Нанотехнологии в добыче нефти

УДК 622.276.1/.4.001

© А.Я. Хавкин, 2007

Нанотехнологии в добыче нефти

А.Я. Хавкин (ИПНГ РАН)

В России сосредоточены огромные запасы нефти и газа. Добыча и продажа этих энергоресурсов обеспечивают значительные поступления в российский бюджет.

Существенный рост добычи в России во второй половине ХХ века был обеспечен открытиями уникальных месторождений с приемлемыми геологическими условиями залегания нефти. В настоящее время деятельность нефтяных компаний на территории России сопряжена со сложными технологическими проблемами, поскольку около 2/3 имеющихся запасов нефти и газа относятся к категории трудноизвлекаемых. Высокая стоимость технологий их добычи снижает доходность по сравнению с добычей нефти на Ближнем Востоке, в Африке и даже в ряде случаев в Северном море. Развитые страны мира тратят значительные средства на развитие нефтяной науки, что позволяет создавать высокорентабельные технологии для извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти.

Согласно материалам Лондонского форума по нефтеотдаче применение уже освоенных современных технологий позволит повысить средний проектный коэффициент извлечения нефти (КИН) до 50% к 2020 г., что означает увеличение мировых доказанных извлекаемых запасов нефти в 1,4 раза (т.е. на 65 млрд. т) [1].

В последнее десятилетие огромное значение для создания рациональных технологий разработки трудноизвлекаемых запасов нефти в России имело применение различных модификаций горизонтальных скважин и гидроразрыва пласта. Не умаляя значимости этих технических решений, отметим необходимость более глубокого изучения механизма вытеснения нефти из нефтяных залежей в добывающие скважины.

Нефтенасыщенные пласты представлены пористыми материалами с различными размерами пор, поровых каналов и вещественными составами пород, определяющими особенности взаимодействия пластовых и закачиваемых флюидов с породой. С учетом отмеченного можно сделать вывод о том, что вытеснение нефти из нефтяных залежей в добывающие скважины является не механическим процессом замещения нефти вытесняющей ее водой, а сложным физико-химическим процессом, при котором определяющую роль играют явления ионнообмена между пластовыми и закачиваемыми флюидами с породой [2-5], т.е. наноразмерные явления.

В последние годы при изучении и регулировании наноразмерных процессов в мире получены фундаментальные результаты в ряде научных направлений [6,7]. Нанотехнологический подход означает целенаправленное регулирование свойств объектов на молекулярном и надмолекулярном уровне (0,1-100 нм), определяющем фундаментальные параметры физических объектов [7,8]. Наночастицы недостаточно велики для непосредственного наблюдения и изучения и слишком велики для квантовомеханических расчетов. Поэтому при моделировании их можно рассматривать в качестве элементов объектов большего размера [7].

Термин нанонаука возник не так давно, но многие из давно изучаемых макроразмерных процессов учитывали явления, происходящие на наноуровне, следовательно, их можно отнести к нанонауке [7]. Это характерно для наук о Земле в сфере нефтегазодобычи.

В числе важнейших научно-технических проблем нефтегазодобычи вице-президентом РАН Н.П. Лаверовым отмечены разработка математических моделей управления процессами извлечения нефти с использованием химических, физических, тепловых и иных методов воздействия на пласт; промышленная разработка и применение новых технологий нефтегазодобычи; создание и освоение технологий сжижения природного газа [9]. Основой этих направлений является геология, где роль нанонауки уже обозначена в механизмах минераллообразования и выветривания горных пород, преобразовании одних глинистых минералов в другие [7,10]. На основе изучения наноразмерных комплексов в 1980-1990 гг. возникло новое направление – наноминералогия [11]. Примерно в те же годы стали активно исследоваться явления ионнообмена в процессах нефтегазодобычи [2]. Поскольку характерные радиусы ионов не превышают 1 нм [12], технологии регулирования ионообменных явлений в нефтегазовых системах относятся к нанотехнологиям.

К объектам исследований нанонауки относятся ультрадисперсные системы (УДС), в том числе глины, аэрозоли, мицеллярные коллоидные растворы, полимерные золи и гели, пленки жидкости на поверхности [8]. Эти объекты также очень важны для нефтегазовой сферы.

Механизм перемещения нефти в пласте и ее извлечения во многом определяется молекулярно-поверхностными процессами, протекающими на границах раздела фаз (породообразующие минералы – насыщающие пласт жидкости и газы – вытесняющие агенты) [13]. Поэтому проблема смачиваемости – одна из важнейших проблем нанонауки в нефтегазовой сфере [14].

