Виртуальная скважина снизит риск обрушения горных пород

Нефтяная отрасль — один из основных источников доходов для российского бюджета. В 2024 году ее доля составила около 30%, что эквивалентно 11,131 триллионам рублей. Регулярные простои нефтедобычи могут привести к экономическим потерям государства, что грозит ростом безработицы, сокращением социальных программ, зарплат, пенсий и ухудшением уровня жизни населения. Поэтому проводится регулярная оптимизация процессов извлечения нефти. На сегодняшний день одна из распространенных проблем, приводящих к простою, — последствия кислотной обработки. Скважину обрабатывают различными составами для повышения продуктивности, однако горные породы при этом становятся менее прочными.

Ученые ПНИПУ и ИПНГ РАН создали виртуальную копию скважины для прогнозирования изменения напряжений в пласте после кислотной обработки. Она позволит правильно рассчитать последствия от применения подобных технологий и определить риски снижения прочности породы. Это поможет предотвратить остановку производства и повысить продуктивность нефтедобычи.

Статья опубликована в Journal of Mining Institute. Исследование проведено в рамках Государственного задания «Исследование свойств нефтегазовых пластовых систем при физическом, геомеханическом и физико-химическом воздействии на трудноизвлекаемые запасы углеводородов для повышения эффективности их освоения» (FMME 2025-0010).

Россия – один из главных поставщиков нефти в мире, однако из многих месторождений тяжело добывать углеводороды. Особенно это относится к территориям Западной Сибири или Урала, где нефть залегает в труднодоступных пластах (подземных слоях горных пород). Для более эффективной добычи вместо обычных вертикальных скважин там бурят горизонтальные, идущие вдоль нефтяного слоя.

Чтобы нефть было проще извлекать, в горную породу закачивают специальный кислотный раствор и выдерживают несколько часов. Для некоторых горных пород обычно он состоит из соляной и фтороводородной кислот. Раствор разъедает глинистые частицы, соли и другие загрязнения, расширяет микротрещины, после чего вымывается на поверхность. Проблема в том, что кислота уничтожает не только загрязнения, но вместе с ней и цементирующие материалы. В результате песок перестает крепко «держаться» в пласте и скапливается в трубе вместе с нефтью. Это замедляет процесс, поскольку потребуется время на его извлечение, а также изнашивает внутрискважинное и поверхностное оборудование.

Чтобы понять, при каких режимах можно безопасно добывать нефть, и при этом не тратить средства на реальные эксперименты, применяют компьютерное моделирование — т.е. создают виртуальные копии скважины и процесса добычи с помощью специальных программ.

Существующие модели не учитывают всех факторов, поэтому ученые Пермского Политеха и ИПНГ РАН создали компьютерную модель, которая позволяет предсказать, как изменится состояние пласта после кислотной обработки, и понять, какие режимы добычи нефти эффективнее.

– Чтобы создать модель для предсказания поведения нефтяных пластов, мы взяли данные реальных экспериментов. В лаборатории мы проверяли, как стандартный кислотный состав (12% соляной кислоты + 3% фтороводородной) влияет на прочность песчаных пород. Мы брали образцы, насыщали их керосином, который имитирует нефть, а затем пропускали через них кислоту и наблюдали за изменениями, – комментирует Сергей Попов, заведующий лабораторией РАН, доктор технических наук.

Результаты ученые взяли за основу для моделирования и с помощью программы ANSYS создали виртуальную копию обычной горизонтальной скважины в пласте на глубине 1500 метров. Отследили изменение напряжений вокруг нее при разном давлении и времени обработки – от 14 минут до 4 часов.

– Чем сильнее депрессия (разница между давлением пласта и внутри скважины), тем больше растут напряжения. Но, если кислотную обработку выдерживать 4 часа, порода со временем может ослабиться. Интересно, что при низкой депрессии (1 МПа) в верхней и нижней частях скважины появляются небольшие напряжения, и именно в этих зонах действие кислоты может вызвать осыпание стенок. Поэтому им нужно уделять особое внимание. При кислотной обработке в 4 часа порода сохраняет запас прочности 1,5, то есть может выдержать в 1,5 раза больше действующей в данный момент нагрузки, – объясняет Сергей Чернышов, заведующий кафедрой «Нефтегазовые технологии» ПНИПУ, доктор технических наук.

Исследования ученых ПНИПУ и ИПНГ РАН позволили выявить условия добычи нефти после кислотной обработки в горизонтальных скважинах, которые позволяют сохранить запас прочности горных пород в 1,5. Это значит, что пласт способен выдержать давление в 1,5 раза превышающее текущие значения. Если бы коэффициент упал ниже 1, были бы возможны обрушения.

Созданная учеными ПНИПУ и ИПНГ РАН модель проверена для реальных условий одного из месторождений Пермского края. Она доказывает, что расчеты помогают подобрать безопасные режимы добычи и условия применения кислотной обработки в зависимости от горно-геологических особенностей. Результаты помогут прогнозировать устойчивость пластов на других месторождениях с похожими свойствами.

ПНИПУ

1430 статей

Пермский национальный исследовательский политехнический университет (национальный исследовательский, прошлые названия: Пермский политехнический институт, Пермский государственный технический университет) — технический ВУЗ Российской Федерации. Основан в 1960 году как Пермский политехнический институт (ППИ), в результате объединения Пермского горного института (организованного в 1953 году) с Вечерним машиностроительным институтом. В 1992 году ППИ в числе первых политехнических вузов России получил статус технического университета.

Показать больше

Закладка

Скопировать ссылку

Email

Печать

Twitter

VK

Telegram