Ученые ТюмГУ предложили способ повысить на 20-40% добычу высоковязкой нефти. Об этом сообщили в пресс-службе вуза.
По словам авторов исследования, это можно реализовать за счет оптимизации процесса циклического воздействия водяного пара на нефтяной пласт. Сегодня для увеличения добычи нефти и обеспечения энергетической безопасности России необходимо повышать эффективность извлечения углеводородов из подземных пластов – подземной пористой среды, состоящей из горной породы и пустот, заполненных нефтью и водой. Речь идет, в том числе и о высоковязкой нефти, которая плохо притекает к скважине и для извлечения которой требуются специальные методы.
Для снижения вязкости нефти можно применять метод пароциклического воздействия. Он состоит в циклической закачке в пласт горячего пара (закачка пара – выдержка на конденсацию пара для теплообмена с нефтью и пластом – добыча нефти). Исследователи ТюмГУ научились определять параметры пароциклического воздействия с учетом движения пара в пласте под землей.
«Мы установили, что на эффективность пароциклического воздействия и длительность стадий процесса в наибольшей степени влияют толщина пласта, доля пара в закачиваемой пароводяной смеси и расход закачиваемого пара (сколько пара закачиваем в единицу времени)», – рассказал сотрудник кафедры моделирования физических процессов и систем Физико-технического института (ШЕН) ТюмГУ Александр Гильманов.
По его словам, это позволяет оптимизировать процесс закачки пара через скважину в пласт и извлекать из него больше нефти, а также определять оптимальную длительность стадий процесса (сколько времени закачивать пар, сколько времени закрывать скважину для конденсации пара в пласте и обмена теплотой пара с нефтью, сколько времени добывать нефть).
«Такая оптимизация может повысить количество добываемой нефти за год на 20-40 процентов. Результаты работы могут быть использованы для повышения энергетической безопасности России», – отметил Гильманов.
Исследователи отмечают, что существующие исследования параметров пароциклического воздействия с использованием гидродинамических симуляторов требуют задания большого количества параметров, которые не всегда известны, а также длительных расчетов. В свою очередь, ученые ТюмГУ предложили упрощенный подход к моделированию, который впервые учитывает изменение плотности воды при изменении температуры и давления. Они применяли математическое моделирование и решение уравнений с помощью численных методов на компьютере. В будущем исследователи планируют связать эту модель с моделью движения пара по скважине и учесть изменение содержания пара в поступающей смеси.
15.04.2024
Все материалы рубрики «Нефть и Газ»
