Дисс. канд. техн. наук, М.: МИНХ и ГП, 1959. 172 с.

30. Малофеев Г.Е., Шейнман А.Б. К расчету нефтеотдачи пласта при нагнетании в него горячей воды //Нефтяное хозяйство — 1963. №3- С. 4 — 7.

31. Медведев Ю.А. Физика нефтяного и газового пласта. Тюмень: Изд. «Нефтегазовый университет», 2002. - 157 с.

32. Мехтиев Ш.Ф., Мирзаджанзаде А.Х. др. Термические исследования нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 1971. - 216 с.

33. Мокадам Р.Г. Термодинамическое исследование закона Дарси //Прикладная механика. 1961. - №2. - С. 30 - 34.

34. Проселков В.М. Теплопередача в скважинах. — М.: Недра, 1975. — 224с.

35. Пудовкин М.А. К вопросу об охлаждении нефтяных пластов //Уч. зап. Казанского гос. ун-та. 1961. - Т. 121, №5. - С. 25 - 31.

36. Пудовкин М.А. Охлаждение призабойной зоны нагнетательной скважины при закачке холодной воды в скважину //Уч. зап. Казанского гос. ун-та. 1961. - Т.121, №5. - С. 32 - 35.

37. Пудовкин М.А. Теоретические расчеты поля температур нефтяного пласта при нагнетании в него воды //В сб. Вопросы усовершенствования разработки нефтяных месторождений Татарии. Казань: Изд. КГУ, 1962. -С. 15-21.

38. Рахматулин Х.А. Основы газодинамики взаимно проникающих движений сплошных сред //Прикладная математика и механика. 1956. -Т.20, №2. - С. 26 - 32.

39. Репин Н.Н. О тепловом балансе фонтанной скважины //Труды Уфимского нефтяного института. 1969. - вып. 21. - 184 с.

40. Рубинштейн Л.И. К вопросу о процессе распространения тепла в гетерогенных средах //Известия АН СССР. 1948. - Т.12, №1. - С. 41 - 47.

41. Рубинштейн Л.И. Температурные поля в нефтяных пластах. — М.: Недра, 1972.-276 с.

42. Рубинштейн Л.И. О температурном поле пласта при нагнетании в пласт горячего теплоносителя //Труды Уф. нефт. ин-та, Уфа: Башгосиздат. -1958.-№2.-С. 34-37.

43. Рубинштейн Л.И. Об интегральной величине тепловых потерь при нагнетании горячей жидкости в пласт //Изв. ВУЗов Нефть и газ. — 1959. №9. -С. 10-14.

44. Рубинштейн Л.И. Об одной контактной термоконвективной задаче //Докл. АН СССР. 1960. - Т.135, №4. - С. 41 - 44.

45. Рубинштейн Л.И. О температурном поле пласта при тепловой инжекции //Уч. зап. Казанского ун-та. -1961.-Т. 121, №5. С. 12-14.

46. Рубинштейн Л.И. Проблема Стефана. Рига: Изд. «Звайгзне», 1967. -341 с.

47. Телков А.П., Ланчаков Г.А. и др. Интенсификация нефтегазодобычи и повышение компонентоотдачи пласта. Тюмень: ООО НИПИКБС - Т, 2002. - 320 с.

48. Телков А.П., Грачев С.И., Гаврилов Е.И. и др. Пространственная фильтрация и прикладные задачи разработки нефтегазоконденсатных месторождений и нефтегазодобычи. Тюмень: ООО НИПИКБС Т, 2001. — 464 с.

49. Телков В.А. К расчетам неизотермического установившегося потока реального газа в наклонных трубопроводах //Транспортировка нефти и газа в условиях Севера, труды Тюменского индустриального ин-та. 1976. - вып. 56.-С. 144-153.

50. Телков А.П., Телков В.А. Термодинамические задачи притока газа к несовершенным скважинам. М.: ВНИИгазпром, 1989. - 39 с.

51. Телков В. А. Решение задач гидрогазодинамики, связанных с интерпретацией результатов исследования пластов и скважин: Дисс. канд техн. наук, Тюмень: Тюменский индустриальный институт. — 1982. — 212 с.

52. Тихонов А.Н., Жуховицкий А.А., Забежинский Я. Л. Поглощение газа из тока воздуха слоем зернистого материала //Журнал физической химии. — 1964. Т.20, №10. - С. 25 - 29.

53. Уголев В.С, Лизанов В.И. Термические методы в добыче нефти. М.: Гостоптехиздат, 1959. - 267 с.

