Сравнительный анализ численного моделирования методов интенсификации притока к скважине, включая соляно-кислотную обработку; Известия Томского политехнического университета [Известия ТПУ]. Инжиниринг георесурсов; Т. 335, № 12
| Parent link: | Известия Томского политехнического университета [Известия ТПУ]. Инжиниринг георесурсов=Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering: сетевое издание/ Национальный исследовательский Томский политехнический университет.— .— Томск: Изд-во ТПУ, 2015-.— 2413-1830 Т. 335, № 12.— 2024.— С. 72-80 |
|---|---|
| Autor principal: | |
| Altres autors: | |
| Sumari: | Актуальность данного исследования обусловлена необходимостью повышения эффективности добычи нефти из горизонтальных скважин в условиях сложных геолого-технических факторов. Использование более точных численных моделей, включающих учет химических реакций и моделирование сложных систем трещин, позволяет оптимизировать процессы интенсификации притока к скважинам и существенно повысить их экономическую и технологическую эффективность. Это имеет важное значение для разработки месторождений с низкопроницаемыми коллекторами и сложными условиями эксплуатации. В данной работе рассматривается численное моделирование методов интенсификации притока к скважине с использованием различных подходов. Для моделирования соляно-кислотного воздействия был применен подход, основанный на изменении коэффициента продуктивности скважины, а также подход, который заключался в использовании химической реакции в гидродинамической модели. Критерием качественного прогнозирования технологических показателей разработки являлись фактические данные по одной из скважин месторождения-аналога рассматриваемого объекта. В результате расчетов на примере реального месторождения в условиях протяженных горизонтальных скважин получены приросты дополнительной добычи нефти при различных подходах моделирования процесса соляно-кислотной обработки. Моделирование многостадийного гидроразрыва пласта выполнено с применением планарных и дискретных моделей трещин, и было зафиксировано лишь незначительное расхождение в результатах гидродинамического моделирования между этими подходами. Цель. Оценка эффективности различных способов численного моделирования методов интенсификации притока к скважинам, включая соляно-кислотную обработку и многостадийный гидравлический разрыв пласта, для оптимизации добычи нефти в условиях протяженных горизонтальных скважин. Методы. В исследовании использовались численные модели для оценки эффективности методов интенсификации притока к скважинам с акцентом на изменение коэффициента продуктивности, проведен учет химических реакций и анализ чувствительности к параметрам обработки. Результаты и выводы. Выявлено, что использование отрицательных скин-факторов значительно увеличивает добычу нефти по сравнению с моделями, учитывающими только химические реакции. Проведен анализ чувствительности к объему и концентрации кислоты, что позволило определить оптимальные параметры для повышения эффективности соляно-кислотной обработки. Оба подхода к моделированию многостадийного гидроразрыва пласта показали сопоставимые результаты. Применение многостадийного гидроразрыва пласта продемонстрировало прирост добычи нефти на 25 тыс. тонн за три года, что делает его более эффективным методом по сравнению с соляно-кислотной обработкой Relevance. The need to enhance oil recovery from horizontal wells under complex geological and technical conditions. The use of more accurate numerical models, including chemical reactions and the modeling of complex fracture systems, allows optimization of well stimulation, significantly improving both economic and technological efficiency. This is particularly important for developing low-permeability reservoirs and operating under challenging conditions. This work examines the numerical modeling of well inflow stimulation methods using various approaches. For acid treatment modeling, approaches based on changes in well productivity and the use of chemical reactions in the hydrodynamic model were applied. The quality of forecasted technological performance was assessed using real data from an analogous well. As a result, in the case of a real field with extended horizontal wells, additional oil production was achieved through different approaches