Магистерская диссертация на тему "ТЮМГУ | Методика прогнозирования снижения обводнённости продукции добывающих скважин при применении физико-химических методов увеличения нефтеотдачи на нагнетательных скважинах"

Работа на тему: Методика прогнозирования снижения обводнённости продукции добывающих скважин при применении физико-химических методов увеличения нефтеотдачи на нагнетательных скважинах
Оценка: отлично.
Оригинальность работы на момент публикации 50+% на антиплагиат.ру.
Ниже прилагаю все данные для покупки.
https://studentu24.ru/list/suppliers/Anastasiya1---1326

Описание работы

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования
«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЬIЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ФИЗИКО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ
Кафедра Моделирования физических процессов и систем

РЕКОМЕНДОВАНО К ЗАЩИТЕ В ГЭК

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА
магистерская диссертация
МЕТОДИКА ПРОГНОЗИРОВАНИЯ СНИЖЕНИЯ ОБВОДНЁННОСТИ ПРОДУКЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН ПРИ ПРИМЕНЕНИИ ФИЗИКО
ХИМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ НА НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ

16.04.01 Техническая физика Магистерская программа «Физика недр»

Тюмень 2022 год

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ 4
ГЛАВА 1. ПОЛИМЕРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ 9
ГЛАВА 2. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СВОЙСТВ ПОЛИМЕРА 13
ГЛАВА 3. МЕХАНИЗМ УДЕРЖИВАНИЕ МОЛЕКУЛ ПОЛИМЕРА ПРИ ФИЛЬТРАЦИИ В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ 17
ГЛАВА 4. НЕДОСТУПНЫЙ ОБЪЁМ ПОР 21
ГЛАВА 5. ФАКТОР СОПРОТИВЛЕНИЯ ПРИ ФИЛЬТРАЦИИ РАСТВОРА ПОЛИМЕРА 24
ГЛАВА 6. РЕШЕНИЕ ПРЯМОЙ ЗАДАЧИ О ДВИЖЕНИИ ОТОРОЧКИ РЕАГЕНТА С УЧЕТОМ АДСОРБЦИИ И НЕДОСТУПНОГО ОБЪЁМА ПОР.......26
ГЛАВА 7. МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ДЛЯ РЕШЕНИЯ ОБРАТНОЙ ЗАДАЧИ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ПАРАМЕТРОВ АДСОРБЦИИ И НЕДОСТУПНОГО ОБЪЁМА ПОР 33
ГЛАВА 8. РАЗРАБОТКА ВЫЧИСЛИТЕЛЬНОГО АЛГОРИТМА ДЛЯ РЕШЕНИЯ СИСТЕМЫ МАТЕМАТИЧЕСКИХ УРАВНЕНИЙ 33
ГЛАВА 9. РАЗРАБОТКА ПРОГРАММЫ ДЛЯ РЕШЕНИЯ УРАВНЕНИЯ, ПОЛУЧЕННОГО В РЕЗУЛЬТАТЕ ПРЕОБРАЗОВАНИЙ ПРИ РЕШЕНИИ СИСТЕМЫ УРАВНЕНИЙ 40
ГЛАВА 10. АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ. ВЕРИФИКАЦИЯ ПРЕДЛАГАЕМОЙ ФИЗИКО-МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ С УЧЕТОМ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ДАННЫХ 41
ГЛАВА 11. ВЫРАВНИВАНИЕ ПРОФИЛЯ ПРИЕМИСТОСТИ 42
ГЛАВА 12. ТЕХНОЛОГИЯ ВЫРАВНИВАНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИЕМИСТОСТИ 43
ГЛАВА 13. МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ СНИЖЕНИЯ ОБВОДНЁННОСТИ 43
ГЛАВА 14. ПРИМЕР РАСЧЕТОВ ДЛЯ ОДНОЙ СКВАЖИНЫ 45
ГЛАВА 15. РЕЗУЛЬТАТЫ 46
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 46
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 48

