В нефтяной промышленности простои скважин — нежелательное явление, но неизбежное. Любое месторождение время от времени сталкивается с необходимостью проводить ремонтные работы. Это может быть плановая замена оборудования, ремонтные работы или операции по воздействию на пласт. Во всех случаях скважину приходится останавливать на несколько дней или недель.
Перед инженерами в этот момент встает важная задача: сделать так, чтобы остановка не обернулась аварией, угрожающей людям или оборудованию. Для этого скважину глушат: при проведении ремонта в нее закачивают специальные технологические жидкости, в качестве которых могут использоваться обратные эмульсии. Они создают давление, превышающее пластовое, чтобы предотвратить выброс нефти или газа на поверхность. После ремонта эмульсию часто удаляют стандартным методом: создают перепад давления, чтобы нефть начала поступать из пласта и вытеснила ее.
Ранее такие составы считались оптимальным решением, так как они не меняют свойства породы, практически не впитываются в нее и не блокируют пустоты в ней (поры), как это бывает с обычными водными растворами. А значит, после ремонта они должны легко вымываться потоком нефти.
Однако значительная часть скважин после возобновления работы не выходит на прежний уровень добычи. На месторождениях, где за год происходят десятки плановых остановок, это приводит к недополучению тысяч тонн нефти и необходимости проводить дорогостоящие операции по восстановлению проницаемости.
Проблема в том, что снижение дебита скважины может быть вызвано множеством причин: образованием солей, отложением парафинов, набуханием глин и другими факторами. На этом фоне воздействие эмульсий никогда ранее не выделяли как самостоятельную и серьезную проблему, списывая падение продуктивности на более привычные и изученные механизмы.
Сам принцип работы эмульсий давно известен, однако системных исследований того, как именно они ведут себя под давлением, почему одни составы в итоге удаляются, а другие остаются, не проводилось.
Ученые Пермского Политеха провели комплексное исследование эмульсий и их влияния на проницаемость горных пород. Они впервые доказали, что степень закупорки пласта зависит от состава жидкости. Результаты эксперимента демонстрируют, насколько сильно та или иная эмульсия снизит проницаемость скважины. Это позволит инженерам подбирать наиболее безопасный состав, минимизируя потери добычи нефти после глушения. Статья опубликована в журнале «Недропользование». Исследование проведено при поддержке Российского научного фонда.
Исследование проводилось на образцах карбонатного коллектора — одного из самых сложных типов горных пород с точки зрения прогнозирования их поведения при контакте с жидкостями.
— Для эксперимента мы взяли образцы горной породы и поместили их в установку, которая позволяет воссоздавать пластовые условия: давление и температуру. Затем через керны прокачивали нефть, определяя исходную проницаемость. В эти образцы закачали эмульсии, различающиеся составом и концентрацией эмульгатора — вещества, соединяющего воду и масло, удерживая их в единой смеси. Это позволило сравнить, что сильнее влияет на снижение добычи — тип эмульгатора или его количество. Далее через образцы снова пропускали поток нефти, чтобы определить, насколько в итоге изменилась проницаемость, — рассказал Евгений Гладких, кандидат технических наук, доцент кафедры «Нефтегазовые технологии» ПНИПУ.
Все составы нанесли серьезный ущерб: после их закачки добыча нефти упала от пяти до 50 раз от исходной. При этом выяснилось, что большую роль играет не тип эмульгатора, а размер частиц в эмульсии. Чем мельче капли, тем глубже жидкость проникает в поры и тем прочнее там застревает. Именно поэтому состав с самыми мелкими частицами почти не вымывался из породы.
После этого ученые изучили, можно ли очистить загрязненные образцы. Они испытали несколько способов, способных восстановить проницаемость пород.
Исследователи оценили эффективность закачки в керн растворителя (изопропилового спирта), который должен разрушить эмульсию и облегчить ее выход из пор. После долгой выдержки она частично разрушилась, а добыча восстановилась в среднем в 3,5 раза. Ученые также протестировали воздействие ультразвуком на частотах 17, 20 и 28 килогерц. Такое воздействие создает колебания, которые должны отрывать капли эмульсии от стенок скважины. Однако ультразвук увеличил проницаемость образцов лишь на 18%.
Также результаты показали, что самый распространенный способ удаления жидкостей — пустить мощный поток нефти из пласта в скважину — оказался самым неэффективным. Даже когда давление сильно увеличили, проницаемость восстановилась всего в 1,1 раза. Это значит, что эмульсия осталась в порах и не вымылась.
Однако предложенные способы лишь помогают бороться с последствиями загрязнения скважины. Необходимо понять, как можно заранее уменьшить негативное влияние эмульсий.
— В ходе исследования мы выяснили, что при более низкой концентрации эмульгатора состав вымывается легче. Это связано с тем, что образуются более крупные частицы — они не закупоривают поры так сильно и легче смываются потоком нефти. Для проверки этого вывода ученые приготовили несколько составов с разным количеством эмульгатора (от 0,1% до 5%), закачали их в подготовленные образцы пород и сравнили, какая жидкость удалялась легче. В результате при наименьшей концентрации удалось восстановить проницаемость почти в пять раз, — дополнил Евгений Гладких.
Проведенное исследование показывает, что из-за неправильно подобранной эмульсии добыча нефти может упасть в десятки раз. Это значит, что на других месторождениях необходимо проводить аналогичные исследования, чтобы заранее оценить, как та или иная жидкость повлияет на добычу, и избежать дополнительных убытков.
Понимание того, как именно эмульсии закупоривают поры и почему их трудно удалить, также открывает возможность для разработки новых составов, которые будут легче существующих вымываться после ремонта.