📄Работа №29852
Тема: МОДЕЛИРОВАНИЕ ПАРОГРАВИТАЦИОННОГО ДРЕНИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ
Характеристики работы
Тип работы
Магистерская диссертация
Предмет
Механика
Объем:
41 листов
Год:
2018
Просмотров:
424
4900
руб.
🛒 Купить работу
Не подходит эта работа?
Закажите новую по вашим требованиям
Узнать цену на написание
Закажите новую по вашим требованиям
Представленный материал является образцом учебного исследования, примером структуры и содержания учебного исследования по заявленной теме. Размещён исключительно в информационных и ознакомительных целях.
Workspay.ru оказывает информационные услуги по сбору, обработке и структурированию материалов в соответствии с требованиями заказчика.
Размещение материала не означает публикацию произведения впервые и не предполагает передачу исключительных авторских прав третьим лицам.
Материал не предназначен для дословной сдачи в образовательные организации и требует самостоятельной переработки с соблюдением законодательства Российской Федерации об авторском праве и принципов академической добросовестности.
Авторские права на исходные материалы принадлежат их законным правообладателям. В случае возникновения вопросов, связанных с размещённым материалом, просим направить обращение через форму обратной связи.
Настоящий учебно-методический информационный материал размещён в ознакомительных и исследовательских целях и представляет собой пример учебного исследования. Не является готовым научным трудом и требует самостоятельной переработки.
📋 Содержание
Введение 3
1. Метод парогравитационного дренирования 5
2. Математическая модель 7
3. Тестирование 18
3.1. Решение модельных задач 18
3.2. Сходимость решения 21
4. Методы увеличения нефтедобычи 27
4.1. Изменение перепада давления между скважинами 27
4.2. Влияние температуры нагнетаемого пара 35
Заключение
Список использованных источников
1. Метод парогравитационного дренирования 5
2. Математическая модель 7
3. Тестирование 18
3.1. Решение модельных задач 18
3.2. Сходимость решения 21
4. Методы увеличения нефтедобычи 27
4.1. Изменение перепада давления между скважинами 27
4.2. Влияние температуры нагнетаемого пара 35
Заключение
Список использованных источников
📖 Введение
В настоящее время, когда запасы легкой нефти медленно, но верно истощаются, а цены на углеводородное сырье неумолимо растут, появилась необходимость в добыче "нетрадиционной" нефти. Ею является так называемая тяжелая нефть, которая обладает высокой вязкостью, повышенной плотностью. По оценкам, ее запасы на нашей планете более, чем в два раза превосходят традиционные. Следовательно, имеется огромная необходимость в добыче такой нефти. Но дело в том, что высоковязкая нефть может быть извлечена на поверхность только некоторыми специальными способами. Одним из таких способов разработки залежей тяжелой нефти является метод парогравитационного дренирования (ПГД или SAGD), в основу которого входит идея использования высокой плотности битумов в качестве движущей силы в процессе добычи с применением термического воздействия [10].
Однако коэффициент извлечения нефти для месторождений природных битумов колеблется в пределах от 5 до 30%. Следовательно, для повышения нефтедобычи требуется применять нестандартные решения [6].
Эффективность метода ПГД можно повысить путем добавления в закачиваемый пар различных химических соединений использования различных режимов давления на нагнетательной и добывающей скважинах, а также варьирования температуры нагнетания пара [9].
В данной работе исследуется процесс разработки месторождения высоковязкой нефти методом парогравитационного дренирования. Рассматривается математическая модель данного метода разработки.
Так как написание собственной программы для решения этой задачи требует больших временных затрат, то ПГД рассматривался в программном комплексе CMG, который в свою очередь был протестирован на модельной задаче гравитационной сегрегации. Сопоставление результатов
Проводится исследование сходимости на трех выбранных расчетных сетках, после чего определяется одна, наилучшая по соотношению сходимость/временные затраты.
Далее непосредственно производится переход к способам повышения эффективности. Исследуется влияние на эффективность ПГД основных управляющих параметров: использования различных режимов давления на нагнетательной и добывающей скважинах, а также варьирования температуры нагнетания пара.
