• Русский

Ученые КФУ получили новые результаты в области микрофильтрационного вытеснения нефти

Работа была проведена при поддержке гранта РФФИ

Детальное понимание процессов, происходящих при двухфазных течениях в пористых средах, играет ключевую роль при добыче газа и нефти, а также при применении методов повышения и интенсификации их добычи. Несмотря на интенсивное изучение прикладных и фундаментальных аспектов данных технологических процессов, ученые приоритетного направления выявили ряд нерешенных на сегодняшний день задач, что послужило основой для новой постановки задачи и получения новых результатов. Подробности работы были опубликованы в LobachevskiiJournalofMathematics.

Работа посвящена исследованию влияния неоднородности пористых сред на динамические характеристики процессов вытеснения углеводородов. Неоднородность является отличительной и уникальной характеристикой пористых структур, которая оказывает существенное влияние на процессы добычи нефти и газа. В рамках настоящего исследования основной измеряемой численной характеристикой вытеснения являлась удельная площадь контакта между различными фазами – двумя жидкостями (вытесняемой и нагнетаемой) и поверхностью твердых частиц. Стоит отметить, что площади контактов между нагнетаемым флюидом, например, водой, и нефтью, а также между нагнетаемым флюидом и поверхностью твердой фазы, измеряются по отдельности.  Данное обстоятельство определяет прикладную значимость работы.

«Так, развитие площади контакта между двумя жидкостями актуально при подборе наиболее оптимального режима закачки ПАВов и полимеров, а эволюция границы раздела между нагнетаемым флюидом и поверхностью твердых частиц – при закачке в нефтяной пласта кислот или геохимических реакциях. Стоит также добавить, что данные характеристики были связаны с мощной характеристикой вытеснения – селективностью поровых каналов. Данная величина характеризует средний размер поровых каналов, вовлеченных в процессы вытеснения. Благодаря такому  систематическому исследованию нам удалось сформулировать ряд универсальных закономерностей», – сообщил доцент кафедры математических методов в геологии Института геологии и нефтегазовых технологий КФУ Тимур Закиров.

Полученные результаты основаны на численном моделировании с использованием технологии цифрового керна. Это значит, что эксперименты проводятся путем численного моделирования на цифровых моделях пористых сред, генерируемых специально разработанным нами программным обеспечением, свойства которых можно контролировать.

“Для решения поставленной задачи вычислительные эксперименты были проведены при различных сочетаниях между неоднородностью пористой структуры и параметрами течения, включающих в себя межфазное натяжение, краевой угол смачивания, скорость нагнетания и вязкости флюидов», – отмечает ученый.

Полученные результаты будут полезны во многих промышленных областях и приложениях, а также улучшат понимание механики вытеснения нефти в условиях потока дренирования, т.е. когда нефть является смачивающим флюидом.