Сравнение оптимальных режимов водогазового воздействия в рамках одномерной и двумерной постановок задачи фильтрации

Авторы

  • Анна Игоревна Андреева НИИ механики МГУ имени М.В. Ломоносова; Механико-математический факультет МГУ имени М.В. Ломоносова
  • Андрей Александрович Афанасьев НИИ механики МГУ имени М.В. Ломоносова; Механико-математический факультет МГУ имени М.В. Ломоносова

DOI:

https://doi.org/10.7242/1999-6691/2022.15.3.19

Ключевые слова:

фильтрация, водогазовое воздействие, методы увеличения нефтеотдачи, оптимизация, декарбонизация, композиционное моделирование

Аннотация

Выбросы парниковых газов в атмосферу, в частности углекислого газа (CO2), представляют актуальную проблему для экологии и способствуют глобальному потеплению. Сегодня в качестве решения предлагается технология захоронения СО2 в нефтяных пластах. Это не только может помочь в декарбонизации околоземного пространства, но и содействует увеличению нефтеотдачи. Поскольку СО2 входит в состав газов, сопутствующих нефти, то выпуск в атмосферу попутного газа недопустим, а сжигание пагубно для окружающей среды. Таким образом, закачка газа является выгодной и с экономической, и с экологической точки зрения. В работе проведено сравнение оптимальных режимов водогазового воздействия на нефтяные пласты в рамках 1-D и 2-D композиционного моделирования фильтрации воды, нефти и газа. Критерием оптимальности режимов воздействия служит наибольшая экономическая прибыль, то есть чистая приведенная стоимость – Net Present Value (NPV). Вычислены значения закачанных объемов газа и воды для различных стратегий закачки, при которых величина NPV максимальна. Рассмотрен альтернативный критерий оптимизации – максимальный объем СО2, удерживаемый в пласте. Исследована сеточная сходимость численного решения. Результаты расчетов показали, что оптимальные режимы водогазового воздействия в 1-D и 2-D моделировании качественно совпадают, что позволило считать адекватным применение 1-D расчетов при определении оптимальных стратегий площадной закачки воды и газа.

Скачивания

Данные скачивания пока недоступны.

Биография автора

Анна Игоревна Андреева, НИИ механики МГУ имени М.В. Ломоносова; Механико-математический факультет МГУ имени М.В. Ломоносова

студ.

Библиографические ссылки

1. Ильина Г.Ф., Алтунина Л.К. Методы и технологии повышения нефтеотдачи для коллекторов Западной Сибири. Томск: Изд-во ТПУ, 2006. 166 с.
2. Christensen J.R., Stenby E.H., Skauge A. Review of WAG field experience // SPE Res. Eval. Eng. 2001. Vol. 4. P. 97-106. https://doi.org/10.2118/71203-PA
3. Alvarado V., Manrique E. Enhanced oil recovery: An update review // Energies. 2010. Vol. 3. P. 1529-1575. https://doi.org/10.3390/en3091529
4. Thomas S. Enhanced oil recovery – An overview // Oil & Gas Science and Technology – Rev. IFP. 2008. Vol. 63. P. 9-19. https://doi.org/10.2516/ogst:2007060
5. Lake L.W. Enhanced oil recovery. Prentice Hall, 1989. 550 p.
6. Afanasyev A.A., Andreeva A.I., Chernova A.A. Influence of oil field production life on optimal CO2 flooding strategies: Insight from the microscopic displacement efficiency // J. Petrol. Sci. Eng. 2021. Vol. 205. 108803. http://dx.doi.org/10.1016/j.petrol.2021.108803
7. Костюченко С.В. Прямой расчет текущего коэффициента охвата вытеснением при геолого-гидродинамическом моделировании // Нефтяное хозяйство. 2006. № 10. С. 58-61.
8. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1986. 332 с.
9. Сираев Р.Р. Фильтрация жидкости в пористой среде Форцгеймера с пространственно неоднородными пористостью и проницаемостью // Вычисл. мех. сплош. сред. 2019. Т. 12, № 3. С. 281-292. https://doi.org/10.7242/1999-6691/2019.12.3.24
10. Redlich O., Kwong J.N.S. On the thermodynamics of solutions. V. An equation of state. Fugacities of gaseous solutions // Chem. Rev. 1949. Vol. 44. P. 233-244. https://doi.org/10.1021/cr60137a013
11. Soave G. Equilibrium constants from a modified Redlich-Kwong equation of state // Chem. Eng. Sci. 1972. Vol. 27. P. 1197-1203. https://doi.org/10.1016/0009-2509(72)80096-4
12. Lohrenz J., Bray B.G., Clark C.R. Calculating viscosities of reservoir fluids from their compositions // J. Pet. Technol. 1964. Vol. 16. P. 1171-1176. https://doi.org/10.2118/915-PA
13. Corey A.T. The Interrelation between gas and oil relative permeability // Producers Monthly. 1954. Vol. 19. P. 38-41.
14. Kenyon D. Third SPE comparative solution project: Gas cycling of retrograde condensate reservoirs // J. Pet. Technol. 1987. Vol. 39. P. 981-997. https://doi.org/10.2118/12278-PA
15. Afanasyev A. Hydrodynamic modelling of petroleum reservoirs using simulator MUFITS // Energy Procedia. 2015. Vol. 76. P. 427-435. https://doi.org/10.1016/j.egypro.2015.07.861
16. Afanasyev A., Andreeva A., Chernova A. Numerical optimisation of CO2 flooding using a hierarchy of reservoir models // Adv. Geosci. 2021. Vol. 56. P. 19-31. http://dx.doi.org/10.5194/adgeo-56-19-2021
17. Rodrigues H., Mackay E., Arnold D. Impact of WAG design on calcite scaling risk in coupled CO2-EOR and storage projects in carbonate reservoirs // Proc. of the SPE Reservoir Simulation Conference. Galveston, Texas, USA, April 10-11, 2019. SPE-193882-MS. https://doi.org/10.2118/193882-MS
18. Salem S., Moawad T. Economic study of miscible CO2 flooding in a mature waterflooded oil reservoir // Proc. of the SPE Saudi Arabia Section Technical Symposium and Exhibition. Al-Khobar, Saudi Arabia, May 19-22, 2013. SPE-168064-MS. https://doi.org/10.2118/168064-MS
19. Chen B., Pawar R. Capacity assessment of CO2 storage and enhanced oil recovery in residual oil zones // Proc. of the SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Dallas, Texas, USA, September 24-26, 2018. SPE-191604-MS. https://doi.org/10.2118/191604-ms

Загрузки

Опубликован

2022-10-02

Как цитировать

Андреева, А. И., & Афанасьев, А. А. (2022). Сравнение оптимальных режимов водогазового воздействия в рамках одномерной и двумерной постановок задачи фильтрации. Вычислительная механика сплошных сред, 15(3), 253–262. https://doi.org/10.7242/1999-6691/2022.15.3.19

Выпуск

Раздел

Статьи