Однако коэффициент извлечения нефти для месторождений природных битумов колеблется в пределах от 5 до 30%. Следовательно, для повышения нефтедобычи требуется применять нестандартные решения [6].
Эффективность метода ПГД можно повысить путем добавления в закачиваемый пар различных химических соединений использования различных режимов давления на нагнетательной и добывающей скважинах, а также варьирования температуры нагнетания пара [9].
В данной работе исследуется процесс разработки месторождения высоковязкой нефти методом парогравитационного дренирования. Рассматривается математическая модель данного метода разработки.
Так как написание собственной программы для решения этой задачи требует больших временных затрат, то ПГД рассматривался в программном комплексе CMG, который в свою очередь был протестирован на модельной задаче гравитационной сегрегации. Сопоставление результатов
Проводится исследование сходимости на трех выбранных расчетных сетках, после чего определяется одна, наилучшая по соотношению сходимость/временные затраты.
Далее непосредственно производится переход к способам повышения эффективности. Исследуется влияние на эффективность ПГД основных управляющих параметров: использования различных режимов давления на нагнетательной и добывающей скважинах, а также варьирования температуры нагнетания пара.
✅ Заключение
В данной работе был рассмотрен метод ПГД высоковязкой нефти. Исследована математическая модель данного метода разработки.
Процесс воспроизведен в модуле STARS программного комплекса CMG.
Была исследована сходимость на трех выбранных расчетных сетках, после чего определена одна, наилучшая по соотношению сходимость/временные затраты.
Исследовано влияние на эффективность ПГД основных управляющих параметров: использования различных режимов давления на нагнетательной и добывающей скважинах, а также варьирования температуры нагнетания пара.
При использовании двух различных перепадов давления между нагнетающей и добывающей скважинами была выведена предварительная оценка экономических затрат. Стоимость нагрева воды сценария с перепадом в 10 атм. составляла примерно 10% стоимости добытой нефти, тогда как стоимость нагрева воды сценария с перепадом в 1 атм. составляла 0,3% стоимости добытой нефти того же объема. Причем отношение объемов воды, требуемых для добычи 0,5 F нефти для разных режимов не равно отношению долей от стоимости добытой нефти.
При установке различной температуры нагнетания пара для Ар = 10 атм. можно заметить тенденцию уменьшения добычи нефти при увеличении температуры. При Ар = 1 атм. с увеличением температуры сначала накопленный дебит нефти возрастает, а после определенного значения убывает. Следовательно, данная температура закачиваемого пара является самым оптимальным вариантом для добычи высоковязкой нефти методом ПГД.
Процесс воспроизведен в модуле STARS программного комплекса CMG.
Была исследована сходимость на трех выбранных расчетных сетках, после чего определена одна, наилучшая по соотношению сходимость/временные затраты.
Исследовано влияние на эффективность ПГД основных управляющих параметров: использования различных режимов давления на нагнетательной и добывающей скважинах, а также варьирования температуры нагнетания пара.
При использовании двух различных перепадов давления между нагнетающей и добывающей скважинами была выведена предварительная оценка экономических затрат. Стоимость нагрева воды сценария с перепадом в 10 атм. составляла примерно 10% стоимости добытой нефти, тогда как стоимость нагрева воды сценария с перепадом в 1 атм. составляла 0,3% стоимости добытой нефти того же объема. Причем отношение объемов воды, требуемых для добычи 0,5 F нефти для разных режимов не равно отношению долей от стоимости добытой нефти.
При установке различной температуры нагнетания пара для Ар = 10 атм. можно заметить тенденцию уменьшения добычи нефти при увеличении температуры. При Ар = 1 атм. с увеличением температуры сначала накопленный дебит нефти возрастает, а после определенного значения убывает. Следовательно, данная температура закачиваемого пара является самым оптимальным вариантом для добычи высоковязкой нефти методом ПГД.
ИЛИ
Поиск аналога
📕 Список литературы
🛒 Оформить заказ
⚡ Работу высылаем в течении 5 минут после оплаты.