ЭФФЕКТЫ МОДЕЛИРОВАНИЯ

Согласно экспертным оценкам, в России запасы нефти, обладающей высокой вязкостью, достигают 1,8 трлн баррелей, однако ее добыча — сложная и дорогостоящая процедура. Необходимость в создании новых отечественных технологий извлечения высоковязкой нефти из недр Земли возникла вследствие естественного истощения запасов традиционной (легкой) нефти, надвигающегося мирового энергетического кризиса и жестких ограничений доступа к зарубежным разработкам.

Метод парогравитационного дренирования успешно применяется для добычи сверхтяжелой нефти во многих странах. Он заключается в бурении нескольких пар горизонтально расположенных скважин на расстоянии 70–100 м друг от друга. Через верхнюю скважину в нефтяной пласт закачивается горячий пар. Под действием высокой температуры вязкость нефти снижается, благодаря чему увеличивается ее подвижность. Нагретая нефть под действием гравитации стекает в нижнюю скважину, откуда ее выкачивают на поверхность.

Однако, когда этот метод внедрили на одном из участков Ярегского нефтяного месторождения в Республике Коми, он оказался малоэффективным. Чтобы определить возможные причины возникшей проблемы, пермские ученые разработали математическую модель — цифровой двойник нефтяного месторождения.

— Как правило, при описании дренирования нагретой нефти рассматривают только процессы тепло- и массопереноса, а этого недостаточно. Нельзя пренебрегать процессами, связанными с деформированием нефтяного пласта-коллектора, — считает сотрудник лаборатории термомеханики твердых тел Института механики сплошных сред ПФИЦ УрО РАН Анастасия Костина. — Кроме того, мы обнаружили, 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 других факторов.

В цифровом двойнике, предложенном пермскими учеными, учитывается комплексное взаимодействие тепловых, гидравлических и механических процессов, происходящих во время добычи нефти методом парогравитационного дренирования. Это позволяет проводить полноценное трехмерное моделирование участков продуктивного пласта в полевом масштабе. Вот что сказал об этом сотрудник лаборатории механики функциональных материалов ИМСС ПФИЦ УрО РАН Максим Желнин:

— Наш цифровой двойник можно использовать для оценки эффективности разработки нового месторождения высоковязкой нефти или для повышения нефтедобычи на уже существующем. Чтобы учесть конкретные условия применения технологии парогравитационного дренирования, мы используем сведения, полученные в ходе инженерно-геологических изысканий, а также данные температурного мониторинга, проведенного на конкретном месторождении. Главное достоинство нашей разработки заключается в том, что благодаря ей можно предсказывать изменение проницаемости и пористости нефтяного коллектора, вызванное геомеханическими процессами, которые происходят при нагнетании и распространении горячего пара, а значит, и дать прогноз дебета нефти на протяжении всего технологического процесса. Кроме того, нашу модель можно обобщить для описания других методов повышения эффективности добычи тяжелой нефти.