to acid treatment modeling. Multistage hydraulic fracturing was modeled using planar and discrete fracture models, with only minor discrepancies in the hydrodynamic modeling results between these methods. Aim. To assess the effectiveness of various numerical modeling approaches for well inflow stimulation methods, such as acid treatment and aimed at optimizing oil production from extended horizontal wells. Methods. Numerical models were used to evaluate the effectiveness of stimulation methods, focusing on changes in productivity, the impact of chemical reactions, and sensitivity analysis of treatment parameters. Results and conclusions. It was found that the use of negative skin factors significantly increases oil production compared to models accounting for chemical reactions. Sensitivity analysis of acid volume and concentration helped identify optimal parameters for enhancing acid treatment efficiency. Both modeling approaches (planar and discrete fracture systems) yielded comparable results. Multistage hydraulic fracturing demonstrated a 25000-ton increase in oil production over three years, making it a more effective method than acid treatment Текстовый файл |
| Idioma: | rus |
| Publicat: |
2024
|
| Matèries: | |
| Accés en línia: | https://earchive.tpu.ru/handle/11683/83846 https://doi.org/10.18799/24131830/2024/12/4836 |
| Format: | MixedMaterials Electrònic Capítol de llibre |
| KOHA link: | https://koha.lib.tpu.ru/cgi-bin/koha/opac-detail.pl?biblionumber=678156 |
MARC
| LEADER | 00000naa2a2200000 4500 | ||
|---|---|---|---|
| 001 | 678156 | ||
| 005 | 20250204151248.0 | ||
| 090 | |a 678156 | ||
| 100 | |a 20250115d2024 k||y0rusy50 ca | ||
| 101 | 0 | |a rus | |
| 102 | |a RU | ||
| 135 | |a drcn ---uucaa | ||
| 200 | 1 | |a Сравнительный анализ численного моделирования методов интенсификации притока к скважине, включая соляно-кислотную обработку |d Comparative analysis of numerical modeling of methods for intensifying inflow to the well, including hydrochloric acid treatment |z eng |f Денис Андреевич Бычков, Павел Николаевич Зятиков | |
| 320 | |a Список литературы: с. 78-79 (30 назв.) | ||
| 330 | |a Актуальность данного исследования обусловлена необходимостью повышения эффективности добычи нефти из горизонтальных скважин в условиях сложных геолого-технических факторов. Использование более точных численных моделей, включающих учет химических реакций и моделирование сложных систем трещин, позволяет оптимизировать процессы интенсификации притока к скважинам и существенно повысить их экономическую и технологическую эффективность. Это имеет важное значение для разработки месторождений с низкопроницаемыми коллекторами и сложными условиями эксплуатации. В данной работе рассматривается численное моделирование методов интенсификации притока к скважине с использованием различных подходов. Для моделирования соляно-кислотного воздействия был применен подход, основанный на изменении коэффициента продуктивности скважины, а также подход, который заключался в использовании химической реакции в гидродинамической модели. Критерием качественного прогнозирования технологических показателей разработки являлись фактические данные по одной из скважин месторождения-аналога рассматриваемого объекта. В результате расчетов на примере реального месторождения в условиях протяженных горизонтальных скважин получены приросты дополнительной добычи нефти при различных подходах моделирования процесса соляно-кислотной обработки. Моделирование многостадийного гидроразрыва пласта выполнено с применением планарных и дискретных моделей трещин, и было зафиксировано лишь незначительное расхождение в результатах гидродинамического моделирования между этими подходами. Цель. Оценка эффективности различных способов численного моделирования методов интенсификации притока к скважинам, включая соляно-кислотную обработку и многостадийный гидравлический разрыв пласта, для оптимизации добычи нефти в условиях протяженных горизонтальных скважин. Методы. В исследовании использовались численные модели для оценки эффективности методов интенсификации притока к скважинам с акцентом на изменение коэффициента продуктивности, проведен учет химических реакций и анализ чувствительности к параметрам обработки. Результаты и выводы. Выявлено, что использование отрицательных скин-факторов значительно увеличивает добычу нефти по сравнению с моделями, учитывающими только химические реакции. Проведен анализ чувствительности к объему и концентрации кислоты, что позволило определить оптимальные параметры для повышения эффективности соляно-кислотной обработки. Оба подхода к моделированию многостадийного гидроразрыва пласта показали сопоставимые результаты. Применение многостадийного гидроразрыва пласта продемонстрировало прирост добычи нефти на 25 тыс. тонн за три года, что делает его более эффективным методом по сравнению с соляно-кислотной обработкой | ||
