Учёные из Пермского Политеха и ИПНГ РАН разработали уникальную методику моделирования кислотной обработки карбонатных пластов. Она позволяет впервые спрогнозировать, как изменится проницаемость породы при длительном воздействии реагента, сообщили «Жуковский.Life» в пресс-службе ПНИПУ. Это решает ключевую проблему непредсказуемости технологии.
Карбонатные коллекторы, где содержится более половины нефтяных запасов России, отличаются низкой проницаемостью. Стандартная солянокислотная обработка создаёт в них проводящие каналы («червоточины»), но её результат сложно предсказать. Лабораторные тесты обычно прекращают после первого прорыва кислоты через образец, хотя в реальной скважине реагент работает дольше.
Российские исследователи смоделировали полный цикл воздействия. Они подготовили 10 образцов керна, воссоздали в них пластовые условия (давление до 46.7 МПа, температуру 84°C) и остаточную водонасыщенность, а затем провели длительную закачку кислоты.
После обработки средняя проницаемость пород выросла в 6880 раз, пористость — на 17,4%, а плотность снизилась на 2,5%. Учёные получили парные данные «до» и «после», построив графики зависимости изменения свойств породы от объёма реагента.
«Однако главное преимущество усовершенствованной методики — её способность моделировать ключевой для практики параметр: влияние «дозы» кислоты на конечный результат. 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», — отметил Сергей Чернышов, доктор технических наук, заведующий кафедрой «Нефтегазовые технологии» ПНИПУ.
Разработка даёт инженерам инструмент для точного расчёта параметров обработки под конкретную скважину. Методику можно адаптировать и для других типов коллекторов, что важно для освоения сложных месторождений по мере истощения традиционных запасов.
Проблема образования парафиновых отложений в скважинах — одна из ключевых для нефтяной отрасли, приводящая к остановкам добычи и большим затратам. Ранее, как рассказывало «Жуковский.Life», учёные Пермского Политеха предлагали решение для эффективной борьбы с парафином, создав погружной дозатор. Это устройство позволяло подавать реагенты непосредственно в зону образования пробок без остановки скважины, повышая эффективность их действия в 2-3 раза и сокращая расход на 15-30%.