Математическое моделирование сорбционных процессов с учетом трансформации пористой матрицы

М.Н. Кравченко, М.И. Ивлев, К.Д. Пантелей

Российский государственный университет нефти и газа ( национальный исследовательский университет ) имени И.М. Губкина, г. Москва, 119991, Россия

 

ОРИГИНАЛЬНАЯ СТАТЬЯ

Полный текст PDF

DOI: 10.26907/2541-7746.2021.2.128-142

Для цитирования: Кравченко М.Н., Ивлев М.И., Пантелей К.Д. Математическое моделирование сорбционных процессов с учетом трансформации пористой матрицы // Учен. зап. Казан. ун-та. Сер. Физ.-матем. науки. – 2021. – Т. 163, кн. 2. – С. 128–142. – doi: 10.26907/2541-7746.2021.2.128-142.

For citation: Kravchenko M.N., Ivlev M.I., Pantelei K.D. Mathematical modeling of sorption processes considering the transformation of the porous matrix. Uchenye Zapiski Kazanskogo Universiteta. Seriya Fiziko-Matematicheskie Nauki, 2021, vol. 163, no. 2, pp. 128–142. doi: 10.26907/2541-7746.2021.2.128-142. (In Russian)

Аннотация

В статье рассмотрены результаты гидродинамического моделирования процесса полимерного заводнения с учётом изменения фильтрационно-емкостных параметров пористой матрицы и свойств флюидов. Для замыкания математической модели многофазной фильтрации используются эмпирические и промысловые данные по свойствам коллектора и характеру вытеснения нефти полимерными составами различного типа. Предложен метод обработки результатов реальных экспериментов на кернах по полимерному заводнению путем моделирования процесса вытеснения с учетом трансформации кривой распределения пор по размерам. На основе гидродинамических расчётов удалось установить зависимость скорости адсорбционного процесса от концентрации полимерного раствора, скорости прокачки поверхностно-активного агента через образец, времени обработки и текущей толщины образующейся полимерной пленки для конкретных используемых составов и структуры образца. Сравнение результатов моделирования с данными динамических экспериментов по вытеснению нефти раствором на основе полимера Gum Arabic показало хорошую корреляцию расчетных и экспериментальных данных, что подтверждает возможность использовать гидроперколяционный подход для прогноза коэффициента нефтеизвлечения при применении различных полимерных субстанций на конкретных месторождениях.

Ключевые слова: численное моделирование, многофазная фильтрация, распределение пор по размерам, полимерное заводнение

Благодарности. Работа выполнена при финансовой поддержке РФФИ в рамках научного проекта № 19-07-00433.

