Интегральную модель парогравитационного дренажа нефтяного месторождения для увеличения добычи нефти разработали физики Тюменского государственного университета (ТюмГУ).
Как показали исследования применения термических методов увеличения добычи высоковязкой нефти, экономии можно достичь, используя технологии пароциклического воздействия и парогравитационного дренирования (SAGD), что было доказано рядом экспериментальных работ.
Однако для получения оптимального результата по извлечению нефти из пласта нужна была модель процесса, позволяющая проводить его анализ на всех стадиях SAGD.
Существующие в настоящее время математические модели процессов SAGD можно разделить на три группы. Первая из них — это интегральные модели, в которых определяется материальный и тепловой баланс паровой камеры треугольной формы.
Модели второй группы решают задачи расчета теплового баланса и потока, создаваемого силами тяжести на границах паровой камеры. Третья группа представляет модели, основанные на уравнениях течения многофазного теплоносителя.
Однако сейчас нет простой и надежной модели процесса SAGD, способной прогнозировать технологические параметры данного процесса, необходимые для его оптимизации.
Поскольку сложные симуляторы позволяют выполнять лишь ограниченный поиск значений параметров SAGD, требуя при этом детального изучения нефтяного месторождения для получения необходимых исходных данных, они не могут стать хорошим инструментом для оптимизации, как и использование нейронных сетей.
Ученые ТюмГУ разработали усовершенствованную интегральную модель для оптимизации процесса SAGD. Численные оценки, полученные при моделировании, дали хорошую сходимость с реальными данными добычи в месторождении Сенлак (Канада, Саскачеван). В результате исследования установлены основные этапы процесса SAGD и выполнен анализ его прогнозируемой динамики применительно к месторождению Сенлак.
На заключительном этапе объединение паровых камер исследовалось на примере месторождения Фэнчэн (Синьцзян, Китай). Полученные оценки показали практическую оптимальность схем процесса, построенных для скважины и закачки пара.
Расчеты показали, что конечный коэффициент извлечения нефти (КИН) месторождения Сенлак составляет 32%, а оптимизация системы разработки месторождения Фэнчэн с помощью созданной в ТюмГУ модели повышает его КИН на 7%.
