ТЕРМОХИМИЧЕСКОЕ СТИМУЛИРОВАНИЕ НЕФТЕДОБЫЧИ

Гидроразрыв пласта холодной жидкостью и нагрев пласта перегретым паром – преимущественно применяемые сегодня технологии стимулирования добычи углеводородов. Это во многом определяется привлекательностью тепловых методов, связанной со значительным уменьшением вязкости и возможностью увеличения скорости добычи нефти. Но эти ведущие технологии имеют ряд недостатков экономического, ресурсосберегающего и экологического характера и могут быть усовершенствованы путём разогрева пласта теплом химических реакций бинарных смесей (БС).

 

На вопросы корреспондента журнала ТОЧКА ОПОРЫ относительно данной технологии отвечает доктор химических наук, заведующий лабораторией Института биохимической физики им. Н.М.Эмануэля РАН (ИБХФ РАН), научный руководитель проекта: «Технология термохимического стимулирования нефтедобычи» Евгений Николаевич Александров.

 

– Евгений Николаевич, как вы оцениваете современное положение нефтедобывающей отрасли в России и мире в целом?

– В настоящее время в мире складывается критическая ситуация с добычей углеводородов, главным образом потому, что запасы, находящиеся на малых глубинах, уже разведаны, а разработка тех, что залегают на больших глубинах, дорогостоящая и требует специальной техники. Тем не менее, именно глубинные запасы сейчас являются приоритетом, особенно для западных стран. В России это направление ещё мало освоено, причина этому – высокая стоимость техники. Поскольку стоимость разведки и добычи также растёт, то соответственно быстро растут и цены на нефть. Но самый главный недостаток сложившейся ситуации, критическая точка, – то, что прирост разведанных запасов сильно отстаёт от добычи, мы вынимаем нефть быстрее, чем наращиваем её запасы. Поэтому кризиса удастся избежать лишь в течение ближайших 3-4 лет, а через 5-6 лет, неизбежно придётся сокращать добычу.

 

– Что может в столь короткий период переломить ситуацию в лучшую сторону?

– Выход есть, но существует несколько проблем решения этой задачи.

 

Первое – это, конечно же, поиск новых месторождений и неизбежное резкое подорожание нефти через несколько лет, хотя и сейчас она недешёвая. Ситуацию отчасти, а, может, и полностью, удастся разрешить, если мы перейдём к методам интенсификации добычи нефти, таким же контролируемым и надёжным как американский способ гидроразрыва пласта и канадская технология, которая, кстати говоря, не является ресурсосберегающей.

 

По канадской технологии чтобы получить одну тонну битума или нефти, необходимо закачать в пласт 2,5-5 тонн пара, что, естественно, вызывает сильное обводнение. Легко посчитать, что после добычи таким методом всего 18% от продуктивного пласта, основная часть подводимого тепла начнёт уходить на нагрев воды в пласте. Поэтому сейчас главная задача – тестирование и внедрение метода добычи термохимическим способом без обводнения. Добыча с помощью бинарных смесей – решение указанной задачи, позволяющее сократить обводнение в 10 раз. Ранее невозможно было применять эту систему, потому что не было контроля текущей температуры на забое. Сейчас, когда этот контроль налажен, мы можем производить отладку технологии, получать максимальный КПД и двигаться дальше, в перспективе составив конкуренцию канадской технологии.

Второе направление, которое может разрешить наметившуюся кризисную ситуацию, заключается в возможности борьбы с обводнением, что является глобальной проблемой. До сих пор везде и всегда воду обязательно закачивали в пласт, в т. ч. в Арабских Эмиратах, где, казалось бы, проблема добычи нефти не стоит. Дело в том, что по мере добычи нефти пластовое давление, которое способствует извлечению нефти на поверхность, падает, соответственно, уменьшается и скорость добычи. Повышение давления посредством закачки воды (иногда и морской) сильно обводняет пласт. И вот сейчас из-за того, что большинство месторождений сильно обводнены, сложилась парадоксальная ситуация: когда, например, соотношение нефти и воды в пласте 50% на 50% – добывается в основном вода, 80-85%. Она оттесняет нефть от скважины, т. к. имеет большую плотность. Но на таких месторождениях ещё много нефти, которую можно было бы добыть, применив систему выгодной добычи флюида. В США подобные запасы составляют около 40%, в России – это 60-62%.

