Известия Саратовского университета. Новая серия.

Серия Математика. Механика. Информатика

ISSN 1816-9791 (Print)
ISSN 2541-9005 (Online)


Для цитирования:

Персова М. Г., Соловейчик Ю. Г., Патрушев И. И., Овчинникова А. С. Численное моделирование нефтедобычи с применением ПАВ-полимерного заводнения // Известия Саратовского университета. Новая серия. Серия : Математика. Механика. Информатика. 2021. Т. 21, вып. 4. С. 544-558. DOI: 10.18500/1816-9791-2021-21-4-544-558

Статья опубликована на условиях лицензии Creative Commons Attribution 4.0 International (CC-BY 4.0).
Опубликована онлайн: 
30.11.2021
Полный текст:
(downloads: 7)
Язык публикации: 
русский
Рубрика: 
Тип статьи: 
Научная статья
УДК: 
004.94+517.95

Численное моделирование нефтедобычи с применением ПАВ-полимерного заводнения

Авторы: 
Персова Марина Геннадьевна, Новосибирский государственный технический университет
Соловейчик Юрий Григорьевич, Новосибирский государственный технический университет
Патрушев Илья Игоревич, Новосибирский государственный технический университет
Овчинникова Анастасия Сергеевна, Новосибирский государственный технический университет
Аннотация: 

Работа посвящена численному моделированию разработки месторождений с применением технологий повышения нефтеотдачи пласта, основанных на заводнении растворами ПАВ-полимеров. Предлагаемый подход нацелен на оценку возможной эффективности и целесообразности использования ПАВ-полимерного заводнения на поздних стадиях разработки реальных месторождений. Описывается вычислительная схема моделирования процесса трехфазной многокомпонентной фильтрации в неоднородных пористых средах с учетом образования фазы эмульсии, получаемой в результате связывания воды и нефти под воздействием ПАВ. Данная вычислительная схема построена аналогично принципу известной схемы IMPEC и основана на неявном расчете давления методом конечных элементов и явном переносе фаз между ячейками конечноэлементной сетки на каждом временном шаге. Это позволяет расcчитывать воздействие ПАВ в каждой ячейке сетки независимо от других ячеек. В схеме предусмотрено моделирование химических реакций с учетом их скоростей и количества реагирующих веществ в ячейках сетки. Эффект повышения нефтеотдачи пласта достигается за счет более высокой подвижности и меньшей остаточной насыщенности возникающей фазы эмульсии по сравнению с фазой нефти. Численные эксперименты проведены на модели реального месторождения с большим количеством действующих скважин и высокой неоднородностью пористой среды. Проведено сравнение трех способов разработки месторождения: с закачкой только воды, с полимерным заводнением и с нагнетанием раствора ПАВ-полимера. Показана сходимость численной схемы при дроблении шагов по пространству и времени. По сравнению с двухфазной двухкомпонентной фильтрацией дополнительные вычислительные затраты, связанные с образованием фазы эмульсии и ее последующей фильтрацией, не превышают 10%.

