Размещено на http://www.allbest.ru/

ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Прогнозирование результата применения комплексных химических методов увеличения нефтеотдачи на основе ПАВ полимерных систем с помощью инструмента прототипирования на основе matlab в условиях терригенной толщи карбона

УДК 622.276.64

Давлетшин А.Р., Клименко К.А. Давлетшина К.Р.

E-mail: arturdavletshinra@gmail.com, klimenko.kostik@yandex.ru, kom-ix@mail.ru.

Аннотации

В статье представлены результаты прогнозирования применения комплексных химических методов увеличения нефтеотдачи с помощью инструмента прототипирования моделирования процессов, происходящих в нефтегазовом пласте - Matlab Reservoir Simulation Tool (MRST).

Учтены региональные особенности пластов, их фильтрационно-емкостные свойства и результаты лабораторных исследований, влияющие на эффективность применения комплексных химических методов увеличения нефтеотдачи. Оценен потенциальный эффект применения с учетом региональных геолого-физических свойств.

Ключевые слова: химические МУН, прототипирование, MRST, Matlab.

Hydrodynamic simulation of complex chemical enhanced recovery method in matlab reservoir simulation tool as a tool of prototyping in terrigenous carbon oil reservoirs

Davletshin A.R., Klimenko K.A., Davletshina K.R.

The article shows the results of forecasting the application of complex chemical enhanced methods using the simulation tool for processes in the oil and gas reservoirs - the Matlab Reservoir Simulation Tool (MRST). The regional features, filtration-capacitive properties and the results of laboratory studies affecting the efficiency of the application of complex chemical methods for increasing oil recovery are taken into account.

Keywords. Chemical enhanced methods, prototyping, MRST, Matlab.

В нефтяной промышленности наблюдаются тенденции, отрицательно влияющие не только на эффективность разработки месторождений, но и на уровни добычи нефти в перспективе. Среди таких проблем - малое количество открываемых нефтяных месторождений, ухудшение свойств остаточных нефтей при неуклонном росте доли трудноизвлекаемых запасов, вступление в позднюю стадию разработки большинства месторождений.

Волго-Уральская провинция является регионом, для которого традиционно наличие такого рода сложностей. Ярким примером являются запасы, приуроченные к терригенной толще нижнего карбона - разрабатываемые объекты характеризуются высокой обводненностью, находятся на поздней стадии разработки и часто являются многопластовыми. Именно многопластовость является причиной неравномерной выработки запасов и ухудшения структуры запасов.

Одним из методов решения данной проблемы является применение химических методов увеличения нефтеотдачи, направленных на изменение, а точнее на оптимизацию процесса вытеснения нефти из пласта. Применения таких методов в Волго-Уральском регионе не является новшеством [1,2], основные трудности прошлого опыта связаны с прогнозированием и оценкой эффективности применения таких методов.

В данной работе была использована надстройка, реализованная в среде Matlab как инструмент для прототипирования математической модели применения химических методов увеличения нефтеотдачи. Данный инструмент находит свое применение именно в сферах прототипирования новых подходов моделирования процессов в нефтегазовом пласте.

Опуская традиционные особенности расчетов и допущения в процессах моделирования нефтегазового пласта, рассмотрим особенности учета свойств комплексных ПАВ - полимерных систем, применение которых и оценивается в данной работе. В настоящей модели мы предполагаем, что полимер транспортируется в водной фазе и что полимер изменяет ее вязкость, но не влияет на вязкость нефтяной и газовой фазы. Для этого нами будет использовано соответствующее уравнение непрерывности:

(1)

Здесь - концентрация полимера, заданная в единицах массы на объем воды и - максимально возможная концентрация, - предельная концентрация адсорбции, - плотность горной породы, а - недоступный (или закрытый) объем пор. Сниженная подвижность смеси - чистая вода и разбавленный полимер моделируются путем введения вязкости смеси,

Размещено на http://www.allbest.ru/

которые зависят от концентрации полимера. Это приводит к модификации уравнения Дарси:

Размещено на http://www.allbest.ru/

(2) (3)

Здесь неубывающая функция моделирует экспериментальную теорию пониженной проницаемости (полимерная смесь в результате адсорбции полимера на поверхность горной породы).

“Закрытая пористость”. Многие эксперименты по применению полимеров показывают, что полимер быстрее распространяется через пористую среду, чем растворенный инертный химический индикатор в растворе полимера [3]. Для этого есть две причины: во-первых, крупномасштабные полимерные молекулы не могут попасть в узкие поры и тупиковые каналы пор. Во-вторых, свободное проникновение молекул полимера возможно только в центре каналы пор, дальше от поверхности стенок пор. В (1) этот эффект учитывется параметром , который определяется как объем пор, недоступный для раствора полимера для каждого конкретного типа породы [3].