Поскольку глины являются ультрадисперсными системами [14], огромный объем исследований по регулированию состояния глинистых минералов в пористых средах с полным основанием можно отнести к нанонауке. К ней также следует отнести исследования газогидратов, ряда процессов регулирования свойств перекачиваемой нефти и защемленного водой газа, водонефтеподготовку.

Технологии нефтегазодобычи, основанные на регулировании ионообменных процессов и зарядовых взаимодействий – это технологии регулирования смачиваемости и толщины пленок жидкостей на поверхности пород, состояния глинистых минералов, химического состава подаваемых в скважины агентов, термотехнологии, биотехнологии, технологии на основе применения физических полей. Вице-президентом РАН Н.П. Лаверовым нанотехнологии отмечены в качестве важнейших проблем развития нефтегазодобычи [9].

Эффективность вытеснения нефти из нефтяных пластов определяется разномасштабными процессами. По применяемым методам мероприятия по воздействию на нефтяные пласты могут быть разделены на:

  • уточнение системы разработки (уплотнение сетки скважин, группирование объектов и пластов) - С;
  • гидродинамические (Циклическое воздействие, изменение направления фильтрационных потоков, депрессии в добывающих или нагнетательных скважинах) –
  • технические (гидроразрыв, бурение горизонтальных и наклонно направленных скважин, зарезка боковых стволов, перфорация, режим бурения) - ТН;
  • химические (применение ПАВ, полимеров, щелочей, кислот, эмульсий, солей, гелей, ШФЛУ, силикатов) – Х;
  • газовые (использование углеводородного и дымового газов, азота, водогазовых смесей, пен, термонеустойчивых агентов) – Г;
  • тепловые (закачка горячей воды, пара, термогенерирующих агентов) – Т;
  • физические (магниты, вибротехнологии, электровоздействие) – Ф;
  • биологические (на основе биотехнологий)- Б;
  • комбинированные (К-из первых трех групп, КХ - не только из них).

Буквенные обозначения групп технологий позволяют более кратко записывать тип мероприятия. С - технологии, основанные на изменении расположения скважин, имеют характерный масштаб сотни метров, ТН - технологии гидроразрыва и горизонтальных скважин – десятки и сотни метров, ТН – технологии перфорации – метры, Х- технологии ликвидации заколонных перетоков - сантиметры и не могут быть отнесены к нанотехнологиям, КХ – технологии очистки закачиваемых вод (полимерные (загущающие), гелевые, полимер - дисперсные, водогазовые) – микрометры также не могут быть отнесены к нанотехнологиям. Следовательно, к нефтегазовым нанотехнологиям относятся Т, Ф, Б – технологии. Г - и Х- технологии занимают промежуточную позицию между нанотехнологиями и макротехнологиями в зависимости от применяемых реагентов и механизма их взаимодействия с нефтяным коллектором.

Анализ молекулярно- поверхностных процессов на границах раздела фаз в пористых средах привел автора к выводу об определяющей роли капиллярного гистерезиса в процессах вытеснения нефти в пористых средах [3-5]. Капиллярный гистерезис зависит от смачивающих свойств поверхности пород, определяемых зарядовыми взаимодействиями, шероховатости твердой поверхности и химической неоднородности [5]. При этом в гидрофильной, и гидрофобной среде капиллярный гистерезис направлен против движения вытесняемой нефти.

В соответствии с предложенной автором моделью вытеснения нефти в пористых средах [3-5] нефть с самого начала вытеснения разбивается на случайную систему кластеров вследствие зарядовых взаимодействий (наноявлений) в нефтяном пласте. Движение кластеров имеет одинаковую схематизацию на микроуровне, уровнях элементарного физического объема и макромасштаба пласта. На всех уровнях движение кластеров нефти определяется гидродинамическим напором закачиваемого агента и противодействием капиллярного гистерезиса. На микроуровне капиллярный гистерезис обусловлен гистерезисом углов смачивания, на уровнях элементарного физического объема и пласта – гистерезисом капиллярного давления при пропитке и дренировании.

В традиционных расчетах наноявлениями ионнообмена между водной фазой и глинистыми минералами пренебрегали. Учет указанных явлений [2,4,5] показал, что при этом происходят весьма существенные макроизменения в процессе вытеснения нефти в пористых средах.

Приведем примеры значимости наноявлений в добыче нефти.

Пример 1. КИН значительно уменьшается с увеличением доли глинистых минералов Кгл в нефтяном пласте [5].

