Российские ученые создали цифровую гидродинамическую модель, которая точнее рассчитывает движение нефти в пласте и показывает, сколько ее безвозвратно «убегает» вниз при добыче в Западной Сибири. Учет этого фактора позволяет спасти от потерь до 2–5% подвижных запасов. Об этом «Газете.Ru» рассказали в пресс-службе РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина.
Главная новизна модели в том, что она учитывает нефть не только выше водонефтяного контакта, как это делают сейчас, но и в переходной зоне — между контактом и «зеркалом» чистой воды. Хотя нефть там неподвижна, она влияет на движение флюидов в пласте. Эксперименты показали: при заводнении часть нефти уходит вниз, под водонефтяной контакт, и превращается в неподвижную, то есть теряется.
По словам декана факультета разработки нефтяных и газовых месторождений Губкинского университета Петра Пятибратова, если корректно задать распределение нефти по всей высоте пласта, модель точнее спрогнозирует и объемы добычи, и участки возможных потерь. Тогда систему заводнения можно настроить так, чтобы не выталкивать нефть в водоносную зону, а направлять к добывающим скважинам.
Разработка особенно важна для месторождений Западной Сибири с обширными водонефтяными зонами. Вода находилась в этих пластах еще при их формировании, а нефть пришла позже по трещинам и разломам, и в итоге они оказались заперты вместе — поэтому при добыче постоянно приходится бороться с водой. На примере одного из месторождений уточненный расчет дал разницу около 40 тысяч кубометров нефти для среднего по запасам месторождения, а для крупных цифры могут быть заметно выше. Учитывая, что «легкая» сибирская нефть почти выработана, точный учет таких потерь помогает бережнее осваивать оставшиеся запасы.
Ранее в России создали метод, который за несколько минут позволяет найти микробы в закрытых ранах.