 

– Каким же образом возможно бороться с сильным обводнением пласта?

– В принципе, если бы удалось превратить пласт в «подземную котельную», когда на глубину закачивается окислитель нефти, и наладить разработку пласта, то можно утверждать, что даже при 90%-ной обводнённости добыча флюида может быть выгодной. Разогрев пласта (и нефти, и воды) достигается путём сжигания части из 10% оставшейся нефти. На самом деле, 90% – граничная концентрация воды в пласте, при которой имеет смысл вести разработку, потому что придётся сжечь половину имеющейся нефти, т.е. 5% флюида, чтобы нагреть всю систему на 100°С. При этом вязкость нефти падает в несколько раз, вязкость воды, о чём редко упоминают, падает в 4-5 раз, а добыча флюида резко возрастает. А если, допустим, в пласте 80% воды и 20% нефти, то достаточно сжечь лишь четверть, т.е. те же 5%, и добыча остального флюида сильно облегчится. Эта стезя совершенно не освоена, пока она является чисто теоретической.

 

– А что мешает активному внедрению методики «подземной котельной»?

– Вся предыдущая история развития метода подземного горения привела к тому, что выжигание нефти в пласте стало пугающим. Например, в России 60 лет назад было объявлено, что метод пластового горения – это новый способ добычи нефти, который резко улучшит показатели добычи. В результате несколько институтов занимались разработками в этой области, выжигали при экспериментах большое количество нефти, но в силу того, что процесс был абсолютно неконтролируемым, наладить отбор нагретой нефти не удавалось. Когда в одну скважину закачивали воздух, раздувая пласт как сырые дрова (вначале можно было даже нагревать нефть паром до 200°С), то образовывался фронт горения, где температура поднималась до 500-800°С. Всё зависело от скорости подачи воздуха, пористости и т.д. Фронт горения двигался достаточно медленно к соседним скважинам, которые были приёмными, а отбор нефти из этих скважин возможен был лишь кратковременный, т.к. он производился только из областей пласта перед фронтом горения – после него фактически нефти для забора не оставалось. Это «выжигание» нефти, когда добывалось не более 1% от количества нефти, которое сгорало, довольно долго пропагандировалось как перспективная технология. Сейчас практически нигде пластовое горение не применяется, но стереотип остался: если используется горение, то это бессмысленная, расточительная трата ресурсов.

 

– Но ведь пластовое горение и окисление нефти с помощью химических реагентов, закачиваемых в пласт, не одно и то же?

– Горение нефти с энергетической точки зрения то же самое, что и окисление, но если мы сможем закачивать в пласт тепло контролируемым образом, удерживая температуру на уровне 200-300°С, не выше, чтобы не возникало горения, то окислитель будет действовать в заданной области его закачки. При этом там будет разжиженная нефть, частичный крекинг, так называемая «облагороженная нефть», и можно наладить добычу, в т.ч. флюида, содержащего до 90% воды. Современные технические возможности это позволяют, сейчас разработана и используется техника, которая позволяет с хорошей точностью контролировать параметры нефтяного пласта, и данная технология получит распространение в течение ближайших 2-3 лет. Ведь при добыче битумов часть извлечённой на поверхность нефти, около 25%, приходится сжигать, чтобы вновь закачать пар в пласт. При закачке в пласт окислителя достаточно будет сжечь не 25%, а 5%. К проверке этой идеи мы сейчас приступаем на Туймазинском месторождении.

 

– Какое значение имеет эксперимент на скважинах?

– Большое значение. Решающее. Но это дорогой эксперимент. Несмотря на то, что для испытаний, как правило, предоставляют скважины с наихудшими показателями, тем не менее за 12 лет работы экспериментальный материал нами набран, и он позволяет судить о перспективности дальнейшего развития и о направлении, в котором необходимо двигаться. В частности, ОАО «ЛУКОЙЛ» предоставил нам для экспериментов 5 скважин. Мы близки к решению многих проблем, но скважина – слишком сложный объект.