ВВЕДЕНИЕ
В настоящее время, значительная часть крупных месторождений Российской Федерации находятся на поздней стадии разработки. При этом на Западную Сибирь, приходится 55% российской добычи нефти, и она является основным добывающим регионом страны. Следует отметить, что обводненность нефти на такиж месторождениях имеет высокие значение, приблизительно более 90%. В таблице 1 указаны значения обводненностей
Таблица 1. Обводнённость крупных месторождений
для Самотлорского, Ромашкинского, Приобского и Лянторского месторождений нефти. Большинство уникальных и самых крупных месторождений Ханты- Мансийского автономного округа, в которых находится приблизительно 67% запасов Западной Сибири, имеет выработанность от 65% до 85%. При этом среднее значение обводненности нефти по этим месторождениям составляет порядка 72-92% [2]
По причине обводнения скважин происходит увеличение себестоимости нефти, ввиду того, что добыча попутной воды требует больших дополнительных финансовых затрат. По этой причине большая часть скважин добывает нефть механизированным способом. Поскольку добыча высокообводненной нефти является не рентабельной для большинства нефтяных скважин, такие скважины, как правило, заносятся в бездействующий фонд.
Поэтому, в связи с необходимостью увеличения коэффициента извлечения нефти следует продлевать период разработки месторождения, а значит и снижать обводненность продукции. Для этого применяются технологии выравнивания профиля притока. Таким образом, имеется необходимость прогнозировать
снижение обводнённости продукции добывающих скважин при применении физико-химических методов увеличения нефтеотдачи, а значит тематика данной работы является актуальной.
Следует отметить, что в настоящее время активно применяются методы увеличения нефтеотдачи (МУН), для которых требуется применение полимера. При этом границы применимости таких методов являются достаточно широкими. В таблице 2 представлен диапазон значений для вязкости нефти, температуры, проницаемости и минерализации, при которых применяется полимерное заводнение [2].
Таблица 2. Текущий диапазон применения МУН с использованием
полимера
Выбор определенного физико-химического метода увеличения нефтеотдачи основывается на данных прогноза, рассчитанных по существующим моделям. Тем не менее, при практическом применении данных, полученных в результате, с помощью этих программных средств был определен ряд вопросов, которые не решены в настоящее время [8]. К таким вопросам относятся в том числе: каким образом находить значение константы адсорбции- удерживания реагентов для образцов кернового материала не разрушая его, как определить недоступный объём пор в случае движения высокомолекулярных реагентов через пористую среду и другие. Также следует учитывать сложность в применении некоторых существующих моделей.
Определение удерживания полимера является сложной задачей при транспортировке полимера через пористую среду. В статье [9] указывается, что предыдущие исследования не изучали удерживание, учитывая, что размер пор существенно зависит от проницаемости. Удерживание важно не только для
расчетов потерь полимера, но и для расчета проницаемости. По этой причине необходимо точное представление удерживания полимера в зависимости от размера пор. В исследовании [9] предлагается новый метод корреляции снижения проницаемости с радиусом поры. Предлагаемый авторами метод улучшает оценку снижения проницаемости для керна как с низкой, так и с высокой проницаемостью. При этом, авторы оценивают полимерное заводнение с расчетным снижением проницаемости предложенным методом в промысловой модели.
Таким образом, ввиду вышеперечисленного целью данной работы является анализ влияния характеристик эффективности процесса выравнивания профиля приемистости на снижение темпа прироста обводненности при применении физико-химических методов увеличения нефтеотдачи.
Для реализации этой цели были поставлены следующие задачи:
1) Разработать математическую модель определения констант адсорбции и удержания по результатам фильтрационных экспериментов без разрушения образцов породы.
