Особенности расчета температурного поля в кольцевом пористом слое при бесконечном нагреве

На сегодняшний день легко извлекаемые запасы нефти уже добыты, поэтому большой интерес представляют месторождения с остаточными запасами нефти или места со слабой проницаемостью. Известно, что нефть при понижении температуры становится более вязкой, что создает трудности при ее добыче. Следовательно, для снижения вязкости, необходим подогрев нефти до той температуры, при которой возможно реализовать ее добычу. В исследовании предложена математическая модель расчета температурного поля в кольцевом пористом слое при бесконечном нагреве во внутрискважинном реакторе непрерывного разогрева призабойной зоны пласта, содержащий высоковязкую нефть и природный битум (ВВН и ПБ).

ЦЕЛЬ. Построить решение нагрева для бесконечно длинного кольцевого слоя во внутрискважинном реакторе. Получить профиль температуры в поперечном сечении кольцевого слоя и картину температурного поля.

МЕТОДЫ. Уравнения математической модели строятся на основе законов сохранения энергии и массы, их исследование и оценки проводятся с применением аналитических методов теории дифференциальных уравнений, методов теории подобия и размерностей, а также численных методов решения краевых задач.

РЕЗУЛЬТАТЫ. В ходе проведения исследования были получены зависимости расстояния, при котором достигается заданная температура воздуха в реакторе при различных значениях массового расхода, линейной плотности теплового потока и теплоемкости смеси.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ. Проведенные исследования позволили получить математическую модель расчета температурного поля в кольцевом пористом слое при бесконечном нагреве во внутрискважинном реакторе. Полученные результаты показали, что при увеличении массового расхода и теплоемкости смеси расстояние, при котором достигается заданная температура воздуха в реакторе, увеличивается в 1,6 и 1,5 раза соответственно во всем диапазоне температур, а при увеличении линейной плотности теплового потока это расстояние уменьшается в 0,6 раза.

1. Muggeridge A., Cockin A., Webb K., et al. Recovery rates, enhanced oil recovery and technological limits // Philosophical Transactions of the Royal Society A: Mathematical, Physical and Engineering Sciences. 2014. Vol. 372, N2006. pp. 20120320.

2. Palaev A.G., Shammazov I.A., Dzhemilev E.R. Research of the impact of ultrasonic and thermal effects on oil to reduce its viscosity // Journal of Physics: Conference Series. IOP Publishing. 2020. Vol. 1679, N5. pp. 052073.

3. Dong X., Liu H., Chen Z., et al. Enhanced oil recovery techniques for heavy oil and oilsands reservoirs after steam injection // Applied energy. 2019. Vol. 239. pp. 1190–1211.

4. Miah M.I., Elhaj M.A., Ahmed S., et al. Modeling of temperature distribution and oil displacement during thermal recovery in porous media: a critical review // Fuel. 2018. Vol. 226. pp. 423– 440.

5. Александров Е.Н., Леменовский Д.А., Петрищев В.Ф. Способ и устройство для термохимической обработки продуктивного пласта. Патент РФ на изобретение № 2224103 РФ, МПК E21B 43/24. Заявители и патентообладатели – Институт биохимической физики РАН, Александров Е.Н., Леменовский Д.А., Петрищев В.Ф.; № 2002113723/032002113723/03; заявл. 28.05.2002; опубл. 20.02.2004. Бюл. № 5.

6. Александров Е.Н., Гудвин М., Кузнецов Н.М. Нагрев нефтеносного пласта и оптимизация режима добычи углеводородов из скважин истощенных месторождений // Георесурсы. 2006. №4 (21). С. 2–5.

7. Ali I., Gubanov S.I., Ovchinnikov K.A., et al. A dual-well system and thermal-gas-chemical formation treatment: Combined methods for high-viscosity oil production // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2020. Vol. 194. pp. 107554.

8. Sahni A., Kumar M., Knapp R. B. Electromagnetic heating methods for heavy oil reservoirs // SPE/AAPG Western Regional Meeting. OnePetro. 2000.

9. Shagapov V.S., Tazetdinova Y.A., Gizzatullina A.A. On the theory of extraction of high-viscosity oil from the stratum under thermal action // Journal of Engineering Physics and Thermophysics. 2019. Vol. 92. pp. 1415–1422.

10. Al-Murayri M.T., Maini B.B., Harding T.G., et al. Multicomponent solvent co-injection with steam in heavy and extra-heavy oil reservoirs // Energy & Fuels. 2016. Vol. 30, N4. pp. 2604–2616.

11. Gao Y., Liu S., Shen D., et al. Improving oil recovery by adding N2 in SAGD process for super-heavy crude reservoir with top-water // SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition. OnePetro. 2008.

12. Yuan Z., Liu P., Zhang S., et al. Experimental study and numerical simulation of nitrogen-assisted SAGD in developing heavy oil reservoirs // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2018. Vol. 162. pp. 325–332.

13. Kraemer D., Bajpayee A., Muto A., et al. Solar assisted method for recovery of bitumen from oil sand // Applied Energy. 2009. Vol. 86, N9. pp. 1437–1441.

14. Wise S., Patterson C. Reducing supply cost with Eseieh™ pronounced easy // SPE Canada Heavy Oil Technical Conference. OnePetro. 2016.

15. Wang Z., Gao D., Diao B., et al. Comparative performance of electric heater vs. RF heating for heavy oil recovery // Applied Thermal Engineering. 2019. Vol. 160. pp. 114105.

16. Bientinesi M., Petarca L., Cerutti A., et al. A radiofrequency/microwave heating method for thermal heavy oil recovery based on a novel tight-shell conceptual design // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2013. Vol. 107. pp. 18–30.

17. Wang Z., Gao D., Fang J. Numerical simulation of RF heating heavy oil reservoir based on the coupling between electromagnetic and temperature field // Fuel. 2018. Vol. 220. pp. 14–24.

18. Izmailova G. R. Research on the high-frequency electromagnetic acoustic heating of an oil reservoir with further pumping of a solvent // High temperature. 2018. Vol. 56. pp. 910–914.

19. Sivakumar P., Krishna S., Hari S., et al. Electromagnetic heating, an eco-friendly method to enhance heavy oil production: A review of recent advancements // Environmental Technology & Innovation. 2020. Vol. 20. pp. 101100.

20. Кирсанов Ю.А., Назипов Р.А., Данилов В.А. Теплообмен пористого тела с однофазным потоком теплоносителя // Теплофизика высоких температур. 2011. Т. 49. №2. С. 235–242.

21. Попов И.А. Гидродинамика и теплообмен в пористых теплообменных элементах и аппаратах. Интенсификация теплообмена: монография / под общ. ред. Ю.Ф. Гортышова. Казань: Центр инновационных технологий, 2007. 240 с.

22. Гортышов Ю.Ф., Надыров И.Н., Ашихмин С.Р., и др. Теплообмен при течении однофазного и вскипающего охладителя в канале с пористой вставкой // Инженерно-физический журнал. 1991. №2(60). С. 252.

23. Полежаев Ю.В., Селиверстов Е.М. Универсальная модель теплообмена в системах с проникающим охлаждением // Теплофизика высоких температур. 2002. Т. 40. № 6. С. 922.

24. Субботин В.И., Харитонов В.В., Плаксеев А.А., и др. Об интенсификации теплообмена в капиллярно-пористых теплообменниках // Известия АН СССР. Энергетика и транспорт. 1984. №. 6. С. 94–101.