Ученые Пермского Политеха объяснили, почему после ремонта скважин падает добыча нефти

Нефтяные скважины периодически приходится останавливать для ремонта – замены оборудования или воздействия на пласт. Во время простоя, который может длиться дни или недели, в скважину закачивают обратные эмульсии. Они создают давление, превышающее пластовое, и не дают нефти и газу вырваться на поверхность. После ремонта эмульсию обычно пытаются удалить, создавая перепад давления, чтобы приток нефти вытеснил ее.

Считалось, что обратные эмульсии – оптимальное решение, поскольку они почти не впитываются в породу и не закупоривают поры. Однако на практике после глушения проницаемость пород часто снижалась, и падение добычи списывали на другие факторы – отложение парафинов, образование солей или набухание глин. До сих пор системных исследований влияния самих эмульсий не проводилось.

Эксперимент на карбонатном коллекторе

Ученые Пермского Политеха воссоздали пластовые условия в лаборатории, используя образцы карбонатного коллектора – одного из самых сложных типов горных пород. Через образцы сначала прокачивали нефть, измеряя исходную проницаемость, затем закачивали эмульсии с разным составом и концентрацией эмульгатора, а после снова пропускали нефть, чтобы оценить изменения.

Результаты оказались впечатляющими: после закачки эмульсий добыча нефти упала от пяти до 50 раз по сравнению с исходной. Причем решающим фактором оказался не тип эмульгатора, а размер частиц. Чем мельче капли эмульсии, тем глубже они проникают в поры и тем прочнее там удерживаются. Состав с самыми мелкими частицами практически не удалось вымыть.

Способы восстановления и превентивные меры

Исследователи также опробовали несколько методов очистки загрязненных образцов. Закачка растворителя (изопропилового спирта) и длительная выдержка позволили восстановить проницаемость в среднем в 3,5 раза. Обработка ультразвуком на частотах 17, 20 и 28 кГц повысила проницаемость лишь на 18%. Самым неэффективным оказался стандартный метод – сильный поток нефти: он увеличил проницаемость всего в 1,1 раза, то есть эмульсия осталась в порах.

Однако гораздо важнее – предотвратить загрязнение. Ученые выяснили, что при низкой концентрации эмульгатора (от 0,1% до 5%) образуются более крупные частицы, которые легче вымываются. В эксперименте с наименьшей концентрацией удалось восстановить проницаемость почти в пять раз. Таким образом, подбирая состав эмульсии заранее, можно значительно снизить потери добычи.

Результаты исследования, опубликованные в журнале «Недропользование», показывают, что из-за неправильно подобранной эмульсии добыча может упасть в десятки раз. Теперь нефтяные компании могут тестировать жидкости на образцах пород со своих месторождений, чтобы выбрать наиболее безопасный состав и избежать дорогостоящих восстановительных работ. Работа выполнена при поддержке Российского научного фонда.