Academic Journal
View in EDS

Analytic dependencies used to determine temperature profile resulting from injection of hot water and steam into reservoirs with underlying contact water zone

Bibliographic Details
Title: Analytic dependencies used to determine temperature profile resulting from injection of hot water and steam into reservoirs with underlying contact water zone
Source: Нефтяная провинция. :140-155
Publisher Information: Public Organization "Volga-kama Regional Branch of the Russian Academy of Natural Sciences", 2022.
Publication Year: 2022
Subject Terms: нефтеносная часть залежи, пар, горячая вода, тепловой фронт, теплоноситель, радиус теплового фронта, залежь высоковязкой и сверхвязкой нефти, нижележащая контактная водоносная зона (НКВЗ)
Description: В статье по результатам проведённых по аналитической методике расчётов распределения температурного поля в залежи высоковязкой нефти с нижележащей контактной водоносной зоной, образующегося при закачке в пласт теплоносителя, получены аналитические зависимости для определения значений радиуса теплового фронта, образующегося в нефтеносной части залежи. На основании анализа полученных аналитических зависимостей установлено, что при закачке горячей воды в нижележащую контактную водоносную зону ниже отметки водонефтяного контакта радиус образующегося в нефтеносной части залежи теплового фронта больше радиуса фронта прогрева, вызванного закачкой горячей воды непосредственно в нефтеносный пласт, в 1,24 раза. Установлено, что при использовании в качестве нагнетаемого теплоносителя пара величина радиуса фронта прогрева, вызванного закачкой пара непосредственно в нефтеносную часть залежи, практически совпадает с величиной радиуса фронта прогрева, вызванного закачкой пара в нижележащую контактную водоносную зону. Выявлено, что отношение величины радиуса фронта прогрева, вызванного закачкой пара, к величине радиуса фронта прогрева, вызванного закачкой горячей воды, в зависимости от зоны закачки теплоносителя изменяется от 9,9 до 13,4. Показано, что при закачке теплоносителя в нефтеносную часть залежи радиус образующегося фронта прогрева зависит только от времени закачки в пласт теплоносителя, с увеличением времени закачки радиус образующегося теплового фронта увеличивается. Установлено, что объём зоны пласта, охваченной тепловым воздействием, в случае организации совместной закачки горячей воды в нефтеносную часть залежи и нижележащую контактную водоносную зону больше объёма охваченной теплом зоны пласта в случае закачки горячей воды только в нефтеносную часть залежи в 1,1 раза. Объём зоны пласта, охваченной тепловым воздействием, в случае организации совместной закачки горячей воды в нефтеносную часть залежи и нижележащую контактную водоносную зону больше объёма охваченной теплом зоны пласта в случае закачки горячей воды только в нижележащую контактную водоносную зону в 3,5 раза. The paper considers analytical dependencies to determine the radius of the steam chamber that is formed in the oil zone following injection of heat carrier into in a high-viscosity reservoir with underlying contact water zone. Analysis of the analytical dependencies showed that the radius of the steam chamber in the oil zone resulting from injection of hot water into the underlying contact water zone below the WOC is 1.24 times the radius of the steam chamber resulting from hot water injection directly into the oil zone. It was found that when steam is used as a heat carrier, the steam chambers’ sizes are comparable regardless of whether the steam is injected directly into the oil zone, or into the underlying contact water zone. It was further found that the ratio of the steam chamber radius resulting from the steam injection to that resulting from the hot water injection varies from 9.9 to 13.4 depending on the injection zone. In case the heat carrier is injected into the oil zone, the steam chamber growth is only determined by the duration of injection, i.e. the stem chamber radius is increased with time. In case hot water is injected both in the oil zone and into the underlying contact water zone, the steam chamber is 1.1 times the steam chamber developed from injection of hot water in the oil zone alone. In case hot water is injected both in the oil zone and into the underlying contact water zone, the steam chamber is 3.5 times the steam chamber developed from injection of hot water in the underlying contact water zone alone.