2) Рассчитать коэффициент перераспределения потоков и среднее значение проницаемости пропластков в призабойной зоне нагнетательной скважины после воздействия на основе модели глубокого проникновения дисперсных частиц в пористую среду.
3) Разработать суррогатную модель снижения темпа прироста обводненности продукции добывающей скважины в результате воздействия на нагнетательную скважину.
4) Рассчитать снижение темпа прироста обводненности при различных значениях коэффициента перераспределения потоков.
Научная новизна состоит в том, что впервые предложен комплекс исследований и расчетов, позволяющий спрогнозировать снижение обводнённости продукции добывающих скважин.
В результате работы была предложена методика прогнозирования снижения обводнённости; с помощью разработанной математической модели
определены значения коэффициента повреждения породы, недоступного объема пор, максимального удерживания удержания, константы Генри и коэффициента фильтрации с использованием предоставленных лабораторных экспериментов; на основе полученных значений коэффициентов фильтрации и повреждения породы рассчитаны коэффициент перераспределения потоков и среднее значение проницаемости пропластков в призабойной зоне нагнетательной скважины после воздействия на основе модели глубокого проникновения дисперсных частиц в пористую среду; разработана суррогатная модель, показавшая снижение темпа прироста обводненности продукции добывающей скважины в результате воздействия на нагнетательную скважину; установлено, что с увеличением коэффициента перераспределения потоков возрастает темп падения обводненности; спрогнозировано снижение обводнённости продукции добывающих скважин при применении физико-химических методов увеличения нефтеотдачи.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. A Recrosslinkable Preformed Particle Gel for Conformance Control in Heterogeneous Reservoirs Containing Linear-Flow Features / J. Pu, B. Bai, A. Alhuraishawy, T. Schuman, Ya. Chen, X. A. Sun. Society of Petroleum Engineers.
– 2019. – SPE-191697-PA. – 12 p.
2. A. T. Litvin, A. A.Terentiyev, D. A. Gornov Selection of Effective Solvents
– Universal Modification of Presently Available Enhanced Oil Recovery Methods and Oil Production Stimulation Processes. Society of Petroleum Engineers. – 2020. – Paper Number: SPE-201831- MS. p
3. Alghazal M., Ertekin T. Modeling of Deep Polymer Gel Conformance Treatments Using Machine Learning. Society of Petroleum Engineers. – 2020. – SPE-203450-MS
4. Al-Sofi A.M. Assessment of polymer interaction with carbon rocks and implication for EPR application. Society of Petroleum Engineers. – 2017. – Conference paper SPE-188086-MS. – 9 p.
5. Bai B., Sun X. Development of Swelling-Rate Controllable Particle Gels to Control the Conformance of CO2. Flooding Society of Petroleum Engineers. – 2020.
– SPE-200339-MS. – p.15
6. Case History of Conformance Solutions for West Sak Wormhole/Void Space Conduit with a New Reassembling Pre-formed Particle Gel RPPG / G.Targac, C. Gallo, D. Smith, C. Huang, S. Autry, J. Peirce, L. Baohong, D. Xinwantong // Society of Petroleum Engineers. – 2020. – 201302-ms. – 18 p.
7. Chen Z. A study of factors influencing polymer hydrodynamic retention in porous media. Society of Petroleum Engineers. – 2016. – Conference paper SPE- 179607-MS. – 10 p.
8. Cohen Y. Polymer retention and adsorption in the flow of polymer solutions through porous media. SPE Reservoir Engineering. – 1986. – № 2. – P. 113-118.
9. D. N. Gulyaev, A. I. Ipatov, N. N. Chernoglazova. Oil Recovery Enhancement From Low-Permeable Reservoirs On Base Of Reservoir Simulation With Well- Testing And Production Logging. Society of Petroleum Engineers. – 2010. – SPE 133746. – 8 p.
10. D.N. Gulyaev, A. I. Ipatov, N. N. Chernoglazova. Oil Recovery Enhancement from Low-Permeable Reservoirs on Base of Reservoir Simulation with Well-Testing and Production Logging. Society of Petroleum Engineers. – 2010. – SPE-133746- MS.
11. Dawson R. Inaccessible pore volume in polymer flooding. SPE Journal. – 1972. – V. 12. – № 5. – P. 448-452.
12. Determination of Suspension Filtration Parameters from Experimental Data /
K. M. Fedorov, A. P. Shevelev, A. V. Kobyashev, V. A. Zakharenko, A. V. Kochetov, R. S. Neklesa, A. V. Usoltsev. Society of Petroleum Engineers. – 2019.
