Ученые из ТюмГУ продемонстрировали, насколько продуктивнее извлечение из пласта нефти с помощью тепломассопереноса.
Тюменские физики показали, что добывать больше нефти реально / ©Getty images
Месторождения высоковязкой нефти (ВВН) занимают значительную долю в структуре запасов нашей страны. С учетом последних открытий в геологоразведке доля таких запасов будет только возрастать. Таким образом, разработка месторождений ВВН будет определяющим фактором поддержания уровня нефтедобычи в России.
Методы разработки месторождений ВВН отличаются от стандартных технологий, используемых на «традиционных» месторождениях. В первую очередь это связано со спецификой рассматриваемых отложений. Ключевые факторы, осложняющие разработку месторождений ВВН, – деформационные свойства пластовых углеводородов: низкая подвижность нефти ввиду ее высокой вязкости и, как следствие, низкая продуктивность скважин.
Как показывает практика, использование тепловых методов воздействия на пласт, содержащий залежи ВВН, дает максимальный прирост конечной нефтеотдачи. В связи с этим для описания динамических процессов разработки месторождений ВВН модель должна достоверно решать не только гидродинамическую, но и тепловую задачу как основной инструмент повышения коэффициента извлечения нефти (КИН).
Статья «Физико-математическая модель и метод расчета процессов тепломассопереноса в системе пласт-горизонтальные скважины» ученых Физико-технического института ТюмГУ Ивана Жижимонтова и Александра Шабарова вышла в журнале «Вестник Московского государственного технического университета имени Н. Э. Баумана. Серия Естественные науки».
В работе тюменских ученых предложена физико-математическая модель, метод расчета и программная реализация для решения нескольких научных и производственных задач в области анализа и разработки месторождений ВВН с использованием тепловых методов.
Создана гидродинамическая и теплофизическая модель нестационарного квазитрехмерного тепломассопереноса в пласте с системой горизонтальных скважин (ГС). Проведена серия численных экспериментов, моделирующих процесс разработки с использованием системы ГС.
Ученые показали, что увеличение температуры горячего теплоносителя на 60 K позволило дополнительно извлечь из пласта на 20 процентов (относительно базового варианта) больше нефти, а выход на остаточную нефтенасыщенность обеспечен на 40 процентов быстрее.
