Суть метода заключается в бурении нескольких пар горизонтально расположенных скважин на расстоянии 70-100 метров друг от друга.

Верхняя скважина применяется для закачивания горячего пара в пласт. Под действием высоких температур происходит падение вязкости нефти, что обеспечивает увеличение ее подвижности. Как следствие, нагретая нефть под действием силы гравитации стекает в нижнюю скважину, откуда происходит ее откачивание на поверхность.

Несмотря на успешное применение метода парогравитационного дренирования для добычи высоковязкой нефти в других странах, его внедрение на одном из участков Ярегского нефтяного месторождения в республике Коми оказалось малоэффективным. В связи с этим, возникла потребность в разработке математической модели, позволяющей определить возможные причины этой проблемы. По мнению ученых, как правило, при описании парогравитационного дренирования пренебрегают процессами, связанными с деформированием нефтяного пласта-коллектора.

Анастасия Костина - кандидат физико-математических наук, сотрудник Института механики сплошных сред УрО РАН (филиал ПФИЦ УрО РАН):
«В ходе проведения наших исследований мы установили, что рассмотрение только процессов тепло- и массопереноса недостаточно для описания дренирование нагретой нефти. Помимо этого, нами было обнаружено, 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 т.д.».

Особенностью цифрового двойника, предложенного пермскими учеными, является учет комплексного взаимодействия 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 с учетом основных особенностей применения технологии парогравитационного дренирования.

Максим Желнин, кандидат физико-математических наук, сотрудник Института механики сплошных сред УрО РАН (филиал ПФИЦ УрО РАН): «Разработанный нами цифровой двойник может быть использован для оценки эффективности разработки нового месторождения высоковязкой нефти или для повышения нефтедобычи на уже существующем. С целью учета конкретных условий применения технологии парогравитационного дренирования используются сведения, полученные в ходе инженерно-геологических изысканий, а также данные температурного мониторинга, проведенные на конкретном месторождении. Главная особенность нашей разработки в том, что она может предсказывать изменение проницаемости и пористости нефтяного коллектора, вызванное геомеханическими процессами, происходящими при нагнетании и распространении горячего пара, и, как следствие, предоставить прогноз дебита нефти на протяжении всего технологического процесса. Помимо этого, наша модель может быть обобщена для описания других методов повышения эффективности процесса добычи тяжелой нефти».

Естественное истощение запасов традиционной (легкой) нефти вместе с надвигающимся мировым энергетическим кризисом и жестким ограничением доступа к существующим зарубежным разработкам приводит к необходимости создания новых технологий, применимых для извлечения нефти, обладающей высокой вязкостью. Согласно глобальным энергетическим оценкам, ее запасы в России достигают 1.8 трлн баррелей, однако добыча такой нефти является сложной и дорогостоящей процедурой. Разработанная трехмерная математическая модель позволит производить подбор оптимальных параметров нефтедобычи для конкретного месторождения с учетом особенностей его геологического строения и, тем самым, оценивать его рентабельность.

Результаты исследования опубликованы в высокорейтинговом научном журнале Fracture and Structural Integrity.

Пример численного моделирования неравномерного роста паровой камеры в пласте-коллекторе, содержащем сверхвязкую нефть