Решение обратной коэффициентной задачи тепломассопереноса по результатам измерений температуры в стволе горизонтальной скважины

Cover Page

Cite item

Full Text

Open Access Open Access
Restricted Access Access granted
Restricted Access Subscription or Fee Access

Abstract

Предложена математическая модель тепломассопереноса в системе “пласт–горизонтальная скважина”. Ставится обратная коэффициентная задача по оценке фильтрационных свойств нефтяного пласта. В качестве исходной информации используются кривые изменения температуры, полученные на основе применения многодатчиковой технологии. Предлагается вычислительный алгоритм для решения обратной коэффициентной задачи на основе методов регуляризации. Он позволяет строить профиль притока вдоль ствола горизонтальной скважины, оценивать фильтрационные свойства пласта при различных режимах течения жидкости в стволе.

Full Text

Restricted Access

About the authors

E. Р. Бадертдинова

ФГБОУ ВО “КНИТУ”

Author for correspondence.
Email: badertdinova@yandex.ru
Russian Federation, Казань

М. Х. Хайруллин

ФГБОУ ВО “КНИТУ”; ИММ – обособленное структурное подразделение ФИЦ КазНЦ РАН

Email: badertdinova@yandex.ru
Russian Federation, Казань; Казань

М. Н. Шамсиев

ФГБОУ ВО “КНИТУ”; ГБОУ ВО АГТУ ВШН

Email: badertdinova@yandex.ru
Russian Federation, Казань; Альметьевск

Р. М. Хайруллин

ФГБОУ ВО “КНИТУ”