Document Type: Article
Language: Russian
ISSN: 2412-8910
DOI: 10.25689/np.2022.4.140-155
Accession Number: edsair.doi...........a9c239fcb8c1e5b0205e8d9336df51ee
Database: OpenAIRE
FullText Text:
  Availability: 0
Header DbId: edsair
DbLabel: OpenAIRE
An: edsair.doi...........a9c239fcb8c1e5b0205e8d9336df51ee
RelevancyScore: 927
AccessLevel: 3
PubType: Academic Journal
PubTypeId: academicJournal
PreciseRelevancyScore: 926.890869140625
IllustrationInfo
Items – Name: Title
  Label: Title
  Group: Ti
  Data: Analytic dependencies used to determine temperature profile resulting from injection of hot water and steam into reservoirs with underlying contact water zone
– Name: TitleSource
  Label: Source
  Group: Src
  Data: <i>Нефтяная провинция</i>. :140-155
– Name: Publisher
  Label: Publisher Information
  Group: PubInfo
  Data: Public Organization "Volga-kama Regional Branch of the Russian Academy of Natural Sciences", 2022.
– Name: DatePubCY
  Label: Publication Year
  Group: Date
  Data: 2022
– Name: Subject
  Label: Subject Terms
  Group: Su
  Data: <searchLink fieldCode="DE" term="%22нефтеносная+часть+залежи%22">нефтеносная часть залежи</searchLink><br /><searchLink fieldCode="DE" term="%22пар%22">пар</searchLink><br /><searchLink fieldCode="DE" term="%22горячая+вода%22">горячая вода</searchLink><br /><searchLink fieldCode="DE" term="%22тепловой+фронт%22">тепловой фронт</searchLink><br /><searchLink fieldCode="DE" term="%22теплоноситель%22">теплоноситель</searchLink><br /><searchLink fieldCode="DE" term="%22радиус+теплового+фронта%22">радиус теплового фронта</searchLink><br /><searchLink fieldCode="DE" term="%22залежь+высоковязкой+и+сверхвязкой+нефти%22">залежь высоковязкой и сверхвязкой нефти</searchLink><br /><searchLink fieldCode="DE" term="%22нижележащая+контактная+водоносная+зона+%28НКВЗ%29%22">нижележащая контактная водоносная зона (НКВЗ)</searchLink>
– Name: Abstract
  Label: Description
  Group: Ab
  Data: В статье по результатам проведённых по аналитической методике расчётов распределения температурного поля в залежи высоковязкой нефти с нижележащей контактной водоносной зоной, образующегося при закачке в пласт теплоносителя, получены аналитические зависимости для определения значений радиуса теплового фронта, образующегося в нефтеносной части залежи. На основании анализа полученных аналитических зависимостей установлено, что при закачке горячей воды в нижележащую контактную водоносную зону ниже отметки водонефтяного контакта радиус образующегося в нефтеносной части залежи теплового фронта больше радиуса фронта прогрева, вызванного закачкой горячей воды непосредственно в нефтеносный пласт, в 1,24 раза. Установлено, что при использовании в качестве нагнетаемого теплоносителя пара величина радиуса фронта прогрева, вызванного закачкой пара непосредственно в нефтеносную часть залежи, практически совпадает с величиной радиуса фронта прогрева, вызванного закачкой пара в нижележащую контактную водоносную зону. Выявлено, что отношение величины радиуса фронта прогрева, вызванного закачкой пара, к величине радиуса фронта прогрева, вызванного закачкой горячей воды, в зависимости от зоны закачки теплоносителя изменяется от 9,9 до 13,4. Показано, что при закачке теплоносителя в нефтеносную часть залежи радиус образующегося фронта прогрева зависит только от времени закачки в пласт теплоносителя, с увеличением времени закачки радиус образующегося теплового фронта увеличивается. Установлено, что объём зоны пласта, охваченной тепловым воздействием, в случае организации совместной закачки горячей воды в нефтеносную часть залежи и нижележащую контактную водоносную зону больше объёма охваченной теплом зоны пласта в случае закачки горячей воды только в нефтеносную часть залежи в 1,1 раза. Объём зоны пласта, охваченной