Тепловые методы являются наиболее эффективными методами увеличения нефтеотдачи при разработке залежей высоковязких нефтей. А.Х. Мирзаджанзаде разработана модель вязкопластичной жидкости, фильтрация которой начинается при превышении текущего градиента давления начального. Начальный градиент давления зависит от состава нефти и фильтрационных свойств коллектора. При закачке теплоносителя и ростом температуры начальный градиент давления и динамическая вязкость нефти уменьшаются. Температура является функцией времени и координат. В предлагаемой статье зависимости начального градиента давления, динамических вязкостей воды и нефти от температуры представлены в виде функциональных соотношений от координат, что позволяет избежать совместного решения системы дифференциального уравнения передачи тепла и трансцендентных реологических уравнений. В отличие от модели Ловерье рассматривается распределение температуры, изменяющееся по толщине пласта. Получены условия о соответствии вводимых расчетных технологических показателей и физических параметров флюидов и пласта.
Thermal methods are the most effective methods of enhanced oil recovery in the development of high-viscosity oil. A.Mirdganzade developed a model of non-Newtonian liquids, filtration which begins in excess of the current initial pressure gradient. The initial pressure gradient depends on the oil composition and reservoir properties of the reservoir. In the injection of coolant and the temperature increase of the initial pressure gradient and dynamic viscosity of oil is reduced. Temperature is a function of time and coordinates. In the present paper the dependence of the initial pressure gradient, dynamic viscosities of water and oil temperature are shown in the form of functional relationships from coordinate to avoid joint solution of a system of differential equations of heat transfer and transcendental rheological equations. Unlike the model Lovere considers the temperature distribution, by changing the thickness of the layer. The obtained conditions on entered according the estimated technological parameters and physical parameters of the fluids and the formation.
1. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. – М.: изд-во Недра, 1984. – 211 с.
2. Гиматутдинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта: Учеб. для ВУЗов / Ш.К. Гиматутдинов, А.И. Ширковский. – М.: изд-во Недра, 1982. – 311 с.
3. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. Учеб. для вузов. 2-е изд. – М.: ОАО «Недра», 1998. – 365 с.
4. Коротенко В.А. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов Русского месторождения / В.А. Коротенко, А.Н Сумин, А.К. Ягафаров, Н.П. Кушакова // Наука и ТЭК. - № 3. – Тюмень: ООО «Сити-пресс», 2012. – С. 24-30.
5. Коротенко В.А. Влияние начального градиента давления на распределение давления в залежах с вязкопластическими нефтями / В.А. Коротенко, С.И. Грачев, А.Н. Сумин, С.А. Леонтьев // «Неньютоновские системы в нефтегазовой отрасли», посвященного памяти А.Х. Мирзаджанзаде: материалы международного семинара. (21-22 ноября 2012 года) – Уфа.
6. Липаев А.А. Разработка месторождений тяжелых нефтей и природных битумов. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2013. – 484 с.