Томские химики разработали решения для добычи трудноизвлекаемой нефти

Томск. Как легко добыть «тяжелую» нефть? На сегодняшний день этот вопрос один из самых актуальных для отечественных нефтяных компаний. Трудноизвлекаемая нефть составляет 60-70% от общего запаса ресурсов, имеющихся в стране. Стоит ли говорить о том, как важны решения этой проблемы? Ведь, по сути, сидеть на ресурсах и не иметь возможность извлечь их, непростительная роскошь для современного государства. И здесь, как показывает опыт, без мнения ученых не обойтись. В диалог вступили томские химики. Группа ученых НОЦ «Перспективные материалы и технологии в недропользовании» Томского госуниверситета предложило свой взгляд на решение этой проблемы.

Они разработали реагенты, которые в значительной степени повышают возможность извлечения «тяжелой» (остаточной) нефти. Для их изготовления используются, что немаловажно в контексте импортозамещения, составляющие отечественного производства, которые в три раза дешевле импортных аналогов. Чтобы понимать всю значимость работы томских ученых, нужно обратиться к самому процессу нефтедобычи.

Качаем нефть

Если предельно просто, то добыча нефти практически на всех месторождениях выглядит одинаково и следующим образом. Первый этап – бурение скважин. Затем – освоение. Сначала нефть идет из них легко под давлением (горным или пластовым), то есть задействуется только естественная энергия пласта. Обычно, это достаточно короткий интервал. Следующим этапом используют нагнетательные скважины, в которые под землю закачивают воду. Как правило используют пластовую воду. Она поступает в  добывающие скважины и вытесняет из пластов нефть. Получается, черное золото вынуждают направится к добывающим скважинам, чтобы потом его извлечь. Эта технология – поддержание пластового давления (ППД) - используется на месторождениях повсеместно. Но и этот процесс имеет свои ограничения и конечную точку использования.  Со временем его эффективность падает.  С чем это связано? Постепенно закачиваемая в пласт вода, начинает двигаться по пути наименьшего сопротивления. По сути, она от добывающей до нагнетательной скважины промывает каналы по тем путям, где в земле (нефтеносном пласте) более высокая проницаемость и гидравлическое сопротивление меньше. В итоге получается, что вода движется по своим каналам, а нефтенасыщенные, менее проницаемые, участки пласта остаются нетронутыми. Воде туда двигаться невыгодно - там сопротивление выше! Получается, что, при разработке месторождений, нефть в таких пластах остается нетронутой. В итоге складывается такая ситуация, когда обводненность добывающих скважин достигает 90% и выше. Вода просто ходит по кругу - из нагнетательной скважины в добывающую. Стоит отметить, что с помощью этих двух этапов из пласта удается добыть от 25 до 40% запасов месторождения. Но большая часть остается нетронутой.

И вот здесь наступает очередь других методов увеличения нефтеотдачи. Для этих целей в те же нагнетательные скважины закачивают различные составы. Например, растворы поверхностно-активных веществ (ПАВ). В этом случае происходит отмывка нефти от коллектора растворами ПАВов. Также при такой работе широко используются полимерные, гелеобразующие системы. Задача в том, чтобы высокопромытые участки, где вода до этого двигалась с наименьшим сопротивлением, сделать более менее проницаемыми, чем те, в которых осталась нефть.  Тогда, например, в этот участок закачивается состав с более высокой вязкостью. Далее в скважину опять нагнетается вода, которая идет уже по нефтенасыщенным путям - там, где осталась нефть. Таким образом повышается добыча нефти. Не затронутые водой нефтяные пропластки подключены к разработке.

Извлечь нелюбой ценой

Исследователи НОЦ ПМиТН Томского госуниверситета синтезировали ряд новых эмульгаторов и дополнительных стабилизаторов эмульсий.

«В составе некоторых мы использовали наночастицы, повышающие рабочие характеристики реагента. Например, нанодиоксид кремния, наноуглеродные материалы. На основе этих реагентов можно создать несколько десятков эмульсионных составов, подобрав композицию, оптимально подходящую под то или иное месторождение, - рассказывает старший научный сотрудник Томского госуниверситета Вячеслав Яновский. -  Универсального состава для месторождений не существует. Необходимо учитывать особенности каждого - разные типы коллекторов, пластовые условия, давление и температуру в пласте (их разница бывает очень большой), разную проницаемость, структуру нефти, ее вязкость. Под условия каждого месторождения подбираются свои составы».

Все составы предварительно сначала тестируют в лаборатории, и лишь когда приходят к выводу, что можно ждать положительный эффект - внедряют на производстве. В основе любого технологического процесса всегда лежат экономические составляющие - эффективность не должна идти в ущерб рентабельности производственного процесса. Поэтому здесь - извлечь нефть любой ценой - не получится. Все экономические риски просчитываются заранее.

 С этой точки зрения разработки томских химиков можно считать успешными. Они создали реагенты на основе отечественного сырья, которое в три раза дешевле западных аналогов, превосходит их в КПД - позволяют продлить срок жизни эмульсии, а эффективность новых нефтевытесняющих составов подтверждена серией лабораторных экспериментов. В ходе испытаний было установлено, что разработки ученых повышают эффективность вытеснения нефти на 30%.

Когда месторождение устало

«Наши эмульсии более применимы к месторождениям на поздней стадии разработки, к так называем истощенным, - рассказывает Вячеслав Яновский. – На самом деле их в России очень много. Есть крупные месторождения, которые достигли уже обводненности свыше 95 %, но до сих пор эксплуатируются и их не собираются закрывать. Наши составы, преимущественно, как раз для таких кладовых черного золота».

С точки зрения экономической целесообразности нефтяников понять можно. Сейчас открывается не так много месторождений, как это было раньше. Приходится просчитывать производственную деятельность и экономические показатели на несколько шагов вперёд. А здесь – инфраструктура за годы разработана, месторождение обустроено, функционирует. И главное - есть что извлекать, нефти еще очень много, просто нужно найти способы добычи остаточной нефти.

Здесь на помощь как раз и придут разработки томских химиков.

«Конечно, направление работы нашего коллектива гораздо шире. Мы занимаемся не только проблемами добычи нефти. Работаем над различными эмульгаторами, стабилизаторами для эмульсий технического назначения, - делится Яновский. -  Но нефтевытесняющие растворы, на определенное время стали центром наших исследований. Полный спектр разработки составов эмульсий занял около двух лет. Сейчас по ряду причин работа приостановлена. Но те результаты, к которым шли - мы получили. Поставленную задачу выполнили».

Разработки томских химиков с успехом могут применяться на российских месторождениях. Одним из наиболее эффективным, по словам авторов, станет способ на основе обратных эмульсий. По сути, они готовятся из той же нефти и пластовой воды, которая присутствует на месторождении. Составы на основе обратных эмульсий имеют разные технические решения. Они могут быть на основе гелей, растворов полимеров, на основе загущающихся внутри скважин составов (их закачивают в скважину, там они набирают вязкость и блокируют высокопромытые пропластки).

Таким образом российские нефтяники получили конкретные решения для извлечения «тяжелой нефти». Стоит отметить, что разработка томских химиков является для России стратегически важной. Исследования проходили при поддержке ФЦП «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России 2014-2020 годы».