тепловым воздействием, в случае организации совместной закачки горячей воды в нефтеносную часть залежи и нижележащую контактную водоносную зону больше объёма охваченной теплом зоны пласта в случае закачки горячей воды только в нижележащую контактную водоносную зону в 3,5 раза. The paper considers analytical dependencies to determine the radius of the steam chamber that is formed in the oil zone following injection of heat carrier into in a high-viscosity reservoir with underlying contact water zone. Analysis of the analytical dependencies showed that the radius of the steam chamber in the oil zone resulting from injection of hot water into the underlying contact water zone below the WOC is 1.24 times the radius of the steam chamber resulting from hot water injection directly into the oil zone. It was found that when steam is used as a heat carrier, the steam chambers’ sizes are comparable regardless of whether the steam is injected directly into the oil zone, or into the underlying contact water zone. It was further found that the ratio of the steam chamber radius resulting from the steam injection to that resulting from the hot water injection varies from 9.9 to 13.4 depending on the injection zone. In case the heat carrier is injected into the oil zone, the steam chamber growth is only determined by the duration of injection, i.e. the stem chamber radius is increased with time. In case hot water is injected both in the oil zone and into the underlying contact water zone, the steam chamber is 1.1 times the steam chamber developed from injection of hot water in the oil zone alone. In case hot water is injected both in the oil zone and into the underlying contact water zone, the steam chamber is 3.5 times the steam chamber developed from injection of hot water in the underlying contact water zone alone.
– Name: TypeDocument
  Label: Document Type
  Group: TypDoc
  Data: Article
– Name: Language
  Label: Language
  Group: Lang
  Data: Russian
– Name: ISSN
  Label: ISSN
  Group: ISSN
  Data: 2412-8910
– Name: DOI
  Label: DOI
  Group: ID
  Data: 10.25689/np.2022.4.140-155
– Name: AN
  Label: Accession Number
  Group: ID
  Data: edsair.doi...........a9c239fcb8c1e5b0205e8d9336df51ee
PLink https://search.ebscohost.com/login.aspx?direct=true&site=eds-live&db=edsair&AN=edsair.doi...........a9c239fcb8c1e5b0205e8d9336df51ee
RecordInfo BibRecord:
  BibEntity:
    Identifiers:
      – Type: doi
        Value: 10.25689/np.2022.4.140-155
    Languages:
      – Text: Russian
    PhysicalDescription:
      Pagination:
        PageCount: 16
        StartPage: 140
    Subjects:
      – SubjectFull: нефтеносная часть залежи
        Type: general
      – SubjectFull: пар
        Type: general
      – SubjectFull: горячая вода
        Type: general
      – SubjectFull: тепловой фронт
        Type: general
      – SubjectFull: теплоноситель
        Type: general
      – SubjectFull: радиус теплового фронта
        Type: general
      – SubjectFull: залежь высоковязкой и сверхвязкой нефти
        Type: general
      – SubjectFull: нижележащая контактная водоносная зона (НКВЗ)
        Type: general
    Titles:
      – TitleFull: Analytic dependencies used to determine temperature profile resulting from injection of hot water and steam into reservoirs with underlying contact water zone
        Type: main
  BibRelationships:
    IsPartOfRelationships:
      – BibEntity:
          Dates:
            – D: 30
              M: 12
              Type: published
              Y: 2022
          Identifiers:
            – Type: issn-print
              Value: 24128910
            – Type: issn-locals
              Value: edsair
          Titles:
            – TitleFull: Нефтяная провинция
              Type: main
ResultId 1