Цифровой керн ― путь к стабильной газодобыче на шельфе

Добыча газа в Арктике станет эффективнее и безопаснее. Российские ученые, используя уникальное научное оборудование, воссоздали в лаборатории условия, возникающие в продуктивном пласте вокруг добывающих скважин. Они выяснили, при каких режимах разрушаются коллекторы, как уменьшить количество песка, выносимого из пласта в скважину с сырьем, и предложили практические рекомендации для обеспечения стабильной безаварийной работы скважин. Более того, исследования, проведенные в интересах одного конкретного месторождения, можно распространить на любое другое ― это обновленная методика, объединяющая геомеханические и цифровые исследования горных пород. Работу провели специалисты Института проблем механики им. А.Ю. Ишлинского РАН в рамках договора с ПАО «Газпром» и проектов Президентской программы РНФ.

Месторождения углеводородов в российской Арктике уникальны и огромны. В них в том числе сосредоточено около 70% от общего количества российского природного газа, при этом значительная его часть ― на шельфе, который уже начали разрабатывать. А с учетом стратегии развития региона и потепления, которое облегчает работу и открывает более широкое окно северной морской логистики и навигации, добыча на шельфе станет активнее. В то же время работы в прибрежной зоне, строительство морских добывающих платформ и бурение дороже и труднее, чем на суше, поэтому гарантировать безопасность и устойчивость стволов скважин необходимо еще на стадии проектирования. Ситуация осложняется еще и тем, что арктические нефтегазовые пласты сложены слабосцементированными песчаниками, в связи с чем значительно увеличивается риск разрушения стенок скважин и сопутствующих аварий, а также возникает проблема выноса песка.

«Породы арктического шельфа очень слабы: отдельные образцы, попадающие к нам в лабораторию, буквально рассыпаются в руке. Это ставит вопрос об устойчивости скважин: при понижении давления в скважине, что необходимо для вызова притока газа из пласта в скважину, породы в ее окрестности понемногу разрушаются, и скважина может разрушиться. Кроме того, вместе с газом в скважину поступает песок, который повышает износ подземного и наземного оборудования. Чтобы избежать аварий, нужно тщательно изучать процессы, протекающие в скважинах, и реакцию пород, но призабойная зона пласта труднодоступна для прямых измерений. Мы развиваем методику, позволяющую моделировать эти процессы в лаборатории», ― рассказал заведующий лабораторией геомеханики ИПМех РАН доктор физико-математических наук Юрий Федорович Коваленко.

Новый подход объединяет классические геомеханические испытания и цифровые технологии ― так называемый цифровой керн. Направление сформировалось в конце XX в. благодаря развитию вычислительных мощностей именно для помощи нефтегазовой отрасли. Томографические изображения образца породы преобразуются в трехмерную модель, которую затем можно изучать в виртуальном пространстве. Сама модель и данные о структурных и фильтрационных свойствах образца сохраняются в цифровых библиотеках, их можно использовать при проведении дальнейших исследований.

«Образцы керна ― это ценный ресурс, которого всегда недостаточно. Особенно если речь идет о слабых породах арктического шельфа, где извлечение и транспортировка затрудняют получение целостных образцов, сохранивших исходные свойства. Порода после поднятия на поверхность часто рассыпается в песок, и для исследований остается буквально несколько метров. Традиционные механические и гидродинамические испытания неизбежно приводят к разрушениям или необратимым деформациям материала. Сохранив 3D-модель в библиотеке цифровых двойников, мы можем обратиться к ней вновь, если потребуется дополнительная информация. Сейчас мы продолжаем развивать эти подходы в рамках проекта № 25-77-10005 президентской линейки грантов РНФ», ― отметил научный сотрудник лаборатории геомеханики ИПМех РАН кандидат физико-математических наук Валерий Владимирович Химуля.

Моделирование процессов, протекающих в породах, и исследование их свойств на цифровой копии ― более дешевый и быстрый способ, чем классические испытания. Полученные результаты становятся все более корректными, но полностью доверять компьютерному анализу пока нельзя ― выводы зачастую оказываются сомнительными и требуют перепроверки и верификации. Поэтому самым надежным подходом остается объединение геомеханических испытаний и цифровых методов.

Ученые ИПМех РАН моделировали напряженные условия в окрестности скважин месторождения с помощью Испытательной системы трехосного независимого нагружения (ИСТНН). Это уникальная научная установка, разработанная и сконструированная в институте. ИСТНН позволяет изучать деформационные, прочностные и фильтрационные свойства горных пород на кубических образцах керна с гранью 40 или 50 мм.

До начала геомеханических испытаний образцы были оцифрованы и проанализированы с помощью компьютерных инструментов. Исследование включало оценку пористости, неоднородности и дефектов материала. После физического воздействия на ИСТНН образцы повторно сканировались для регистрации возникших деформаций, что позволило изучить причины и процесс разрушения. Лабораторные исследования нескольких образцов породы позволяют детально описать поведение коллектора в процессе эксплуатации месторождения. Специалисты ИПМех РАН подтвердили эффективность методики, исследовав образцы пород-коллекторов из ряда месторождений природного газа Арктического шельфа России. На нынешнем этапе ученые определили, при каких перепадах давления стенки скважины сохраняют устойчивость, и выявили, в каких точках на стенках скважины и при каких напряжениях начинается разрушение породы ― образование так называемых вывалов. Со временем они увеличиваются, в скважину попадает все больше песка, и в результате ствол может обрушиться полностью. Понимая закономерности развития этих процессов, можно определить безопасные режимы эксплуатации еще на стадии проектирования, а также рекомендовать методы для укрепления стенок скважины.

Ученые выяснили, при каких условиях песок начинает попадать в скважины вместе с газом и как процесс пескопроявления меняется в зависимости от давления в скважине и геометрии забоя. Эта информация позволила подобрать оптимальные параметры гравийных фильтров, устанавливаемых в скважине, так, чтобы эффективно удерживать частицы породы, но не снижать продуктивность скважины.

«Фундаментальные проблемы нефтегазодобычи и их практическое решение ― одно из основных направлений научных исследований ИПМех РАН. Они проводятся в институте на протяжении многих десятилетий, у их истоков стояли выдающиеся русские ученые-механики, такие как академики П.Я. Кочина, С.А. Христианович, профессор В.М. Ентов. В ИПМех РАН были разработаны новые технологии: повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин ― метод направленной разгрузки пласта, обеспечения устойчивости наклонных и горизонтальных стволов при бурении и эксплуатации, прошедшие успешные опытно-промысловые испытания. В настоящее время, когда освоение нефтегазовых месторождений Арктического шельфа России стало особенно актуально, внимание наших ученых обратилось к проблемам их разработки, и, как видно, есть определенные успехи в этом направлении», ― отметил заместитель директора по научной работе ИПМех РАН, руководитель работ Владимир Иосифович Карев. 

Статья подготовлена при поддержке Министерства науки и высшего образования РФ