Кто бы мог подумать, что спасителем нефтяной скважины может стать… плохая эмульсия? Звучит как оксюморон, но именно к такому выводу пришли пермские ученые. Они выяснили, что привычные «жидкости глушения», которые закачивают в скважины для ремонта, чтобы те не фонтанировали, на самом деле ведут себя как коварные диверсанты. Вместо того чтобы мирно уйти после выполнения работы, они надолго застревают в порах горной породы, закупоривая их наподобие того, как микроскопическая капля жира забивает слив на кухне. Разница лишь в масштабе: забитая кухонная раковина — это неприятно, а забитый нефтяной пласт — это катастрофа, сулящая многомиллионные убытки.
Исследователи из Пермского политеха провели серию экспериментов с образцами карбонатной породы (кернами), воссоздав для них суровые пластовые условия — высокое давление и температуру. Они закачивали в эти образцы обратные эмульсии (те самые «смеси масла и воды», которые обычно считаются щадящими) и с удивлением обнаружили, что проницаемость породы падает в разы. В худшем случае она составила всего 1,95% от исходной. То есть скважина практически переставала «дышать». Главным злодеем оказалась не вязкость, как можно было бы подумать, а мелкодисперсность — чем стабильнее и мельче были капли воды в эмульсии, тем надежнее они застревали в порах, особенно когда порода была еще и сжата высоким давлением. Получался эффект «динамического запора»: чем сильнее пытаешься выкачать эту гадость обратно, тем плотнее она забивает каналы.
Ученые не только выявили проблему, но и нашли способ обратить ситуацию в свою пользу. Оказывается, ключ к спасению скважины — в уменьшении концентрации эмульгатора (того самого вещества, которое не дает воде и маслу расслоиться). Если сделать эмульсию чуть менее стабильной, то в порах она разрушается быстрее, превращаясь в обычную воду и масло, которые уже можно вымыть. Это как если бы вместо липкого и вездесущего майонеза в узкие щели попала смесь воды и масла — вычистить последнюю куда проще. В ходе экспериментов снижение концентрации эмульгатора позволило увеличить коэффициент восстановления проницаемости почти в 16 раз.
Но что делать, если беда уже случилась и скважина «задушена» слишком хорошей эмульсией? Тут у пермских инженеров есть два козыря. Первый — выдержка и спирт. Как ни странно, если дать эмульсии полежать в пласте пару недель, она начинает самопроизвольно разрушаться, а последующая закачка растворителя (например, спирта) довершает дело, возвращая породе проходимость. Второй способ — более хай-тек: ультразвук. Вибрация разбивает стойкие эмульсионные пробки, за счет кавитационных эффектов буквально вытряхивая их из пор. Правда, эффективность этого метода пока скромнее — около 18% прироста к остаточной проницаемости.
Вывод из этой истории звучит одновременно парадоксально и практично: если вы хотите, чтобы ваша скважина осталась живой и продуктивной после ремонта, не стремитесь делать жидкость глушения идеально стабильной. Лучшая эмульсия — та, которая немного несовершенна. Или, как шутят технологи, для здоровья пласта иногда полезно, чтобы его «лекарство» было с легким сроком годности. Теперь у нефтяников есть четкие рекомендации: нужно не бояться снижать концентрацию эмульгатора и смело применять ультразвук, чтобы бурить и добывать нефть без последствий для «пористого здоровья» коллектора.
Исследование опубликовано в журнале «Недропользование»
