В Пермском Политехе «прокачали» 3D-двойники нефтяных месторождений — Naked Science — yo-robot.ru

Исследователи из Пермского Политеха усовершенствовали цифровые модели нефтяных месторождений. Усовершенствованные ими 3D-двойники позволят наиболее полно учесть геологические особенности залежей, чтобы эффективно оценить их потенциал и добыть больше «черного золота».

ПНИПУ

# 3-D моделирование

# добыча нефти

# нефть

# нефтяные месторождения

# скважины

В Пермском Политехе «прокачали» 3D-двойники нефтяных месторождений / ©Getty images

«Сейчас предприятия преимущественно добывают сырье на месторождениях с запасами нефти, которые сложно извлечь. Для решения этих задач необходимы новые технологии. К ним относятся, например, цифровые 3D-двойники месторождений. С их помощью можно получить более полные и совершенные модели, которые эффективно описывают сложные процессы в нефтяном пласте», – рассказывает доцент кафедры «Нефтегазовые технологии» Пермского Политеха, кандидат технических наук Дмитрий Мартюшев.

В последнее время доля нефтяных активов, которые разрабатывают на «сложных» карбонатных объектах в России, значительно возросла. По словам исследователей, более точное знание геологических характеристик нефтяных залежей позволит усовершенствовать существующие 3D-двойники месторождений. С помощью технологии можно будет подобрать наиболее эффективную систему их разработки, регулировать процессы, обеспечить оптимальные геолого-технические мероприятия и увеличить добычу нефти.

«Один из наиболее эффективных методов увеличения добычи «черного золота» в мире – гидравлический разрыв пласта. Но при проведении мероприятия трещина может распространиться вертикально и расширить каналы, которые соединяют водонасыщенную и нефтяную зоны. Это приведет к снижению добычи нефти. Негативных последствий можно избежать с помощью усовершенствованных 3D-моделей», – поясняет ученый.

При создании и внедрении 3D-двойников месторождений важно понимать их горизонтальную и вертикальную проницаемость, считает исследователь. Но сейчас в России и в мире эти особенности не всегда учитывают. Есть всего несколько методов для оценки вертикальной проницаемости, но они требуют временных и финансовых затрат.

Цифровая 3D-модель Гагаринского месторождения / ©Пресс-служба ПНИПУ

Дмитрий Мартюшев и его коллеги разработали методику, которая оперативно определяет вертикальную проницаемость нефтяного пласта. Технология позволяет усовершенствовать цифровые 3D-двойники месторождений. Ее уже применили на шести карбонатных залежах Пермского края.

Доцент кафедры «Нефтегазовые технологии» Пермского Политеха, кандидат технических наук Дмитрий Мартюшев / ©Пресс-служба ПНИПУ

После внедрения 3D-двойники показали лучшие результаты: расчетные и фактические данные совпадали, в отличие от предыдущих моделей. Новые 3D-двойники не искажают показатели, поэтому можно точнее рассчитать экономический эффект от добычи нефти. По мнению ученых, усовершенствованные модели позволят более обоснованно подбирать для этого перспективные скважины-кандидаты.

Источник: naked-science.ru

Ещё новости

Вы можете оставить комментарий, или ссылку на Ваш сайт.


Оставить комментарий

Вы должны войти, чтобы иметь возможность оставлять комментарии.