– SPE-202018-ms. – 15 p.
13. Emad W. Al-Shalabi. Numerical Modeling of Biopolymer Flooding in High- Temperature High-Salinity Carbonate Cores. Society of Petroleum Engineers. – 2018. – OTC-28447-MS. – 32 p.
14. Emulsified Polymer Gel Pickering Emulsion for Conformance Control: Emulsion Formulation, Stability and Coreflooding Investigation / T. Saikia, A. Sultan, A. Barri, A. Shamsan. Society of Petroleum Engineers. – 2020. – SPE- 199237-MS. –9 p.
15. Evaluation and Plugging Performance of Carbon Dioxide-Resistant Particle Gels for Conformance Control / X. Sun, Yi. Long, B. Bai, M.Wei, S. Suresh. Society of Petroleum Engineers. – 2020. – SPE-200493-PA. – 16 p.
16. Evaluation of In-Situ Gelation Behavior by Slim Tube Technique for Deep Conformance Control / J. Wang, A. M. AlSofi, Ya. A. Alzahid, A. M. Boqmi. Society of Petroleum Engineers. – 2020. – SPE-203237-MS.
17. Evaluation of Termopolymer-Gel Systems Crosslinked by Polyethylenimine for Conformance Improvement in High-Temperature Reservoirs / D. Zhu, J. Hou, Y. Chen, Q. Wei, S. Zhao, B. Bai. Society of Petroleum Engineers. – 2019. – 194004- PA. – 15 p.
18. Experimental Study of Microgel Conformance-Control Treatment for a Polymer-Flooding Reservoir Containing Superpermeable Channels / Ya. Zhao, J. Leng, B. Lin, M. Wei, B. Bai. Society of Petroleum Engineers. – 2021. – SPE- 205486-PA.
19. Farajzadeh R. Simulation sorption and mechanical entrapment during polymer flow through porous media. Society of Petroleum Engineers. – 2015. – Conference paper SPE-175380-MS. – 24 p.
20. Gilman J.R., MacMillan D.J. Improved Interpretation of the Inaccessible Pore-Volume Phenomenon. Society of Petroleum Engineers. – 1987. – SPE-13499-PA. – 13 p
21. Hug C. Polymer retention in porous media. Society of Petroleum Engineers. – 1990. – Conference paper SPE/DOE 20235. – 20 p.
22. Improved Upscaling of EOR Systems for Realistic Reservoir Modeling with the Aid of Multi-Scale Verification. Ortiz J. E. M., Gossuin J., Liu Y. [и др]. Society of Petroleum Engineers. – 2019. – SPE-195872-MS. – 13 p
23. Improving Conformance in an Injector Well Using Delayed Crosslink Polymer Gel: A Case Study / M. Varshney, A. Goyal, I. Goyal, A. Jain, N. Pandey, A. Parasher, S.Vermani, A. S. Negi, V. Sharma. Society of Petroleum Engineers. – 2018. – 192136-MS. – 16 p.
24. Interpretation of Permeability-Dependent Residual Resistance Factors Caused from Polymer Retention Using Selection of Mechanical Trapping Constant. Byungin C., Kanghee P, Jinsuk C [и др.]. Society of Petroleum Engineers. – 2015.
– Paper Number: ISOPE-I-15-422. – 13 p
25. Lakatos-Szabo J. Disproportional permeability modification by alcohol- containing polymer solutions: laboratory studies and field experiences. Society of Petroleum Engineers. – 2002. – Conference paper SPE-75185-MS. – 7 p.
26. Lotsch T., Muller T., Pusch G. The Effect of Inaccessible Pore Volume on Polymer Coreflood Experiments. Society of Petroleum Engineers. – 1985. – SPE- 13590-MS. – 13 p
27. Low Polymer Retention Opens for Field Implementation of Polymer Flooding in High Salinity Carbonate Reservoirs. Skauge A., Skauge T., Pourmohamadi S.[и др.] Society of Petroleum Engineers. – 2020. – SPE-202809-MS. – 13 p
28. Matveev S., Gazizov A., Gazizov A. Polymer Dispersed Systems for Conformance Improvement in Fractured Carbonate Reservoirs. Society of Petroleum Engineers. – 2020. – SPE-202835-MS.
29. Measurements of Polysaccharide Polymer Properties in Porous Media. Fletcher A.J.P., Flew S.R.G., Lamb S.P. [и др.] Society of Petroleum Engineers. – 1991. – SPE-21018-MS. – 13 p
30. Mechanism Investigation and Optimization of Conformance Control by Polymer Microsphere in Heterogeneous Offshore Oil Fields / X. Chen, Y. Li, Z. Liu,
J. Zhang, X. Li, H. Zhang. Society of Petroleum Engineers. – 2020. – OTC-30200- MS.
31. Modeling Gelation Time of Organically Crosslinked Polyacrylamide Gel System for Conformance Control Applications / A. Al-Anazi, Z. Al-Kaidar, J. Wang,
S. Aramco. Society of Petroleum Engineers. – 2019. – 196775-MS. –16 p.
32. Pancharoen M.., Thiele M. R., Kovscek A. R. Inaccessible Pore Volume of Associative Polymer Floods. Society of Petroleum Engineers. – 2010. – SPE- 129910-MS. – 13 p