“Адсорбция”. Полимер может присоединяться к поверхности горной породы через физическую адсорбцию, что снижает концентрацию полимера и вводит дополнительное сопротивление для воды и снижает эффективную проницаемость. Этот процесс предполагается быть мгновенным и обратимым и моделируется через параметр накопления: [3]

“Снижение проницаемости”. Эффективная проницаемости горной породы для воды может быть снижена, в основном, путем из-за адсорбции полимера, но также и в результате коагуляции молекул полимера, которые попадают в поры. Уменьшение проницаемости выражается как:

Размещено на http://www.allbest.ru/

(4)

где - максимальная адсорбированная концентрация и гистерезисное остаточное сопротивление , определяется как отношение проницаемости измеренное до и после применения полимерного заводнения на единичном опыте. Обе этих величины зависят от типа породы, слагающей коллектор. химический нефтегазовый пласт

“Эквивалентные вязкости”. Чтобы вычислить эффективные вязкости системы вода - полимер, будем использовать модель смешения Тодда - Лонгстаффа [4]. В этой модели степень смешивания полимера в воде представлена параметром смешивания , что в целом зависит от сценария смешения, геологической гетерогенности и т. д. Если , вода и полимер полностью смешиваются, тогда как полимерный раствор полностью отделен от чистой воды, если . Пусть ,что обозначает вязкость полностью смешанного раствора полимера, тогда эффективная вязкость полимера рассчитывают как:

(5)

где . Стандартный способ определения - это задать значение

, где множитель вязкости является заданной пользователем функцией.

Частично смешанная вязкость воды рассчитывается аналогично:

(6)

Затем вязкость раствора в целом рассчитывается путем суммирования вкладов как вязкости полимерного раствора и чистой воды. Задаваясь [5] получаем

Размещено на http://www.allbest.ru/

(7)

С учетом значимых вышеприведенных особенностей при моделировании применения комплексного ПАВ-полимерного воздействия был произведен расчет технологических показателей разработке на выбранном многопластовом участке. Основные геолого-физические параметры приведены в таблице 1.

Таблица 1. Исходные параметры, используемые при моделировании

В данной работе было рассчитано три варианта:

1) без применения ПАВ полимерной системы (базовый вариант)

2) с применением ПАВ полимерной системы постоянной концентрации

3) применения ПАВ полимерной системы с оптимизированной концентрацией

Результаты представлены на рисунках 1-3. Можем видеть, что применения ПАВ - полимерных систем значительно уменьшило количество добываемой воды, что являлось безусловно негативным фактором и увеличило количество добываемой нефти за счет увеличения коэффициента охвата процессом заводнения.

Рисунок. 1. Изменения концентрации закачиваемого раствора во времени

Рисунок. 2 Добыча воды по прогнозируемому участку

Рисунок.3 Добыча нефти по прогнозируемому участку

Изменение концентрации во времени значительно сказывается на эффективность применения комплексных ПАВ - полимерных систем, объясняется это тем, что нефтяной вал, движимой загущенным полимером с более высокой концентрацией обладает большим объемом, чем движимой раствором полимера с более низкой концентрации за счет разности в вязкости. Дальнейшее снижение концентрации не приведет к значительному уменьшению эффективности, так как большая часть нефти была охвачена заводнением.

Применения такого инструмента прототипирования такого как MRST позволит качественно по-новому прогнозировать применение таких комплексных ПАВ - полимерных систем и более точно оценить эффект от их применения с учетом основных процессов взаимодействия в система вода - ПАВ- полимер - нефть - порода.

Список литературы

1. Ленченкова Л.Е. Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами. М,: Недра, 1998. - 394 c.

2. Ленченкова Л.Е. Повышение эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти физико-химическими методами. Диссертация на соискание доктора технических наук. ФГБУ ВО “Уфимский государственный нефтяной технический университет” Уфа, 2002. - 128 с.

3. Lake, L.W.: Enhanced Oil Recovery. Prentice-Hall (1989)

4. Lie, K.A.: An Introduction to Reservoir Simulation Using MATLAB: User guide for the Matlab Reservoir Simulation Toolbox (MRST). SINTEF ICT, http://www.sintef.no/Projectweb/MRST/publications (2016)

5. Li, Z., Delshad, M.: Development of an analytical injectivity model for non-Newtonian polymer solutions. In: SPE Reservoir Simulation Symposium, 18-20 February, The Woodlands, Texas, USA (2013). DOI 10.2118/163672-MS. SPE-163672-MS

Размещено на Allbest.ru