На портале Минобрнауки вышла статья, посвящённая работе учёных из ИМСС УрО РАН

Запасы традиционной (легкой) нефти естественным образом истощаются. Это приводит к необходимости создания новых технологий для извлечения сверхтяжелой нефти, которая отличается высоким уровнем вязкости. Ученые разработали цифровой двойник месторождения сверхтяжелой нефти. Трехмерная математическая модель позволит подобрать оптимальные параметры нефтедобычи с учетом особенностей геологического строения конкретного месторождения и поможет оценить его рентабельность. Работу провели специалисты подведомственного Минобрнауки России Института механики сплошных сред, входящего в Пермский федеральный исследовательский центр Уральского отделения РАН.

Согласно глобальным энергетическим оценкам, запасы сверхтяжелой нефти в России достигают 1,8 трлн баррелей, при этом добыча такой нефти остается сложной и дорогостоящей процедурой. Практика извлечения труднодоступной нефти в Канаде, занимающей первое место в мире по ее запасам, показала эффективность метода парогравитационного дренирования, при котором нефтеотдача достигает высоких значений — 65–80 %. Его суть заключается в бурении нескольких пар горизонтально расположенных скважин на расстоянии 70–100 метров друг от друга. Верхняя скважина применяется для закачивания горячего пара в пласт. Под действием высоких температур нефть становится менее вязкой, что увеличивает ее «подвижность». Как следствие, нагретая нефть под действием силы гравитации стекает в нижнюю скважину, откуда и происходит ее откачивание на поверхность.

Несмотря на успешное применение метода парогравитационного дренирования для добычи высоковязкой нефти в других странах, его внедрение на одном из участков Ярегского нефтяного месторождения в республике Коми оказалось малоэффективным. В связи с этим возникла потребность в разработке математической модели, позволяющей определить возможные причины этой проблемы.

«Как правило, при описании парогравитационного дренирования пренебрегают процессами, связанными с деформированием нефтяного пласта-коллектора. В ходе проведения наших исследований мы установили, что рассмотрение только процессов тепло- и массопереноса недостаточно для того, чтобы описать дренирование нагретой нефти. Помимо этого, нами было обнаружено, что падение эффективности технологии парогравитационного дренирования напрямую связано с неравномерным прогревом пласта. Причины этого явления могут быть связаны как с внутренним строением нефтяного коллектора (наличием в нем горизонтальных непроницаемых пропластков), так и с использованием некорректных операционных режимов, приводящих к неравномерному распределению пара вдоль горизонтального ствола скважины, вследствие, например, сопротивления стенок скважины, неравномерной скорости закачивания пара, перепадов давления и т. д.», — рассказала соавтор исследования, научный сотрудник Института механики сплошных сред, кандидат физико-математических наук Анастасия Костина.

Цифровой двойник месторождения, разработанный командой пермских ученых, учитывает комплексное взаимодействие тепловых, гидравлических и механических процессов при добыче нефти методом парогравитационного дренирования. Трехмерная модель участков продуктивного пласта в полевом масштабе позволяет выявить основные причины, вызывающие неравномерный прогрев пласта, который в свою очередь может существенным образом понизить эффективность откачивания нефти. Таким образом, в результате термогидромеханического численного моделирования появляется возможность оценить эффективность разработки нового месторождения высоковязкой нефти или повысить показатели нефтедобычи на уже существующем.

Созданный учеными цифровой двойник может быть использован для оценки эффективности разработки нового месторождения высоковязкой нефти или для повышения нефтедобычи на уже существующем. Для учета конкретных условий применения технологии парогравитационного дренирования используются сведения, полученные в ходе инженерно-геологических изысканий, а также данные температурного мониторинга, проведенные на конкретном месторождении.

«Главная особенность нашей разработки в том, что она может предсказывать изменение проницаемости и пористости нефтяного коллектора, вызванное геомеханическими процессами, происходящими при нагнетании и распространении горячего пара, и, как следствие, предоставить прогноз дебита нефти на протяжении всего технологического процесса. Помимо этого, наша модель может быть обобщена для описания других методов повышения эффективности процесса добычи тяжелой нефти», — подчеркнул участник исследования, младший научный сотрудник Института механики сплошных сред, кандидат физико-математических наук Максим Желнин.

Результаты исследования опубликованы в одном из научных журналов.

• Назад
• Вперед