Модель фильтрации смеси нефть--водный раствор полимера для получения функций относительных фазовых проницаемостей

Аннотация

Описана физико-математическая модель стационарного изотермического квазиодномерного течения двухфазной системы нефть--водный раствор полиакриламида в пористой среде. В основе модели лежит представление о структуре пористой среды в виде системы соединяющихся капиллярных каналов --- кластеров, совокупность которых заполняет все пустотное пространство. В кластере рассматривается струйный и четочный режимы течения фаз. Потери давления описываются уравнениями гидравлики с введением дополнительного слагаемого, учитывающего межфазное взаимодействие между флюидами и породой. Разработанная модель позволяет по аналитическим формулам рассчитывать относительные фазовые проницаемости при различных свойствах и концентрациях полимерного раствора. Проведены исследования реологических свойств водного раствора полиакриламида в зависимости от концентрации и температуры. На основе результатов фильтрационных исследований определена зависимость прироста коэффициента вытеснения нефти и фактора остаточного сопротивления от концентрации полиакриламида. С использованием разработанной модели выполнен расчет относительных фазовых проницаемостей при фильтрации нефти с водой и полимерным раствором. Установлено увеличение относительной фазовой проницаемости нефти в области двухфазной фильтрации, обусловленное изменением смачиваемости

Просьба ссылаться на эту статью следующим образом:

Загоровский М.А., Степанов С.В., Шабаров А.Б. Модель фильтрации смеси нефть--водный раствор полимера для получения функций относительных фазовых проницаемостей. Вестник МГТУ им. Н.Э. Баумана. Сер. Естественные науки, 2025, № 5 (122), с. 4--23. EDN: SVBLST

Литература

[1] Delamaide E., Bazin B., Rousseau D., et al. Chemical EOR for heavy oil: the Canadian experience. J. Pet Technol., 2016, vol. 68, pp. 81--82. DOI: https://doi.org/10.2118/0316-0081-JPT

[2] Васильев В.В., Иванцов Н.Н., Лапин К.Г. и др. Поиск новых решений для оптимизации разработки Русского месторождения. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2018, № 4, с. 46--52. EDN: YVJFCI. DOI: https://doi.org/10.30713/2413-5011-2018-4-46-52

[3] Балин В.П., Малышев И.О. К вопросу освоения сеноманских залежей высоковязкой нефти. Территория нефтегаз, 2017, № 9, с. 46--56.

[4] Dinariev O., Evseev N., Klemin D. Density functional hydrodynamics in multiscale pore systems: chemical potential drive. E3S Web Conf., 2020, vol. 146, art. 01001. DOI: https://doi.org/10.1051/e3sconf/202014601001

[5] Armstrong R.T., Berg S., Dinariev O., et al. Modeling of pore-scale two-phase phenomena using density functional hydrodynamics. Transp. Porous Med., 2016, vol. 112, no. 3, pp. 577--607. DOI: https://doi.org/10.1007/s11242-016-0660-8

[6] Балашов В.А., Савенков Е.Б. Регуляризованная модель типа фазового поля для описания динамики системы "жидкость--твердое тело". Препринты ИПМ им. М.В. Келдыша, 2020, № 96. DOI: https://doi.org/10.20948/prepr-2020-96

[7] Gerke K.M., Vasilyev R.V., Khirevich S., et al. Finite-difference method Stokes solver (FDMSS) for 3D pore geometries: software development, validation and case studies. Comput. Geosci., 2018, vol. 114, pp. 41--58. DOI: https://doi.org/10.1016/j.cageo.2018.01.005

[8] Blunt M.J., Jackson M.D., Piri M., et al. Detailed physics, predictive capabilities and macroscopic consequences for pore-network models of multiphase flow. Adv. Water Resour., 2002, vol. 25, iss. 8-12, pp. 1069--1089. DOI: https://doi.org/10.1016/S0309-1708(02)00049-0

[9] Yakimchuk I., Evseev N., Korobkov D., et al. Study of polymer flooding at pore scale by digital core analysis for East-Messoyakhskoe oil field. SPE Russ. Petroleum Technology Conf., 2020, paper SPE-202013-MS. DOI: https://doi.org/10.2118/202013-MS

[10] Степанов А.В., Зубарева И.А., Волгин Е.Р. Гидродинамическое моделирование лабораторных экспериментов по вытеснению нефти термополимерным раствором. Вестник ТюмГУ. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика, 2022, т. 2, № 2, с. 77--100. DOI: https://doi.org/10.21684/2411-7978-2022-8-2-77-100

[11] Трушин Ю.М., Зощенко О.Н., Арсамаков М.С. и др. Применение инструмента "цифровой керн" для карбонатных коллекторов Харьягинского месторождения. PROнефть. Профессионально о нефти, 2022, т. 7, № 4, с. 152--164.