Email: badertdinova@yandex.ru
Russian Federation, Казань

References

  1. Dikken B.J. Pressure drop in horizontal wells and its effect on production performance // J. Petr. Technoljgy. 1990. № 42(11), P. 1426.
  2. Landman M.J. Analytical Modeling of Selectivity Perforated Horizontal Wells // J. Pet. Sci. and Eng. 1994. № 10. P. 179.
  3. Birchenko V.M., Usnich A.V., Davies D.R. Impact of frictional pressure losses along the completion on well performance // J. Pet. Sci. and Eng. 2010. V. 73.September. P. 204.
  4. Joshi S. Horizontal well Technology. Tulsa: PennWell Publ. Comp. 1991.
  5. Novy R.A. Pressure drops in horizontal wells: When can they be ignored? // SPE Res Eng. № 10 (01). P. 29.
  6. Ouyang L.B., Arbabi S., Aziz Kh. Single-phase wellbore-flow for horizontal, vertical, and slanted wells // Soc. of Petrol. Eng. J. 1998. № 3 (02). P.124.
  7. Penmacha V.R, Aziz Kh. Comprehensive Reservoir Wellbore Model for Horizontal Wells // Soc. of Petrol. Eng. J. 1998. № 39521. P.17
  8. Penmacha V.R., Arbabi S., Aziz Kh. Effects of Pressure Drop in Horizontal Wells and Optimum Well Length // Soc. of Petrol. Eng. J. 1997. № 37494. P. 9.
  9. Алифанов, О.М., Артюхин Е.А., Румянцев С.В. Экстремальные методы решения некорректных задач. М.: Наука, 1988.
  10. Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта. М.: Недра. 1965.
  11. Valiullin R.A., Yarullin R.K., Sharafutdinov R.F., Ramazanov A.Sh., Sadretdinov A.A., Muhkamadiev R.S., Bazhenov V.V., Imaev A.I., Semikin D.A., Rakitin M.V. Multi-sensor technologies for horizontal well production logging. Current status and application experience in the fields of Russia // Soc. of Petrol. Eng. Russian Oil and Gas Exploration & Production Technical Conf. and Exhibition. Moscow, October 2014. P. 1143–1158.
  12. Kremenetsky M.I., Melnikov S.I., Ipatov A.I., Kolesnikova A.A., Shorohov A.A., Buyanov A.V., Musaleev K.Z. New possibilities of well testing and production logging in horizontal wells with non-uniform inflow profile // Soc. of Petrol. Eng. Russian Petroleum Technology Conf. Moscow, 2017. P. 187752
  13. Хайруллин М.Х., Шамсиев М.Н., Абдуллин А.И., Бадертдинова Е.Р. Термогидродинамические исследования горизонтальных нефтяных скважин // Теплофиз. выс. температур. 2012. Т. 50. № 6. С. 830.
  14. Хайруллин М.Х., Бадертдинова Е.Р., Хайруллин Р.М. Оценка фильтрационных свойств нефтяного пласта по результатам термогидродинамических исследований горизонтальных скважин // Прикл. мех. и техн. физика. 2020. Т. 61. № 6 (364). С. 29.
  15. Yoshika K., Zhu D., Hill A.D. Interpretation of Temperature and Pressure Profiles Measured in Multiliteral Wells Equipped with Intelligent Completions // Soc. of Petrol. Eng. J. 2005. № 94097.
  16. Yoshioka K., Zhu, D., Hill A.D. A New Inversion Method to Interpret Flow Profiles From Distributed Temperature and Pressure Measurements in Horizontal Wells // Proc. at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Anaheim, California. 2007. P. 109749.
  17. Zhang Q., Wang Z., Wang X., Zhai Y., Wei J., Gao Q. Analysis of the modeling of single phase flow in a perforated pipe with wall fluid influx // Applied Mechanics and Materials. 2013. V. 275–277. P. 491.
  18. Al-Klelaiwi, Birchenko V.M., Konopczynski M.R., and Davais D.R. Advanced well: A Comprehensive Approach to the Selection Between Passive and Active Inflow-Conrol Completions// SPE Production and Operations. 2010. August. P.305.
  19. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Закиров И.С. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. Часть II. М.-Ижевск: Инст. комп. исслед., 2009.
  20. Васильев О.Ф., Воеводин А.Ф. О газотермодинамическом расчете потоков в простых и сложных трубопроводах (постановка задачи) // Изв. Сиб. отд. АН СССР. 1968. №13. вып.3. С. 53.
  21. Бондарев Э.А., Красовский Б.А. Температурный режим нефтяных и газовых скважин. Новосибирск: “Наука” Сиб. отд, 1974.
  22. Ramey H.J. Wellbore heat transmission // J. Petr. Technology. 1962. №4. P. 427.
  23. Борисов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М.: Недра, 1964.
  24. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. М.-Ижевск: Инст. комп. исслед, 2002.
  25. Самарский А.А., Вабищевич П.Н. Вычислительная теплопередача., Москва: УРСС, 2003.
  26. Economides M.J., Hill A.D. Ehlig-Economides C. New Jersey: Petrol. Prod. Syst., Prentice Hall Inc., 1994.

Supplementary files

Supplementary Files
Action
1. JATS XML
Download
2. Fig. 1. Scheme “formation – horizontal well”. 1 – homogeneity zone, 2 – formation, 3 – horizontal wellbore.

Download (2KB)
Indexing metadata
3. Fig. 2. Temperature change curves along the wellbore from toe to heel at different points in time. (a) – laminar flow, (b) – turbulent flow.

Download (3KB)
Indexing metadata
4. Fig. 3. Change in the Reynolds number along the barrel. (a) – laminar flow, (b) – turbulent flow.

Download (2KB)
Indexing metadata
5. Fig. 4. Distribution of fluid inflow along the wellbore from toe to heel. (a) – laminar flow, (b) – turbulent flow.

Download (1KB)
Indexing metadata
6. Fig. 5. Convergence of the computational algorithm with disturbed initial data. (a) – laminar flow, (b) – turbulent flow.

Download (4KB)
Indexing metadata

Copyright (c) 2024 Russian Academy of Sciences