Ученые ПНИПУ разработали технологию получения высокоточных 3D-печатных копий нефтяного керна

Перед началом добычи нефти необходимо изучать пористость, проницаемость и поведение породы в агрессивной среде. 3D-печатные копии позволят проводить комплексные исследования с экономией дорогостоящего керна — настоящих образцов породы из глубоких пластов. Ученые Пермского национального исследовательского политехнического университета разработали и запатентовали технологию воспроизведения фильтрационно-емкостных свойств керна, обеспечивающую точность совпадения копий с оригиналами не менее 95%. 

Для нефтяников керны — цилиндрические столбы породы — главные источники информации о пластах. Анализ таких образцов позволяет понять, есть ли там нефть и в каких пустотах она находится, как поведет себя пласт при добыче. На кернах испытывают, с какой скоростью и под каким давлением лучше закачивать воду, чтобы эффективно вытеснять нефть, пробуют разные химические растворы для отделения нефти и повышения эффективности ее извлечения, проверяют целостность пород при резких перепадах давления. Все эти данные собираются заранее, так как ошибки при бурении и обустройстве обходятся 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. 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 и рассчитывают, 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. 3D-принтеры изготавливают объекты на основе цифровых моделей, но у этого способа тоже есть ряд ограничений. Например, полученные томографией цифровые модели содержат 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. 

Ученым Пермского политеха удалось разработать технологию воспроизведения фильтрационно-емкостных свойств керна, обеспечивающую точность совпадения копии с оригиналом на уровне не менее 95%, сообщает пресс-служба вуза на портале Naked Science. 

«В мире решению данной задачи уделяется большое внимание. За последние несколько лет нами 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 доцент кафедры геологии нефти и газа ПНИПУ Александр Кочнев.

«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 научный сотрудник лаборатории методов создания и проектирования систем «материал-технология-конструкция» ПНИПУ Александр Осколков.

При разработке технологии проводился масштабный эксперимент, в ходе которого было изготовлено более двухсот пятидесяти 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 укладываемыми нитями расплава.

«Почти все известные ранее технологии воспроизведения фильтрационно-емкостных свойств керна отличались низкой точностью. Погрешность могла составлять до двухсот процентов. 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 добиваться точности воспроизведения до 95%: погрешность по пористости составляет менее 5%, по проницаемости — менее 10%. Это означает, что напечатанный образец почти неотличим по этим свойствам от естественного керна, добытого с многокилометровой глубины», — пояснил доцент кафедры геологии нефти и газа ПНИПУ Сергей Кривощеков.

Технология позволит нефтяным компаниям проводить неограниченное количество экспериментов на идентичных образцах, не рискуя уникальными природными кернами. 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 довольствоваться неточными данными, теперь можно действовать точно и уверенно. Кроме того, технология легко масштабируется. Напечатав один эталонный образец, можно создавать его дубликаты. Это позволит отказаться от дорогостоящего бурения новых скважин для добычи дополнительного керна.

А у вас есть интересные новости? Поделитесь с нами своими разработками, и мы расскажем о них всему миру! Ждем ваши идеи по адресу news@3Dtoday.ru