Как эффективно «выжать» нефть из камня
Математическую модель, описывающую процесс вытеснения нефти из пластов породы, разработали ученые подведомственного Минобрнауки России Сибирского федерального университета (СФУ). На ее основе уже создана программа для проведения численных исследований нефтеносных пластов, в том числе месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, которые распространены в Западной и Восточной Сибири. По словам ученых, разработка поможет сделать процесс извлечения нефти менее травматичным для природы.
Для оценки мероприятий по увеличению эффективности добычи нефти и газа планируется использовать разработанный командой ученых СФУ программный продукт вместе с экспериментальными исследованиями.
«Средним показателем нефтеотдачи, которого добиваются с помощью стандартных методов, в различных странах и регионах считают 25 %–40 %. Это значит, большая часть нефти остается в пласте и становится еще менее доступной. Мы разработали оригинальную динамическую сетевую модель вытеснения нефти из пористой породы, чтобы оптимизировать этот процесс и сделать извлечение ценного ископаемого максимально полным и нетравматичным для природы», — сообщил соавтор исследования, старший научный сотрудник лаборатории физико-химических технологий разработки трудноизвлекаемых запасов углеводородов СФУ Сергей Филимонов.
Ученый пояснил, что процесс извлечения нефти из образцов породы можно изучать с помощью двух подходов. Первый заключается в экспериментальном исследовании керн — небольших фрагментов горных пород, насыщенных нефтью. Второй нацелен на изучение специально созданных микроканальных систем различной сложности. Это направление и есть моделирование «пор», через которые предстоит «выгонять» нефть в скважины. Такое моделирование позволяет детально изучить процессы, происходящие в микроканалах, установить закономерности и выразить их математически. В современных исследованиях принято комбинировать два этих подхода.
Гидродинамическая часть сетевой модели, разработанной учеными СФУ, основана на теории гидравлических цепей. Каждая скважина представлена одним вычислительным элементом — ветвью, а поры представлены узлами. Набор узлов и ветвей, имитирующих породу или микроканальную систему, называется сетью. Отсюда название — сетевая модель.
«Для каждого месторождения надо провести целый набор экспериментальных тестов, чтобы понять, что можно в данном случае использовать для увеличения нефтеотдачи, а что нет, ведь каждое месторождение индивидуально. Это долго и дорого. Чтобы ускорить процесс исследований, начали активно использовать методы численного моделирования — так называемые технологии цифрового керна. Мы разработали методику расчета многофазных потоков в пористых средах, основанную на сетевом подходе, которая на порядок быстрее традиционных методов расчета. Любая численная модель должна давать корректный результат. Поэтому мы нашу модель адаптировали на основе результатов реального физического эксперимента, полученного с помощью микрофлюидных чипов, имитирующих нефтеносную породу», — отметил руководитель исследования, директор Института инженерной физики и радиоэлектроники Андрей Минаков.
В ходе эксперимента ученые вначале заполнили пустой чип нефтью, а затем заводнили его вытесняющей жидкостью. Процесс фиксировала специальная высокоскоростная камера. Базируясь на параметрах микрочипа и имея видеозапись процесса вытеснения из него нефти, исследователи постарались создать максимально детальную численную копию чипа (цифровой двойник) и отладили математическую модель процесса вытеснения нефти. В итоге удалось добиться хорошего совпадения экспериментальных и теоретических данных.
Исследование было проведено в рамках грантовой поддержки Министерства науки и высшего образования Российской Федерации, результаты опубликованы в одном из научных журналов.