Текст уведомления здесь

Тюменская модель похитит труднодоступную нефть из глубин

Это позволит российским нефтяникам решить проблему уменьшения количества легкодоступной нефти в России.
Добавить в закладки
Комментарии

Ученые из Тюменского государственного университета представили новый метод моделирования добычи глубоко залегающей вязкой нефти с помощью парогравитационного дренажа. Проверка модели на данных с реальных месторождений указала на ее высокую точность. Ее применение позволит упростить и удешевить добычу «труднодоступной» нефти, пишет сайт ТюмГУ.

В настоящий момент открытые в советский период западносибирские месторождения «легкой» нефти (добываемой без высоких затрат и при этом имеющей большую долю легких фракций) близки к истощению. Однако в российских недрах еще немало запасов «тяжелой» и «труднодоступной» нефти. Часто это смесь углеводородов с высокой вязкостью, поэтому для повышения отдачи подобных скважин обычные методы стимулирования выхода нефти не подходят. Например, стандартный прием — закачка горячего пара в скважину — просто не дает нужного эффекта.

Один из наиболее перспективных способов повышения отдачи месторождений вязкой нефти — это метод парогравитационного дренажа. Сегодня он применяется с двумя горизонтальными скважинами (как при добыче так называемой сланцевой нефти). Через одну скважину нагнетают пар, через другую — добывают нефть, «выталкиваемую» паром наружу. В другом сходном способе используют три скважины: две вертикальные — для закачки пара и одну горизонтальную, по которой откачивают нефть.

Физики из Тюменского государственного университета на основе серии расчетов установили, что способ с использованием одной горизонтальной добывающей скважины и двух вертикальных нагнетательных заметно упростит процесс гравитационного дренажа нефти. Это позволит увеличить количество нефти, получаемой из скважины за единицу времени. В настоящее время этот новый способ применяется лишь на очень небольшом количестве месторождений.

Ключевой проблемой при выборе оптимальной тактики разработки нефтяного месторождения является моделирование парогравитационного дренажа для того или иного района добычи. Подобное моделирование позволяет добиться максимального результата при наименьших возможных затратах на прогрев пара, закачиваемого в породу.

Геофизики часто используют модель на основе фундаментальной системы уравнений механики многофазных систем. Однако она требует значительного количества входных данных, для получения которых нужны время и деньги, в том числе на дополнительное бурение. Для преодоления этих трудностей ученые из Тюмени предложили использовать легкий в применении метод материального баланса — так в нефтедобыче называют простейшую форму динамической модели нефтяного или газового месторождения. По ней извлеченный объем (например, нефти) равен сумме изменения первоначального и привнесенного объемов.

Тюменская модель объединяет метод материального баланса (в данном случае пара и вытесняемой им нефти) и модель Батлера (разработчика метода парогравитационного дренажа). Кроме того, она по-новому обсчитывает насыщение нефтеносных пород паром.

Подобная интегральная модель может применяться для любой технологии применения парогравитационного дренажа — как для двух горизонтальных скважин (нагнетательной и добывающей), так и для одной горизонтальной добывающей скважины и двух вертикальных нагнетательных. Чтобы установить точность своей модели, ученые проверили ее на реальных промысловых данных целого ряда месторождений вязкой нефти. Результаты сопоставления показали физическую непротиворечивость модели и возможность ее применения для прогнозирования дебита (объема нефти, добываемой из скважины в единицу времени), а также подбора оптимальных параметров парогравитационного дренажа для других месторождений вязкой нефти в России.

Добавить в закладки
Комментарии
Вам понравилась публикация?
Расскажите, что вы думаете, и мы подберем подходящие материалы