Дипломная работа на тему "ТЮМГУ | Расчет всех стадий процесса пароциклической воздействия на нефтяные пласты с учетом конвективных потоков пара"

Работа на тему: Расчет всех стадий процесса пароциклической воздействия на нефтяные пласты с учетом конвективных потоков пара
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 ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» ФИЗИКО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ
Кафедра моделирования физических процессов и систем

РЕКОМЕНДОВАНО К ЗАЩИТЕ В ГЭК

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА
бакалаврская работа
РАСЧЕТ ВСЕХ СТАДИЙ ПРОЦЕССА ПАРОЦИКЛИЧЕСКОЙ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЯНЫЕ ПЛАСТЫ С УЧЕТОМ КОНВЕКТИВНЫХ ПОТОКОВ ПАРА
'
Тюмень 2022 год

ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ 3
ГЛАВА 1. ОБЗОР ТЕПЛОВЫХ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ 9
ГЛАВА 2. ПЕРВАЯ СТАДИЯ ПРОЦЕССА ПАРОЦИКЛИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 17
2.1. Первая стадия в модели с цилиндрическим фронтом 17
2.2. Первая стадия в модели с конусообразным фронтом 19
2.3. Первая стадия в предлагаемой модели 20
ГЛАВА 3. ВТОРАЯ СТАДИЯ ПРОЦЕССА ПАРОЦИКЛИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 26
3.1. Вторая стадия в модели с цилиндрическим фронтом 26
3.2. Вторая стадия в модели с конусообразным фронтом 26
3.3. Вторая стадия в предлагаемой модели 27
ГЛАВА 4. ТРЕТЬЯ СТАДИЯ ПРОЦЕССА ПАРОЦИКЛИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 28
4.1. Третья стадия в модели с цилиндрическим фронтом 28
4.2. Третья стадия в модели с конусообразным фронтом 28
4.3. Третья стадия в предлагаемой модели 29
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 32
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 34

ВВЕДЕНИЕ
В современной повестке актуальной является тема энергообеспечения за счет альтернативных источников энергии, таких как энергия солнца и ветра, энергия приливов и отливов, геотермальная энергия, водородное топливо, биотопливо и т.д. Автопроизводители отдают предпочтение электродвигателям вместо двигателей внутреннего сгорания с целью уменьшения вредных выбросов и углекислого газа, содержание которого в атмосфере с каждым годом растет, что связывают с изменением климатической обстановки на планете. Какими правильными и логичными эти тенденции бы не казались, существует ряд ограничений, не позволяющий на данном этапе развития технологий реализовать эти подходы повсеместно. Так солнечные батареи, ветряные и геотермальные станции обладают низким коэффициентом полезного действия и довольно большим сроком окупаемости. А, например, производство электромобилей, подразумевающее использование аккумуляторов, при своем росте столкнется с проблемой ограниченности ресурсов кобальта, лития, меди и никеля, а также экономической нецелесообразностью при полном переходе на электродвигатели. Другим относительно экологически чистым вариантом являются атомные электростанции, однако большинство стран после аварий на АЭС в Чернобыле и Фукусиме, снизили у себя количество работающих станций.
Приведенные факты указывают на то, что уровень углеводородов и угля среди энергоносителей в ближайшее время, как минимум, не снизится. Однако встает вопрос о поддержании этого уровня, в частности, в нефтяной отрасли. Ведь эпоха легкоизвлекаемой нефти заканчивается, т.к. большинство крупных мировых нефтяных месторождений выходят на последнюю стадию разработки, на которой коэффициент извлечения нефти (КИН) изменяется слабо (конец стадии III – начало стадии IV на Рис.1), а остаточные запасы классифицируются как трудноизвлекаемые. В связи с этим актуальными становятся задачи поиска новых месторождений и увеличение нефтеотдачи уже разрабатываемых месторождений. Последнее осуществляется за счет применения методов увеличения нефтеотдачи (Рис.2).
Рис.1. Стадии разработки месторождения.
Рис.2. Методы увеличения нефтеотдачи.
Разработка на естественных режимах, таких как упругий, упруговодонапорный, газонапорный, гравитационный и режим растворенного газа представляет собой первую стадию, длится 3-5 лет и характеризуются небольшой нефтеотдачей. На второй стадии применяется поддержание
пластового давления с помощью заводнения (ввод сетки нагнетательных скважин). Этот метод используется в подавляющем большинстве разрабатываемых месторождений в России в силу относительной дешевизны и приемлемой нефтеотдачей. Третичные методы, такие как химические, тепловые, микробиологические, а также закачка газа и бурение боковых стволов с многостадийным гидравлическим разрывом пласта (МГРП) используются на последней стадии разработки и обладают достаточно большим значением прироста нефтеотдачи. По некоторым оценкам [10] увеличение нефтеотдачи за счет применения физико-химических методов происходит на 3-8%, газовых методов – на 5-10%, тепловых – на 15-20%. При этом структура методов в мировой практике выглядит следующим образом: тепловые – 50%, вытеснение газом – 45%, химические методы – 5% [10].
Основными критериями, задающими область применения каждого из третичных методов, являются физико-химические свойства нефти (плотность и вязкость, определяющие взаимодействие закачиваемого агента с пластовым флюидом) и глубина залегания коллектора (технология доставки агента в пласт). На Рис.3 эти области наглядно изображены.
Физико-химические МУН такие как закачка водных растворов поверхностно-активных веществ, закачка растворов полимеров, мицеллярно- полимерное заводнение, изменение или выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин обеспечивают увеличение коэффициента вытеснения и предназначены для извлечения пленочной или капиллярно-удерживаемой нефти из заводненных пластов. Снижение межфазного поверхностного натяжения, изменение соотношения подвижностей вытесняемого флюида и закачиваемого агента происходит благодаря растворам воды и специальных химических веществ. Критерии применимости: глубина коллектора <3000м, тип породы – песчаник, проницаемость >10мД, остаточные запасы в % от начальных геологических для ПАВ>35%, для полимеров >70%. Основные проекты на месторождениях России: Ромашкинское (Волго-Уральская провинция); Западно-
Салымское, Верхне-Салымское и Ваделыпское (Западно-Сибирская провинция), Усинское (Тимано-Печорская провинция).