Учет ионообменных процессов между закачиваемой в пласт водой и скелетом пористой среды (с глинистыми минералами) и способы их регулирования послужили основой технологий (которые в соответствии с современным пониманием можно назвать нанотехнологии), позволивших повысить степень выработки пластов и дебиты скважин [2,4,5]. На основе изучения ионообменных явлений с глинистой составляющей нефтяных пластов были установлены существенные изменения (на 2-3 МПа) полей давления в залежах, определено влияние особенностей нефтяных пластов и вязкости нефти при изменении минерализации закачиваемой воды и др.

Экспериментальные исследования и промысловые испытания этих технологий подтвердили правильность научных выводов. Дополнительная добыча нефти превысила 0,5 млн. т [5].

Пример 2. Рассмотрим влияние плотности сетки скважин (ПСС) на КИН. Это один из важнейших вопросов разработки нефтяных месторождений [15]. С уменьшением числа скважин относительно их проектного числа снижается себестоимость добычи нефти, а, следовательно, растет прибыль.

Традиционные математические модели многофазной фильтрации в пористых средах были основаны на крупномасштабном описании пористых сред с характерным размером элемента пористой среды от сантиметра и более. Капиллярными эффектами как таковыми пренебрегали и считали, что они усредненно учитываются в так называемых фазовых проницаемостях, которые различны для воды и нефти. При этом не объяснялась роль ПСС.

Определение зависимости фазовых проницаемостей от проницаемости коллектора и ПСС весьма сложное. В то же время применение одних и тех же фазовых проницаемостей для пластов различной проницаемости и на участках с разной ПСС означает пренебрежение влиянием ПСС на КИН в гидродинамических расчетах. Возникло расхождение между опытом разработки и принципами, заложенными в традиционно используемые гидродинамические стимуляторы. Такое пренебрежение наноявлениями смачивания в системе нефть-вода-порода приводило к устоявшемуся выводу о том, что при этом КИН не уменьшится, следовательно, увеличение текущей доходности путем остановки малодебитных скважин весьма желательно.

Важно отметить, что учет расклинивающего давления при движении капель в капилляре приводит к нелинейной зависимости скорости от перепада давления даже для одной капли ньютоновской нефти [16]. Это означает, что в лаборатории на вискозиметре можно получить линейные зависимости скорости нефти от перепада давления (т.е. начальный градиент для фильтрации нефти G2=0), а в пласте нефть, двигаясь как система кластеров, будет проявлять неньютоновские свойства (т.е. G2>0). Следовательно, теоретические оценки по традиционным моделям без учета наноявлений будут искажать прогнозные КИН.

Расчеты с учетом наноявлений смачивания показали, что уменьшение ПСС с 50 до 100 га/скв снижает КИН на 10 пунктов и итоговую добычу нефти по участку на 50 тыс. т/100 га [5]. Таким образом, остановка части скважин увеличивает текущий отбор нефти из работающих скважин при уменьшении КИН. Следовательно, остановка большого числа малодебитных скважин при общей рентабельной добыче нежелательна.

Пример 3. Известно, что остаточная нефть отличается от начальной по физико-химическому составу из- за того, что в первую очередь из пласта выходят более легкие компоненты. Рассмотрим изменение КИН при отборе начальной остаточной нефти.

Допустим, что нефть вязкостью 0,7 мПа*с состоит наполовину из компонентов вязкостью 0,6 мПа*с и наполовину из компонентов вязкостью 0,8 мПа*с. При проницаемости 0,035 мкм2 КИН при вязкости нефти 0,7 мПа*с составит 0,318. Полусумма КИН при отборе компонентов нефти вязкостью 0,6 и 0,8 мПа*с составит 0,313. Это означает, что можно оценивать КИН при вязкости нефти 0,7 мПа*с как полусумму значений при отборе компонентов нефти вязкостью 0,6 и 0,8 мПа*с. Но если отобрать сначала более легкие компоненты, то КИН остаточной нефти вязкостью 0,8 мПа*с составит только 0,194.

Таким образом, расчеты с учетом наноявлений смачивания показали, что из-за значительно более низкого КИН довыработка нефтяного пласта с остаточной нефтью будет намного менее рентабельна, чем целенаправленная добыча максимального объема нефти с самого начала разработки [5]. Поэтому пласт с остаточной нефтью скорей всего дорабатываться не будет. Запасы нефти в таких объектах в России составляют десятки миллиардов тонн.

Из отмеченного следует, что наноявления определяют особенности многих нефтегазовых технологий. Это означает необходимость более глубокого изучения наноявлений в науках о Земле с целью повышения долгосрочной эффективности добычи нефти и газа.

Источник информации:

1. Нефтяное хозяйство, июнь 6/2007-с.58