Представьте, что Земля — это гигантский многослойный пирог. Верхний слой Земли — это почва, ниже залегают пески, затем следует переслаивание различных типов пород, а на глубине нескольких километров располагаются пласты, насыщенные нефтью или газом. Когда геологи бурят скважину, им нужно не просто сделать узкое отверстие, а понять, из чего именно состоят эти глубокозалегающие слои. Для этого при бурении используют специальную трубу с полой коронкой: она вырезает из глубины цилиндрический столб породы. Такой образец называют керном — по сути, это точный срез подземного «пирога».

Для нефтяников керн — главный источник информации о пласте: только он дает прямые ответы, есть ли там нефть, в каких пустотах она находится и сможет ли вытекать. Сегодня такие образцы используют для того, чтобы понять, как поведет себя пласт в реальных условиях. На нем испытывают, с какой скоростью и под каким давлением лучше закачивать воду, чтобы эффективно вытеснить нефть. Пробуют разные химические растворы, которые помогают отделить нефть от стенок пор и повысить эффективность ее извлечения. Проверяют, не разрушится ли порода от резкого перепада давления. Все эти данные нужны, чтобы не ошибиться на настоящей скважине: ее бурение и обустройство обходятся в сотни миллионов рублей, и ошибка стоит очень дорого.

Проблема в том, что керна всегда мало, идентичных образцов в природе нет, а каждый эксперимент с ним — последний. Из скважины глубиной в несколько километров, как правило, поднимают всего несколько десятков метров керна: экономически слишком дорого извлекать его по всей длине скважины, кроме того, порода часто крошится. А любое серьезное исследование — прокачка горячей воды, кислоты, газа под давлением — безвозвратно меняет структуру или разрушает образец. Получается, что его можно использовать всего один раз. Это создает проблему для геологов, которые не могут исследовать действие разных химических составов и методов воздействия на одном и том же материале. Приходится ждать следующий образец.

Сегодня эту проблему пытаются решить двумя способами, но каждый из них имеет свои недостатки. Первый — компьютерное моделирование. Инженеры создают цифровую модель керна на основе томографии (объемный рентгеновский снимок) и рассчитывают математически, как через него будет течь жидкость. Проблема в том, что расчет течения жидкости — это только часть картины. Сложные химические реакции и поведение породы в агрессивной среде модель предсказывает лишь приблизительно, поэтому ее все равно приходится проверять и настраивать на настоящем керне — а он при этом разрушается.

Второй перспективный способ — создание реплик с помощью 3D-печати. Существующие 3D-принтеры изготавливают объекты на основе цифровой модели. Однако данный способ также связан с рядом ограничений. Например, цифровая модель, полученная при томографировании керна, содержит изолированные поры, которые не участвуют в процессе переноса нефти и газа через породу. Такие поры зачастую мешают точному воспроизведению фильтрационно-емкостных свойств горной породы, а именно пористого пространства, отвечающего за течение жидкости.

Другим недостатком является закупоривание пор расходным материалом для печати. Кроме того, их размер может быть слишком мал для прямого воспроизведения методами 3D-печати. Большую значимость также имеет отличие свойств горных пород от материалов, применяемых для печати. В итоге готовая копия образца может в разы отличаться от оригинального керна по объему пористого пространства и проницаемости. Данные проблемы в разной степени характерны для всех методов 3D-печати.

В ходе исследований ученым Пермского Политеха впервые в России удалось разработать технологию воспроизведения фильтрационно-емкостных свойств керна, обеспечивающую точность совпадения копии с оригиналом не менее 95%. На изобретение получен патент.

— В мире решению данной задачи уделяется большое внимание. За последние несколько лет нами были исследованы возможности нескольких методов 3D-печати, в области применения которых существовали значительные пробелы. Один из них FDM/FFF 3D-печать, которая была наименее исследована и обладала наибольшими перспективами с нашей точки зрения. Сам метод заключается в экструзии термопластичного материала и формировании изделия слой за слоем по заданной траектории. Синтез ряда известных подходов с нашими собственными наработками позволил достичь желаемых результатов и определить пути дальнейшего развития, — рассказал Александр Кочнев, кандидат технических наук, доцент кафедры «Геология нефти и газа» ПНИПУ.

Разработанная технология заключается в следующем:

— Сначала мы создаем цифровую 3D-модель керна на основе результатов компьютерной томографии. Затем производится ее адаптация, включающая, в частности, удаление изолированных пор, которые мешают формированию траекторий для печати и далее точному воспроизведению порового пространства керна. Следующим шагом является непосредственно 3D-печать копии керна. На данном этапе важную роль играет не только формирование специфических траекторий, но и учет влияния различных технологических параметров печати на итоговые фильтрационно-емкостные свойства копии. В значительной мере выявление таких зависимостей позволяет достигать высокой точности воспроизведения и применять данную технологию для пород-коллекторов различных типов, — рассказал Александр Осколков, кандидат технических наук, научный сотрудник лаборатории методов создания и проектирования систем «материал-технология-конструкция» ПНИПУ.

При разработке технологии проводился масштабный эксперимент, в ходе которого было изготовлено более 250 копий образцов керна. Результатами эксперимента стали подход к адаптации цифровых 3D-моделей под цели 3D-печати, разработка стратегии формирования траекторий для 3D-печати, а также установление зависимостей фильтрационно-емкостных свойств копий керна от технологических параметров печати. Эксперимент показал, что наибольшее влияние оказывают объемный расход материала и процент перекрытия между его валиками.

— Почти все известные ранее технологии воспроизведения фильтрационно-емкостных свойств керна отличались низкой точностью. Погрешность могла составлять до 200%. Исключением является технология SLA или лазерная стереолитография, но она ограничена применением жидких фотополимерных смол, которые критически отличаются по своим свойствам от горных пород. В то же время метод FDM/FFF 3D-печати позволяет использовать термопластичные композиции с высоким содержанием минералов. Результаты проведенных коллективных экспериментов показали, что наша технология позволяет добиться точности воспроизведения до 95%: погрешность по пористости составляет менее 5%, по проницаемости — менее 10%. Это значит, что напечатанный образец почти неотличим по этим свойствам от естественного керна, добытого с многокилометровой глубины, — объяснил Сергей Кривощеков, кандидат технических наук, доцент кафедры «Геология нефти и газа» ПНИПУ.

Применение технологии позволит нефтяным компаниям проводить неограниченное количество экспериментов на идентичных образцах, не рискуя уникальным природным керном. Теперь на одной копии можно проверить закачку воды, на второй — закачку газа, на третьей — дорогие полимеры для вытеснения нефти. Результаты сравнения становятся честными, потому что все образцы абсолютно одинаковы. Там, где раньше приходилось полагаться на приблизительные оценки или смиряться с неточными данными, теперь можно действовать точно и уверенно. Кроме того, технология легко масштабируется. Напечатав один эталонный образец, можно создавать его дубликаты. Это позволяет отказаться от дорогостоящего бурения новых скважин для добычи дополнительного керна.

Разработка пермских ученых превращает уникальный и дефицитный природный материал в «расходный» для науки. Технология может стать стандартным инструментом для геологических лабораторий, позволяя повышать точность экспериментов, сокращать затраты на исследования и отбор керна, внедрять более эффективные методы добычи на реальных скважинах.

Нашли опечатку? Выделите фрагмент и нажмите Ctrl + Enter.

Подписывайтесь на нас в Telegram, Яндекс.Новостях и VK