Личный кабинет

Ввиду истощения нефтяных месторождений все более актуальными становятся арктические залежи. К тому же более 70% неразведанных ресурсов сосредоточено в криолитозоне.

Основная технология состоит в подаче в скважину нагретого до 200-300°C пара. Это оптимальный по соотношению эффективности и затрат вариант. Использование химических растворителей менее эффективно, более затратно и связано с экологическими рисками. Внутрипластовое горение сложно контролируемо, поэтому связано с рисками потери сырья и аварий. Электрический нагрев очень энергозатратен, особенно для крупных месторождений. Механические методы вроде специализированных насосов недостаточно эффективны.

Тем не менее и паровая технология имеет проблемы. Основная из них – низкий КПД, связанный с потерей до 30% энергии на нагрев ММП. Это ведет к техническим и экологическим рискам. Поэтому основным подходом к развитию разработки арктических нефтяных месторождений считается модернизация и оптимизация паровой технологии.

В настоящее время подача пара осуществляется по теплоизолированным лифтовым трубам (термокейсам). Для снижения воздействия на ММП они включают термоизоляционный слой между двумя стальными. Однако отсутствуют методы расчета теплоизоляции для различных скважин. Это, с одной стороны, повышает риски, с другой, увеличивает затраты.

Для решения этой проблемы сотрудниками ПНИПУ разработана математическая 3D-модель процессов тепломассопереноса в скважинах с термокейсами.

Она рассчитывает путь теплового потока от подачи пара до его взаимодействия с вмещающими породами с учетом множества факторов: изменения свойств материалов при нагреве, распространения тепла, особенностей конструкции скважины и характеристик горных пород.

По словам аспиранта кафедры Конструирование и технологии в электротехнике, модель прошла испытания на данных с Усинского месторождения в Республике Коми. На данном объекте проблемы ММП и высоковязкой нефти усугублены парафиновыми отложениями.

Модель проявила высокую точность: расхождение в фоновом режиме (без подачи пара) с фактическими данными составило менее 0,1%, в режиме пропитки (при умеренном нагреве до 143°C) – до 8%, в режиме максимального нагрева (до 273°C) – 5%. По словам заведующей кафедрой, эти расхождения объясняются производственными факторами, такими как износ термоизоляции и теплопотери в местах стыковки труб.

Таким образом, новая модель позволит определять оптимальные параметры работы каждой скважины и на основе них подбирать трубы по теплоизоляционным характеристикам и регулировать расход пара. Это повысит эффективность добычи, надежность скважин, снизит затраты, технические и экологические риски. Модель особо актуальна для месторождений со сложными мерзлотными условиями.