| 330 | |a Relevance. The need to enhance oil recovery from horizontal wells under complex geological and technical conditions. The use of more accurate numerical models, including chemical reactions and the modeling of complex fracture systems, allows optimization of well stimulation, significantly improving both economic and technological efficiency. This is particularly important for developing low-permeability reservoirs and operating under challenging conditions. This work examines the numerical modeling of well inflow stimulation methods using various approaches. For acid treatment modeling, approaches based on changes in well productivity and the use of chemical reactions in the hydrodynamic model were applied. The quality of forecasted technological performance was assessed using real data from an analogous well. As a result, in the case of a real field with extended horizontal wells, additional oil production was achieved through different approaches to acid treatment modeling. Multistage hydraulic fracturing was modeled using planar and discrete fracture models, with only minor discrepancies in the hydrodynamic modeling results between these methods. Aim. To assess the effectiveness of various numerical modeling approaches for well inflow stimulation methods, such as acid treatment and aimed at optimizing oil production from extended horizontal wells. Methods. Numerical models were used to evaluate the effectiveness of stimulation methods, focusing on changes in productivity, the impact of chemical reactions, and sensitivity analysis of treatment parameters. Results and conclusions. It was found that the use of negative skin factors significantly increases oil production compared to models accounting for chemical reactions. Sensitivity analysis of acid volume and concentration helped identify optimal parameters for enhancing acid treatment efficiency. Both modeling approaches (planar and discrete fracture systems) yielded comparable results. Multistage hydraulic fracturing demonstrated a 25000-ton increase in oil production over three years, making it a more effective method than acid treatment | ||
| 336 | |a Текстовый файл | ||
| 461 | 1 | |0 288378 |9 288378 |t Известия Томского политехнического университета [Известия ТПУ]. Инжиниринг георесурсов |l Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering |o сетевое издание |f Национальный исследовательский Томский политехнический университет |c Томск |n Изд-во ТПУ |d 2015- |x 2413-1830 | |
| 463 | 1 | |0 678136 |9 678136 |t Т. 335, № 12 |d 2024 |v С. 72-80 | |
| 610 | 1 | |a электронный ресурс | |
| 610 | 1 | |a труды учёных ТПУ | |
| 610 | 1 | |a соляно-кислотная обработка скважин | |
| 610 | 1 | |a многостадийный гидравлический разрыв пласта | |
| 610 | 1 | |a численное моделирование | |
| 610 | 1 | |a горизонтальные скважины | |
| 610 | 1 | |a планарная система трещин | |
| 610 | 1 | |a модель дискретной системы трещин | |
| 610 | 1 | |a acidizing | |
| 610 | 1 | |a multistage hydraulic fracturing | |
| 610 | 1 | |a numerical modeling | |
| 610 | 1 | |a horizontal wells | |
| 610 | 1 | |a planar fracture system | |
| 610 | 1 | |a discrete fracture system model | |
| 700 | 1 | |a Бычков |b Д. А. |g Денис Андреевич | |
| 701 | 1 | |a Зятиков |b П. Н. |c геолог |c профессор Томского политехнического университета, доктор технических наук |f 1947- |g Павел Николаевич |9 16614 | |
| 801 | 0 | |a RU |b 63413507 |c 20250115 | |
| 850 | |a 63413507 | ||
| 856 | 4 | |u https://earchive.tpu.ru/handle/11683/83846 |z https://earchive.tpu.ru/handle/11683/83846 | |
| 856 | 4 | |u https://doi.org/10.18799/24131830/2024/12/4836 |z https://doi.org/10.18799/24131830/2024/12/4836 | |
| 942 | |c CF | ||