Найден способ повысить эффективность разработки карбонатов
Для этого в РФ создана первая модель кислотной обработки скважин.
Нефть и газ в карбонатных коллекторах находятся в изолированных порах. Они не могут естественным путем поступать к скважине. Для этого применяется солянокислотная обработка пластов.
Стандартная методика лабораторных исследований предполагает закачку кислоты только до момента прорыва ее с противоположной стороны образца горной породы, т.е. до появления червоточины. На основании этого выявляется оптимальный объем и скорость закачки реагента.
При этом не изучается дальнейшее влияние кислотной обработки. Однако в скважине раствор продолжает фильтроваться еще некоторое время, взаимодействуя с горной породой. Поэтому ученые из Пермского Политеха и Института проблем нефти и газа (ИПНГ) РАН разработали уникальную методику кислотной обработки.
На первом этапе исследователи отобрали 10 цилиндрических образцов керна с одного из месторождений России. Экспериментальную выборку тщательно подготовили. Ее очистили от остатков нефти и пластовой воды, затем высушили и зафиксировали исходное состояние с помощью фотографий.
На втором этапе были определены основные свойства образцов керна. Используя лабораторное оборудование, специалисты определили их характеристики: проницаемость, пористость и объемную плотность. Эти данные стали контрольными значениями для всех последующих измерений.
Поскольку конечной целью исследования было моделирование реального процесса в пласте, в образцах создавали остаточную водонасыщенность. Для этого их поместили в вакуум и пропитали минерализованной водой, чтобы заполнить все пустотное пространство.
Это нужно для создания условий, как в естественном коллекторе, где в породе присутствует пластовая вода. После этого воду замещали керосином, который в эксперименте выступил альтернативой нефти. Перед началом основных испытаний внутреннее пространство образцов (поры и каналы) было заполнено так же, как и в реальном пласте.
Далее ученые смоделировали пластовые условия с помощью специальной фильтрационной установки. Внутри нее создавали высокое всестороннее давление (до 46,7 МПа) и нагревали систему до пластовой температуры в 84 градуса по Цельсию. В этих смоделированных условиях через образцы закачивали раствор и замеряли их проницаемость. Это позволило понять, как порода фильтрует нефть или газ в своем естественном состоянии.
После кислотного воздействия их промывали керосином для нейтрализации и удаления остатков реагента и снова измеряли показатели, чтобы оценить итоговый прирост. Фотографии образцов наглядно показали результат. В керне появились извилистые, растворенные кислотой сквозные каналы.
В результате для каждого из 10 образцов был сформирован парный массив данных: полная характеристика до и после кислотного воздействия. Это и стало основой для последующего глубокого анализа. Эксперименты показали, что средняя проницаемость пород после кислотной обработки увеличилась в 6880 раз, средняя пористость на 17,4%. Плотность снизилась на 2,5%.
«Полученные в ходе исследования результаты могут быть использованы для обновления ПО, — рассказывает завлабораторией института проблем нефти и газа РАН, доктор технических наук Сергей ПОПОВ. - Инженеры-проектировщики получат рабочий инструмент для точного расчета».
Они смогут ввести в модель данные конкретной скважины (начальную пористость, проницаемость) и задать ожидаемый прирост добычи. Программа автоматически определит оптимальный объем и скорость закачки кислоты.
«Главное преимущество усовершенствованной методики — ее способность моделировать ключевой для практики параметр: влияние дозы кислоты на конечный результат, — отметил завкафедрой нефтегазовых технологий ПНИПУ Сергей ЧЕРНЫШОВ. - В отличие от традиционного подхода, который останавливается сразу после прорыва реагента через породу, новая методика продолжает закачку».
Это позволяет впервые получить зависимости, показывающие, насколько именно изменятся проницаемость, пористость и плотность породы в зависимости от объёма закачанного реагента в околоскважинной зоне. Методику можно будет адаптировать и для других типов коллекторов.
Ранее ИА «Девон» писало, что ученые Пермского Политеха разработали первую в России методику генерирования множества 3D-моделей месторождений. Она позволяет объективно выбирать наиболее достоверные варианты из всех возможных. Это поможет точнее планировать добычу и избегать дорогостоящих ошибок при бурении скважин.
| Поделиться этой новостью у себя в соцсетях |
Поиск по теме: ПНИПУ, геология, наука, Реагенты и растворы для нефтяных скважин, Карбонатный коллектор