[12] Алтунин А.Е., Соколов С.В., Степанов С.В. и др. Расчетный метод получения ОФП на основе решения обобщенных уравнений Бернулли для системы поровых каналов. Нефтепромысловое дело, 2013, № 8, с. 40--46.

[13] Загоровский М.А., Степанов С.В., Шабаров А.Б. Метод расчета относительных фазовых проницаемостей на основе эмпирической функции межфазного взаимодействия. Вестник ТюмГУ. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика, 2023, № 2, с. 59--74. DOI: https://doi.org/10.21684/2411-7978-2023-9-2-59-74

[14] Загоровский М.А., Шабаров А.Б., Степанов С.В. Кластерная капиллярная модель керна для вычисления относительных фазовых проницаемостей при фильтрации нефти и воды. Математическое моделирование, 2024, т. 36, № 1, с. 85--104. DOI: https://doi.org/10.20948/mm-2024-01-06

[15] Rouse H. Elementary mechanics of fluids. Dover Publ., 1978.

[16] Загоровский М.А., Степанов С.В., Шабаров А.Б. Модель фильтрации водонефтяной смеси для получения функций относительных фазовых проницаемостей при различных температурах. Теплофизика и аэромеханика, 2024, т. 31, № 4, с. 735--748.

[17] Черепанова Н.А., Усольцев А.В., Кочетов А.В. Исследования эффективности полимерного заводнения для объектов высоковязкой нефти Сеноманского горизонта. Экспозиция Нефть Газ, 2022, № 6, c. 51--55. DOI: https://doi.org/10.24412/2076-6785-2022-6-51-55

[18] Хасанов М.М., Булгакова Г.Т. Нелинейные и неравновесные эффекты в реологически сложных средах. М., Ижевск, ИКИ, 2003.

[19] McClure J.E., Berg S., Armstrong R.T. Capillary fluctuations and energy dynamics for flow in porous media. Phys. Fluids, 2021, vol. 33, no. 8, art. 083323. DOI: https://doi.org/10.1063/5.0057428

[20] Armstrong R.T., McClure J.E., Berill M.A., et al. Flow regimes during immiscible displacement. Petrophysics, 2017, vol. 58, no. 1, pp. 10--18.

[21] Pryazhnikov M., Pryazhnikov A., Skorobogatova A., et al. Microfluidic study of enhanced oil recovery during flooding with polyacrylamide polymer solutions. Micromachines, 2023, vol. 14, iss. 6, art. 1137. DOI: https://doi.org/10.3390/mi14061137

[22] Pengpeng Q., Balhoff M.T. Reduction of residual oil saturation in sandstone cores using viscoelastic polymers. SPE Improved Oil Recovery Conf., 2016, paper SPE-179689-MS. DOI: https://doi.org/10.2118/179689-MS

[23] Кравченко М.Н., Кадет В.В., Ярыш В.В. и др. Перколяционный подход к гидродинамическому моделированию заводнения с использованием активных агентов. Научные труды, 2020, № 1, с. 29--35. DOI: https://doi.org/10.5510/OGP20200100419

[24] Султанова Н.М., Белова И.А., Шабанова Н.А. и др. Исследование водных растворов полиакриламида методом динамического рассеяния света. Успехи в химии и химической технологии, 2011, т. 25, № 2, с. 45--50. EDN: QZWGZZ

[25] Feng Y. Dependence of intrinsic viscosity and molecular size on molecular weight of partially hydrolyzed polyacrylamide. J. Appl. Polym. Sci., 2021, vol. 138, no. 4, art. 50850. DOI: https://doi.org/10.1002/app.50850