 

Поэтому работать с ними необходимо серьёзно и с почтением. Никаких технических препятствий сегодня я не вижу. Современная техника, хоть она и недешевая, предоставляет множество вариантов для строительства и обслуживания скважин. И она окупает себя. Указанные проблемы решаемы, и сейчас, строя свои модели на базе современных технических возможностей, мы стараемся доказать это.

 

– Возможна ли добыча нефти с одновременным принятием мер по сокращению обводнения флюида?

– Да, это применение химического метода добычи с использованием кристаллогидратов, когда вода остаётся в пласте в виде аллюмоцементов. Что это такое? По аналогии с обычным цементом это кристаллогидрат, ион алюминия, который способен удерживать химической связью до 6 молекул воды. Когда алюминий отбирает кислород у окислов железа, где энергия связи в 2 раза меньше, выигрыш получается 100 кКал на моль – очень большое количество энергии, а на второй фазе реакции образуются аллюмоцементы. Этот процесс перспективный, но ещё плохо исследованный, его надо дорабатывать и внедрять на скважинах. Он тоже, очевидно, получит распространение, но не скоро. Всё решается конкретно на скважинах, которые надо научиться разрабатывать новыми методами. Ключевым вопросом здесь является контроль протекания процессов, ведь не бывает котельной, где не отслеживались бы параметры: сколько выделилось тепла, какова текущая температура, каково давление и т.д. А любой разрабатываемый пласт – это «чёрный ящик». При воздействии на него о процессах, проходящих в его толще, можно только строить многочисленные гипотезы. Вроде бы всё сходится, но нет постоянной регулировки, как в котельной. Когда нам удастся перейти к режиму постоянно действующей регулировки, отладки и оптимизации процесса – только тогда всё встанет на свои места. Когда удастся достичь связи между закачкой тепла и добычей нефти, тогда это будет переход к цивилизованным, энерго- и ресурсосберегающим методам.

 

– Какие оценочные расчёты можете привести в подкрепление состоятельности выше описанных методов добычи нефти?

– В качестве примера можем рассмотреть стимулирование добычи тяжёлой нефти плотностью 0,96 т/м3, находящейся в терригенном коллекторе (песчанике) пористостью 20% при начальной температуре 40°С. При повышении температуры до 140°С вязкость уменьшается от 400 до 25 сПуаз. Затраты тепла на такой прогрев одного кубометра терригенного коллектора, содержащего 200 литров нефти, составляют 210 МДж. Второй, третий и каждые последующие нагревы потребуют в два раза меньших затрат на химреагенты по сравнению с первым нагревом. Отношение тепла, введённого в коллектор с нефтью, и тепла, введённого в нефть, заполняющую поры указанного коллектора, видно из равенства:

С/Сн*a = 2,29/2,016*0,2 = 5,67

 

Здесь С и Сн – теплоёмкость коллектора с нефтью и теплоёмкость нефти соответственно, a – пористость коллектора в долях. Т.е. количество тепла в коллекторе значительно превышает количество тепла в нефти. Поэтому при остывании через нагретый коллектор, должна пройти и нагреться изначально холодная нефть, объём которой в 5 раз превышает объём нефти в нагретом коллекторе. При откачке нефти через 1 м3 нагретого коллектора должна пройти и нагреться изначально холодная нефть объёмом, близким к 1 м3. Для нагрева на 100°С одного кубометра породы пласта вместе с нефтью (коллектора) необходимо 210 МДж. Стоимость химикатов для нагрева на 100°С 1 м3 коллектора составляет 50$ (стоимость химикатов для выделения 4,2 МДж энергии при реакции бинарных смесей не превышает 1$).

 

 

Спецкор Майя ЭТРЕКОВА

 

Учреждение Российской академии наук

Институт биохимической физики

им. Н.М.Эмануэля РАН

(ИБХФ РАН)

119334, г. Москва,

ул. Косыгина, д. 4

тел.: +7 (495) 939 7318

факс: +7 (495) 954 9472

e-mail: Этот адрес электронной почты защищен от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.