54. Федоров К.М., В.В. Баширов, А.В. Овсюков Неизотермическое движение жидкости и газа в пористых средах и задачи увеличения нефтеотдачи пластов тепловыми методами. — Уфа: Изд. Башкирского гос. университета, 1984. 256 с.

55. Федоров К.М., Шевелев А.П. Расчет тепловых потерь при закачке насыщенного пара в скважину //Известия ВУЗов Нефть и газ. 2005. - №4. — С. 37-43.

56. Чарный И.А. Нагревание призабойной зоны при закачке горячей жидкости в скважину //Нефтяное хозяйство. 1953. — № 2. — С. 36 - 40.

57. Чарный И.А. О термическом режиме буровых скважин //Газовая промышленность. 1966. -№10. - С. 15 - 18.

58. Чарный И.А. Основы газовой динамики. — М.: Гостоптехиздат, 1961. 200 с.

59. Чарный И.А. Неустановившееся движение реальной жидкости в трубах. М.: Недра, 1975. - 296 с.

60. Чарный И.А. Подземная гидродинамика. — М.: Гостоптехиздат, 1963. -369 с.

61. Чекалюк Э.Б. Температурный профиль пласта при нагнетании теплоносителя в скважину //Нефтяное хозяйство. — 1955. №4. — С. 23 - 27.

62. Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта. — М.: Недра, 1965. -238 с.

63. Чекалюк Э.Б. Тепловая обработка истощенного нефтяного пласта //Нефтяное хозяйство. 1954. - №2. - С. 30 - 34.

64. Чекалюк Э.Б. Теория и расчет дроссельного и забойного нагревателя //Тр. УКРНИГРИ. М.: Гостоптехиздат. - 1963. - вып. 7. - С. 41 - 46.

65. Чекалюк Э.Б. Основы пьезометрии залежей нефти и газа. М.: Гостехиздат, 1961. - 148 с.

66. Чекалюк Э.Б. Температурный режим газонефтяного пласта //Труды ВНИГНИ.-1958.-вып. 12.-С. 21-26.

67. Чекалюк Э.В. Уравнение сохранения энергии для потока сжимаемой жидкости в пористой среде //Труды УкрНИГРИ. — 1963. — вып. 3. — С. 6 — 10.

68. Чекалюк Э.Б. Некоторые термодинамические явления в пористой среде и пути их использования в нефтяной промышленности. — Автореферат диссертации: ВНИИ, 1962. 22 с.

69. Чекалюк Э.Б. Определение производительности нефтяных горизонтов по термокаротажным кривым работающих скважин //Нефтяное хозяйство. — 1960.-№ 10.-С. 17-21.

70. Щелкачев В.П. Разработка нефтеводяных пластов при упругом режиме. — М.: Гостоптехиздат, 1953. 236 с.

71. Anzelius A. Uber Erwarmung durchstromender Medien //ZAMM, August, 1926.-P. 154-160.

72. Bailey H.R. Heat Conduction from a cylindrical source with increasing Radius //Quart, off Appl. Math. 1959. - №3. - P. 66 - 72.

73. Bailey H.R., Larkin B.K. Conduction Convection in Underground Combustion //Petr. Trans. AIME. 1960. - №4. - P.320-333.

74. Beggs H.D., Brill I.P. A study of Two Phase Flow in Inclined Pipes. J.P.T. - May, 1973.

75. Buckley S.E., Leverett M.C. Mechanism of Fluid Displacement in Sands //Trans. AIME. 1942. - P.107, 146.

76. Chien-Chu Two dimensional analysis of a radial heat wave //Petr. Technol, oct., 1963.

77. Fayers F.J. Some theoretical results concerning the displacement of a viscous oil by a hot fluid in a porous medium //Fluid Mech. 1963. - №1. - P. 74 -81.

78. Lauwerier Н.А. The transport of heat in an oil layer caused by the injection of hot fluid //Appl. Scient. Res. S.A. 1955 -№2,3.

79. Lesem Luis В., Greytok Frank, Marotta Frank, McKetta John Jr. A method of calculating the distribution of temperature in flowing gas wells //Trans. AIME, 1957.-P.169.

80. Ramey H.I. Transient heat conduction during radial movement of a cylindrical heat source //Trans. AIME. 1959. - P. 115-122.

81. Ramey H.I. How to calculate heat transmission in hot fluid injection //Petr. Eng., Nov.-1964.-P. 110-120.

82. Telkov A.P. Oil and Gas Field Development. University Press. Rangoon, Burma. - 1968.- 151 p.

83. Thomas G.W. A study of forward combustion in a radial system bounded by permeable media //Petr. Techn. 1963. - №10. - P. 1114-1149.