Моделирование процесса закачки полимера в пласт с учетом скорости сдвига

Работа посвящена анализу влияния скорости сдвига на результаты гидродинамического моделирования в пластовых системах при планировании и оптимизации технологий полимерного заводнения в задачах нефтедобычи. Трехмерное гидродинамическое моделирование выполняется с учетом того, что вязкость вытесняющего агента в пласте вычисляется по таблично заданной зависимости ее от концентрации полимера и скорости сдвига. В работе представлены результаты вычислительных экспериментов при проведении полимерного заводнения для трехмерной модели пласта с учетом и без учета скорости сдвига для двух типов нефти и полимеров. Даны оценки эффективности полимерного заводнения. Показано, что от скорости сдвига существенно зависит забойное давление. Поэтому неучет скорости сдвига при планировании может повлечь неправильные выводы о возможных суточных объемах и концентрациях закачки полимера, неверные прогнозы забойных давлений, а также приводить к существенным искажениям оценки эффективности полимерного заводнения в целом.

1. Александров В.М., Закиров Н.Н., Телегин И.Г., Закиров Р.Н. (2024). Гидродинамическое моделирование процессов комплексного нестационарного и полимерного заводнения на неоднородных породах-коллекторов. Нефтегазовое дело, 22(6), c. 102–109. https://doi.org/10.17122/ngdelo-2024-6-102-109

2. Мазаев, В.В., Толстолыткин, Д.В., Земцов, Ю.В. (2023). Разработка неоднородных по проницаемости коллекторов с использованием нестационарного полимерного заводнения. Нефтяное хозяйство, 4, c. 71–75. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-4-71-75

3. Муратова З.М., Туяков Н.К., Таджибаев М.О. (2023). О подходах к решению проблем при моделировании полимерного заводнения на месторождении Каламкас. Вестник нефтегазовой отрасли Казахстана, 5(4), c. 24–36. https://doi.org/10.54859/kjogi108668

4. Насыбуллин А.В., Бурлуцкий Е.А., Хаярова Д.Р., Садреева Р.Х., Орехов Е.В., Пименов А.А. (2024). Исследование нелинейных эффектов фильтрации полимерных растворов через пористые среды. Нефтяное хозяйство, 3, c. 67–69. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-3-67-69

5. Насыбуллин А.В., Персова М.Г., Орехов Е.В., Шайдуллин Л.К., Соловейчик Ю.Г., Патрушев И.И. (2022). Моделирование ПАВ-полимерного заводнения на участке Бурейкинского месторождения. Нефтяное хозяйство, (7), c. 38–42. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-7-38-42

6. Онегов Н.А., Подопригора Д.Г., Бязров Р.Р., Шамсутдинова Г.Т., Галимов В.В. (2024). Полимерное заводнение: лабораторные исследования образцов частично гидролизованных полимеров в свободных объемах при проектировании внедрения технологии. Деловой журнал Neftegaz.RU, 1(145), с. 60–66.

7. Подопригора Д.Г., Бязров Р.Р., Христич Е.А. (2022). Текущий уровень и перспективы развития технологий большеобъемных закачек с использованием полимеров для повышения нефтеотдачи. Вестник евразийской науки, 14(2), 37. https://doi.org/10.15862/37NZVN222

8. Тома А., Саюк Б., Абиров Ж., Мазбаев Е. (2017). Полимерное заводнение для увеличения нефтеотдачи на месторождениях легкой и тяжелой нефти. Территория Нефтегаз, 7–8, c. 58–68.

9. Castro R., Pérez R., Maya G., Quintero H., Jimenez R., García H., Quintero L. (2016). Polymer Flooding Process to Increase Recovery Factor. Georesursy = Georesources, 18(4-1), pp. 271–280. https://doi.org/10.18599/grs.18.4.4

10. Hernandez F.A.T., Niño, J.C.L., Moreno R.L. (2018). Effects of salts and temperature on rheological and viscoelastic behavior of low molecular weight HPAM solutions. Revista Fuentes, 16(1), pp. 19–35. https://doi.org/10.18273/revfue.v16n1-2018002

11. Joshi, D., Maurya, N. K., Kumar, N., Mandal, A. (2022). Experimental investigation of silica nanoparticle assisted Surfactant and polymer systems for enhanced oil recovery. Journal of Petroleum Science and Engineering, 216, 110791. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2022.110791

12. Lopes L.F., Silveira B.M.O., Moreno R.B.Z.L. (2014). Rheological Evaluation of HPAM fluids for EOR Applications. International Journal of Engineering & Technology, 14(3), pp. 35–41.

13. Mirzaie Yegane M., Boukany P. E., Zitha P. (2022). Fundamentals and recent progress in the flow of water-soluble polymers in porous media for enhanced oil recovery. Energies, 15(22), 8575. https://doi.org/10.3390/en15228575

14. Morelato Assunção, P., Rodrigues, L. M., & Romero, O. J. (2011). Effect of polymer injection on the mobility ratio and oil recovery. SPE International Heavy Oil Conference and Exhibition (pp. SPE-148875). https://doi.org/10.2118/148875-MS

15. Persova M.G., Soloveichik Y.G., Vagin D.V., Grif A.M., Kiselev D.S., Patrushev I.I., Nasybullin A.V., Ganiev B.G. (2021). The design of highviscosity oil reservoir model based on the inverse problem solution. Journal of Petroleum Science and Engineering, 199, 108245. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.108245

16. Rock A., Hincapie R.E., Tahir M., Langanke N., Ganzer L. (2020). On the role of polymer viscoelasticity in enhanced oil recovery: Extensive laboratory data and review. Polymers, 12(10), 2276. https://doi.org/10.3390/polym12102276

17. Soloveichik Y.G., Persova M.G., Grif A.M., Ovchinnikova A.S., Patrushev I.I., Vagin D.V., Kiselev D.S. (2022). A method of FE modeling multiphase compressible flow in hydrocarbon reservoirs. Computer Methods in Applied Mechanics and Engineering, 390, 114468. https://doi.org/10.1016/j.cma.2021.114468

18. Wang H. (2023). Numerical Simulation of High Concentration Polymer Flooding in Oilfield Development. International Journal of Geosciences, 14(4), pp. 329–336. https://10.4236/ijg.2023.144018