Рис.3. Критерии применимости МУН.
Газовые методы такие как закачка воздуха, азота, углекислого газа и углеводородных газов (утилизация попутного газа) также используются для вытеснения нефти. Агент либо в конденсированном, либо в газообразном состоянии закачивается оторочкой в пласт, после этого закачивают воду. При определенных термобарических условиях газ хорошо растворяется в нефти, увеличивая ее объем и снижая ее вязкость и поверхностное натяжение на границе нефть-вода. Критерии применимости зависят от закачиваемого агента. Для азота глубина коллектора >2000м, остаточные запасы >40%, плотность нефти >850 кг/м3; для УВ-газов глубина коллектора >1350м, остаточные запасы >30%, плотность нефти >904 кг/м3; для CO2 глубина коллектора >700м, остаточные
запасы >20%, плотность нефти >904 кг/м3; тип коллектора – карбонатный. Основные проекты на месторождениях в России: Ромашкинское (Волго- Уральская НГП), Приобское и Талинское (Западно-Сибирская НГП).
Тепловые методы помимо истощенных месторождений применяются к месторождениям высоковязких и тяжелых нефтей (плотность 960-1081 кг/м3, вязкость десятки-сотни тысяч сПз), а также природных битумов, которые тоже относятся к трудноизвлекаемым запасам. Причем более 2/3 нетрадиционных запасов России приходится именно на битумы. К этим методам относят вытеснение нефти из пласта горячей водой или паром, метод тепловых оторочек, термополимерное воздействие на пласт, пароциклическая обработка добывающих скважин (ПЦОС), парогравитационный дренаж (SAGD – steam assisted gravity drainage), внутрипластовое горение, термогазовое воздействие. Так или иначе все эти методы направлены на снижение вязкости нефти при взаимодействии с тепловым носителем, а значит на увеличение ее подвижности, что в конечном итоге повышает нефтеотдачу при вытеснении или циклической добыче. При этом важной является задача минимизации тепловых потерь в поверхностных коммуникациях и стволе скважин при закачке теплоносителя в пласт. Применяются на коллекторах-песчаниках глубиною <1500м и с проницаемостью >200мД. Основные проекты на месторождениях России: Ярегское, Усинское и Висовое (Тимано-Печорская НГП); Средне-Назымское, Гальяновское, Ай-Пимское, Приобское (Западно-Сибирская НГП); Альшальчинское (Волго-Уральская НГП).
Увеличение коэффициента извлечения нефти с помощью третичных методов в крупных месторождениях России на 1% стало бы эквивалентно открытию нескольких средних по размеру месторождений [10], что значительно повысило бы сырьевую базу недропользователей. Однако высокая затратность этих методов, незначительные инвестиции в научно-исследовательские работы, а также отсутствие необходимого налогового стимулирования со стороны государства не позволяет применять МУНы в полном масштабе в России [10]. Поэтому задача моделирования процессов, происходящих в пласте, в том числе
пароциклической обработки призабойной зоны пластов, и как результат их оптимизация, является на сегодняшний день достаточно востребованной.
Целью работы является создание математической модели процесса пароциклического воздействия на нефтяные пласты с учетом конвективных потоков пара, наиболее достоверно отображающую динамику теплового фронта. Поставлены следующие задачи: определение характерных оптимальных времен закачки пара, тепловой пропитки, добычи прогретой нефти при пароциклическом воздействии на нефтяные пласты, определение радиуса теплового фронта, проведение анализа чувствительности радиуса теплового фронта от теплофизических параметров нефти и пара. Актуальность работы заключается в том, что в предлагаемой модели учитывается конвекция потоков закачиваемого пара, отражающая реальное его распределение в пласте: за счет гравитационных сил большая часть теплоносителя скапливается и прорывается у кровли коллектора, у подошвы же продвижение минимально. Первая стадия рассчитывается с помощью решения задачи Баклея-Леверетта, позволяющего определить профиль паронасыщенности в пласте, по которому определяются оптимальное время и радиус теплового фронта. Вторая стадия определяется с учетом полученного профиля насыщенности. Третья стадия определяется аналогично вариантам, представленным в работах [4] и [8], в которых применяется интегральный подход при моделировании процесса. В конце соответствующих стадиям глав представлены результаты расчета оптимальных времен для одинаковых геолого-физических характеристик пласта, проведен анализ, сделаны выводы