Благодарности: 
Работа выполнена при финансовой поддержке Министерства науки и высшего образования РФ (проект № FSUN-2020-0012, разработка вычислительной схемы моделирования трехмерного многофазного многокомпонентного потока) и РФФИ (проект № 20-31-90049, построение схемы моделирования и исследование метода увеличения нефтеотдачи: ПАВ-полимерное заводнение).
Список источников: 
  1. Aziz K., Settari A. Petroleum reservoir simulation. London : Applied Science Publishers, 1979. 476 p.
  2. Doyle B., Riviere B., Sekachev M. A multinumerics scheme for incompressible two-phase flow // Computer Methods in Applied Mechanics and Engineering. 2020. Vol. 370. Art. 113213. https://doi.org/10.1016/j.cma.2020.113213
  3. Abd A., Abushaikha A. Velocity dependent up-winding scheme for node control volume finite element method for fluid flow in porous media // Scientific Reports. 2020. Vol. 10. Art. 4427. https://doi.org/10.1038/s41598-020-61324-4
  4. Abushaikha A. S., Blunt M. J., Gosselin O. R., Pain C. C., Jackson M. D. Interface control volume finite element method for modelling multi-phase fluid flow in highly heterogeneous and fractured reservoirs // Journal of Computational Physics. 2015. Vol. 298. P. 41–61. https://doi.org/10.1016/j.jcp.2015.05.024
  5. Schmid K. S., Geiger S., Sorbie K. S. Higher order FE-FV method on unstructured grids for transport and two-phase flow with variable viscosity in heterogeneous porous media // Journal of Computational Physics. 2013. Vol. 241. P. 416–444. https://doi.org/10.1016/j.jcp.2012.12.017
  6. Zhang N., Yan B., Sun Q., Wang Y. Improving multiscale mixed finite element method for flow simulation in highly heterogeneous reservoir using adaptivity // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2017. Vol. 154. P. 382–388. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2017.04.012
  7. Moortgat J., Firoozabadi A. Higher-order compositional modeling of three-phase flow in 3D fractured porous media based on cross-flow equilibrium // Journal of Computational Physics. 2013. Vol. 250. P. 425–445. https://doi.org/10.1016/j.jcp.2013.05.009
  8. Amooie M. A., Moortgat J. Higher-order black-oil and compositional modeling of multiphase compressible flow in porous media // International Journal of Multiphase Flow. 2017. Vol. 105. P. 45–59. https://doi.org/10.1016/j.ijmultiphaseflow.2018.03.016
  9. Deng Q., Ginting V. Locally conservative continuous Galerkin FEM for pressure equation in two-phase flow model in subsurfaces // Journal of Scientific Computing. 2017. Vol. 74. P. 1264–1285. https://doi.org/10.1007/S10915-017-0493-9
  10. Odsæter L. H., Wheeler M. F., Kvamsdal T., Larson M. G. Postprocessing of nonconservative flux for compatibility with transport in heterogeneous media // Computer Methods in Applied Mechanics and Engineering. 2017. Vol. 315. P. 799–830. https://doi.org/10.1016/J.CMA.2016.11.018
  11. Persova M. G., Soloveichik Yu. G., Grif A. M., Patrushev I. I. Flow balancing in FEM modelling of multi-phase flow in porous media // 2018 14th International Scientific-Technical Conference on Actual Problems of Electronic Instrument Engineering, APEIE 2018 – Proceedings. Novosibirsk, 2018. P. 205–211. https://doi.org/10.1109/APEIE.2018.8545457
  12. Persova M. G., Soloveichik Yu. G., Vagin D. V., Grif A. M., Kiselev D. S., Patrushev I. I., Nasybullin A. V., Ganiev B. G. The design of high-viscosity oil reservoir model based on the inverse problem solution // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2021. Vol. 199. Art. 108245. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.108245
  13. Persova M. G., Soloveichik Yu. G., Vagin D. V., Grif A. M., Patrushev I. I., Ovchinnikova A. S. Oil production optimization based on the finite-element simulation of the multiphase flow in porous media and inverse problem solution // GeoBaikal 2020 (EAGE) : Conference Proceedings. Irkutsk, 2020. Vol. 2020. P. 1–6. https://doi.org/10.3997/2214-4609.202052021
  14. Patacchini L., De Loubens R., Moncorge A., Trouillaud A. Four-fluid-phase, fully implicit simulation of surfactant flooding // SPE Reservoir Evaluation and Engineering. 2014. Vol. 17. P. 271–285. https://doi.org/10.2118/161630-PA
  15. Massarweh O., Abushaikha A. S. The use of surfactants in enhanced oil recovery: A review of recent advances // Energy Reports. 2020. Vol. 6. P. 3150–3178. https://doi.org/10.1016/j.egyr.2020.11.009
  16. Lopes L. F., Silveira B. M. O, Moren R. B. Z. L. Rheological Evaluation of HPAM fluids for EOR Applications // International Journal of Engineering and Technology. 2014. Vol. 14. P. 35–41.
  17. Persova M. G., Soloveichik Y. G., Vagin D. V., Kiselev D. S., Koshkina Yu. I. Finite element solution to 3-D airborne time-domain electromagnetic problems in complex geological media using non-conforming hexahedral meshes // Journal of Applied Geophysics. 2020. Vol. 172. Art. 103911. https://doi.org/10.1016/j.jappgeo.2019.103911
  18. Persova M. G., Soloveichik Y. G., Ovchinnikova A. S., Patrushev I. I., Nasybullin A. V., Orekhov E. V. Numerical 3D simulation of enhanced oil recovery methods for high-viscosity oil field // IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. 2021. Vol. 1019. Art. 012050. https://doi.org/10.1088/1757-899X/1019/1/012050
  19. Fink J. K. Chapter 16 — Enhanced oil recovery // Petroleum Engineer’s Guide to Oil Field Chemicals and Fluids / ed. by J. Fink. Elsevier, 2015. P. 477–565. https://doi.org/10.1016/B978-0-12-803734-8.00016-3
  20. Christie M. A., Blunt M. J. Tenth SPE comparative solution project: A comparison of upscaling techniques // SPE Reservoir Evaluation and Engineering. 2001. P. 308–316. https://doi.org/10.2118/72469-pa
  21. Corey A. T. The interelationship between gas and oil relative permeabilities // Producers Monthly. 1954. Vol. 1. P. 38–41
Поступила в редакцию: 
29.07.2021
Принята к публикации: 
14.09.2021
Опубликована: 
30.11.2021