33. Pancharoen M. Inaccessible pore volume of associative polymer floods. Society of Petroleum Engineers. – 2010. – Conference paper SPE-129910-MS. – 15 p.
34. Pires A.P. A splitting technique for analytical modelling of two-phase multicomponent flow in porous media. Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2006. – V. 51. – P. 54–67.
35. Reinforcement of Polyacrylamide-Co-Tert-Butyl Acrylate Base Gel Using Nanosilica for Conformance Control at Low and High Reservoir Temperatures / M. Shamlooh, A. Hamza, I. A. Hussein, M. S. Nasser, S. Salehi. Society of Petroleum Engineers. – 2020. – 199324-MS. –8 p.
36. Sheng J.J. A comprehensive review of alkali-surfactant-polymer (ASP) flooding. Society of Petroleum Engineers. – 2013. – Conference paper SPE-165358- MS. – 20 p.
37. Sheng J.J., Leonhardt B., Azri N. Status of polymer-flooding technology. Journal of Canadian Petroleum Technology. – 2015. – V. 54. – № 2. – P. 116-126.
38. Sizing Gelant Treatment for Conformance Control in Hydraulically-Fractured Horizontal Wells / B. Liang, H. Jiang, J. Li, M. Li, Yu. Lan, R. Seright. Society of Petroleum Engineers. – 2020. – SPE-200338-MS. – 18 p.
39. Sorbie K.S. Polymer-improved oil recovery. USA, Boca Ralton: CRC Press, 1991. – 359 p.
40. Sun X., Bai B. Understanding the plugging performance of HPAM-Cr (III) Polymer Gel for CO2 Conformance Control. Society of Petroleum Engineers. – 2019.
– CMTC-556840-MS. – 6 p.
41. Theoretical Analysis of Profile Conformance Improvement Due to Suspension Injection / K. M. Fedorov, A. Ya. Gilmanov, A. P. Shevelev, A. V. Kobyashev, D.
A. A. Anuriev. Mathematics. – 2021. – Vol. 9. Issue 15.
42. Thermally Activated Particles Injection for Deep Conformance Control to Improve Oil Recovery in an Argentina Mature Waterflooded Reservoir: Cerro Dragon Field. Design, Field Implementation and Results / A. Iuliano, J. E. Gomez,
C. R. Martinez, L. C. Alonso, M. Kazempour, M. Kiani, D. Alzate, P. Singh, G. Jerauld. Society of Petroleum Engineers. – 2020. – SPE-200464-MS. –22 p.
43. Thermally Activated Particles Injection for Deep Conformance Control to Improve Oil Recovery in an Argentina Mature Waterflooded Reservoir: Cerro Dragon Field. Design, Field Implementation and Results / A. Iuliano, J. Gomez, C. Martinez, L. Alonso, M. Kazempour, M. Kiani, D. Alzate, P. Singh, G.Jerauld. Society of Petroleum Engineers. – 2020. – 200464-MS. – 22 p.
44. Torrealba V. A., Hoteit H.. Society of Petroleum Engineers. Conformance Improvement in Oil Reservoirs by Use of Microemulsions– 2018. – SPE-192289- MS. – 22 p.
45. Trogus F.J. Static and dynamic adsorption of anionic and nonionic surfactants. SPE Journal. – 1977. – № 5. – P. 337-344.
46. Verma S. K., Adibhatla B., Kaminsky R. D., Wattenbarger R. C., Davidson
J. E. Modeling Polymer Flood in an Unstructured Grid Simulator. Society of Petroleum Engineers. – 2009. – SPE-118985-MS. – 14 p
47. Waterflood Conformance Improvement Method in Naturally Fractured Carbonate Reservoirs with Gel Injection / L. Jain, T. Zhang, H. Nguyen, Z. Mirkovic,
V. Lee, S. Lau, P. John, K. Spilker, E. Daniel. Society of Petroleum Engineers. – 2020. – IPTC-20275-MS. – 14 p.
48. Wevev D.A.Z. The effect of presence of oil on polymer retention in porous media from clastic reservoirs in Sultanate of Oman. Society of Petroleum Engineers.
– 2018. – Conference paper SPE-190430-MS. – 17 p.
49. Волокитин Я.Е. Исследование адсорбционных процессов при АСП- заводнении для условия Западно-Салымского месторождения. Society of Petroleum Engineers. – 2014. – Статья для конференции SPE-171323-RU. – 13 c.
50. Ентов В.М. Гидродинамика процессов повышения нефтеотдачи. – М.: Недра, 1989. – 232 с.
51. Тома А., Сакж Б., Абиров Ж. Полимерное заводнение для увеличения нефтеотдачи на месторождениях легкой и тяжелой нефти. Территория нефтегаз. – 2017. – № 7-8 август 2017. – 8 с.
52. Уиллхайт П. Г. Заводнение пластов. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2009. – 333 c.
53. Федоров К.М. Нестационарная фильтрация при наличии химических реакций с пористой средой. Известия АН СССР, серия МЖГ. – 1987. – № 1. – С. 82-87.