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Азиз Х., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004, 416 стр.
2. Антониади Д.Г., Гарушев А.Р., Ишханов В.Г., 2000г. "Настольная книга по термическим методам добычи нефти". Краснодар: "Советская Кубань".
3. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах М., Недра, 1984, 211с.
4. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика: Учебник для вузов.- М.:Недра, 1993. 416с.: ил.
5. Гильманов А. Я., Ковальчук Т. Н., Шевелёв А. П. Физико-математическое моделирование пароциклического воздействия на нефтяные пласты / Вестник Тюменского государственного университета. Физико- математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2020. Том 6. № 1 (21). С. 176-191.
6. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. Учеб. для вузов. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: ОАО «Издательство «Недра», 1998. - 365 с.:ил.
7. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2002, 140стр.
8. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти, Москва «Недра», 1980, 245стр.
9. Роуч.П., 1977г. «Вычислительная гидродинамика»
10. Сайфуллин И.Ш., Тетельмин В.В., Язев А.А. Физические основы добычи нефти. Учебное пособие. – Долгопрудный: Издательский дом «Интеллект», 2013. – 328с.: ил. (Серия «Нефтегазовая инженерия»).
11. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ. ред. Ш.К. Гиматудинова/ Р. С. Андриасов, И.Т. Мищенко, А.И. Петров и др. М., Недра, 1983, 455с.
12. Шевелев А.П., 2005г. "Математическое моделирование циклического теплового воздействия на нефтяные пласты". Тюмень: Тюменский Государственный университет.
13. Computational fluid mechanics and heat transfer / John C. Tannehill, Dale A. Anderson, Richard H. Pletcher. – 2nd ed., 803p.
14. Ernst &Young, 2013г. «Применение современных методов увеличения нефтеотдачи в России: важно не упустить время»
15.R.C.S. Chiou and T.S. Murer, Mobil Producing U.S. Inc. "Cyclic Steam Pilot in Gravity Drainage Reservoir". SPE 19659.