Литература

  1. Тимохин П.Ю., Михайлюк М.В. Технология создания мультизадачной графической оболочки системы визуализации цифровой модели керна // Вестн. кибернетики. – 2018. – № 3. – С. 247–254.
  2. Михайлюк М.В., Тимохин П.Ю., Мальцев А.В., Никитин В.Ф., Скрылева Е.И., Тюренкова В.В. Моделирование и визуализация процесса вытеснения нефти из пористой среды // Вестн. кибернетики. – 2016. – № 3. – С. 32–38.
  3. Кравченко М.Н., Кадет В.В., Ярыш В.В., Диева Н.Н., Лищук А.Н. Перколяционный подход к гидродинамическому моделированию заводнения с использованием активных агентов // SOCAR Proc. – 2020. – No 1. – P. 029–035. – doi: 10.5510/OGP20200100419.
  4. Закиров Т.Р., Никифоров А.И. Влияние режимов фильтрации на эффективность кислотного воздействия на нефтяные пласты // Нефтепромысловое дело. – 2013. – № 8. – С. 21–26.
  5. Кравченко М.Н., Диева Н.Н., Мурадов А.В. Моделирование термо-химического воздействия на керогеносодержащие пласты с учетом изменения фильтрационно-емкостных свойств // Сб. тр. XII Всерос. съезда по фундам. проблемам теор. и прикл. механики. – Уфа: Изд-во РИЦ БашГУ, 2019. – Т. 4. – С. 374–376.
  6. Дмитриев Н.М., Максимов В.М., Дмитриев М.Н., Кузьмичев А.Н., Мурадов А.В., Кравченко М.Н. Двухфазная фильтрация в анизотропных средах. Теория и эксперимент // Сб. докл. XI Всерос. съезда по фундам. проблемам теор. и прикл. механике. – Казань: Изд-во КФУ, 2015. – С. 1199–1201.
  7. John M.F., Olabode O.A., Egeonu G.I., Ojo T.I. Enhanced oil recovery of medium crude oil ( 31◦ Api) using nanoparticles and polymer // Int. J. Appl. Eng. Res. – 2017. – V. 12, No 19. – Р. 8425–8435.
  8. Цыбульский С.П., Гусев Н.И., Константинов А.А., Кравченко М.Н. Экспериментальное определение влияния кислотной обработки образцов кернового материала на анизотропию ФЕС // Междунар. науч.-практ. конф. «Актуальные вопросы исследования нефтегазовых пластовых систем»: Тез. докл. – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2020. – С. 140.
  9. Atgie M. Composition and structure of Gum Arabic in solution and at oil-water interfaces: PhD Thesis. – Inst. National Polytechnique de Toulouse, 2018. – 163 p.
  10. Константинов М.Ю. Определение функций относительных фазовых проницаемостей при наличии капиллярных эффектов: Дис. … канд. техн. наук. – М., 2001. – 185 с.
  11. Schneider F.N., Owens W.W. Steady state measurements of relative permeability for polymer/oil systems // SPE J. – 1982. – V. 22, No 01. – P. 79–86. – doi: 10.2118/9408-PA.
  12. Liang J.-T., Sun H., Seright R.S. Why do gels reduce water permeability more than oil permeability? // SPE Res. Eng. – 1994. – V. 10, No 04. – P. 282–286. – doi: 10.2118/27829-PA.
  13. Seright R.S., Wang D., Lerner N., Nguen A., Sabid J., Tochor R. Beneficial relative permeabilities for polymer flooding // Proc. SPE Improved Oil Recovery Conf., Tulsa, Oklahoma, USA, Apr. 2018. – 2018. – Art. SPE-190321-MS, P. 14–18. – doi: 10.2118/190321-MS.
  14. Egorov A.V., Hasanov Sh.M., Kravchenko M.N., Magadova L.A. Mathematical modeling of acid treatment of inhomogeneous limestone and sandstione reservoirs // Physical and Mathematical Modeling of Processes in Geomedia: Proc. 3rd Int. Sci. Sch. of Young Scientists. – Moscow, 2017. – P. 16–18.
  15. Kadet V.V., Galechyan A.M. Percolation model of relative permeability hysteresis // J. Appl. Mech. Tech. Phys. – 2013. – V. 54, No 3. – P. 423–432. – doi: 10.1134/S0021894413030115.
  16. Al-Assaf S., Amar V., Phillips G.O. Characterisation of Gum Ghatti and comparison with Gum Arabic // Gums and Stabilisers for the Food Industry / Ed. by P.A. Williams, G.O. Phillips. – R. Soc. Chem., 2008. – P. 280–290.
  17. Хаддад Д.М. Совершенствование процесса получения рафиннированного гуммиарабика: Дис. … канд. техн. наук. – М., 2009. – 104 с.

Поступила в редакцию

18.01.2021

 

Кравченко Марина Николаевна, кандидат физико-математических наук, доцент кафедры нефтегазовой и подземной гидромеханики

Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина

пр-т Ленинский, д. 65, корп. 1, г. Москва, 119991, Россия

E-mail: kravchenko.m@gubkin.ru

 

Ивлев Михаил Игоревич, аспирант кафедры нефтегазовой и подземной гидромеханики

Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина

пр-т Ленинский, д. 65, корп. 1, г. Москва, 119991, Россия

E-mail: mix.ivleff@gmail.com

 

Пантелей Клим Денисович, инженер АСУ

Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина

пр-т Ленинский, д. 65, корп. 1, г. Москва, 119991, Россия

E-mail: kpanteley@mail.ru

 

Контент доступен под лицензией Creative Commons Attribution 4.0 License.