Современные потребности в освоении углеводородов как для российской, так и мировой экономики неуклонно растут. И это невзирая на тот факт, что сейчас постепенно совершаются попытки заместить их возобновляемыми источниками энергии (солнечная, ветрогенерация, монтаж гидротехнических сооружений).
Причем на данный момент преимущественно ведется разработка месторождений высоковязкой нефти, битумов, потому что это выгоднее с экономической точки зрения, технологическая база уже отлично проработана. Но статистика все равно указывает на тот факт, что из месторождений удается извлекать всего 35-45 ресурсов углеводородов. Вместе с этим множество из месторождений вовсе не разрабатываются. Условно все их делят на 2 большие категории:
- Терригенные. Составляют около 64% всех российских нефтяных ресурсов.
- Карбонатные. Составляют около 36% оставшихся нефтяных российских ресурсов.
Сейчас преимущественно отдается предпочтение исключительно терригенным ввиду того, что их освоение, изучение, разработка обходятся дешевле, и имеющиеся технические ресурсы адаптированы именно к таковым. Но ввиду того, что потребности растут, возникает прямая необходимость в интеграции более новых и современных методик нефтедобычи, которые и с практической точки зрения будут вполне обоснованными, и легко вводимые в эксплуатацию. В этом плане необходимо делать акцент на изучение физико-химических методов повышения коэффициента нефтеотдачи разрабатываемых пластов.
Доступные методы повышения нефтеотдачи
Преимущественно химические методы вытеснения нефти применяются на сильно истощенных, уже разрабатываемых углеводородных скважинах или же с рассеянной нефтенасыщенностью, нерегулярной. Лучше всего данные методики подходят для залежей с низкой вязкостью, в районе 10 МПА*с или ниже, с низкой соленостью воды. Карбонатные месторождения под эти критерии также часто подходят.
Основные используемые методы повышения нефтеотдачи:
- вытеснение водными растворами с ПАВ (поверхностно-активные вещества);
- вытеснение растворами с включением полимеров и полимерных соединений;
- вытеснение с использованием щелочных растворов;
- вытеснение мицеллярными растворами (многокомпонентные, комбинированные);
- химико-биологическое воздействие (с применением органических бактериальных соединений, комбинаций, композиций).
Какой из вариантов будет предпочтительным в конкретном случае, определяется на этапе проведения скоринга, экономической оценки.
Вытеснение водными растворами с применением ПАВ
Львиная доля нефти в разрабатываемых месторождениях располагается не в какой-то условной полой емкости, а непосредственно в порах окружающих мягких пород. С физической точки зрения для ее добычи требуется выполнить фильтрацию или абсорбцию. То есть, полностью извлечь разрабатываемую породу и отфильтровать ее каким-либо образом, получая на выходе условно очищенные углеводороды. С экономической точки зрения — это нецелесообразно.
В таких случаях применение водных растворов с включением поверхностно-активных веществ позволяют снизить плотность нефте-водного горизонта. Это та самая линия, которая разграничивает залежи нефти и грунтовых глубинных вод. Необходимо для повышения коэффициента подвижности углеводородов, а вместе с этим запускается процесс вытеснения продуктов нефти из пор окружающих пород, благодаря чему фильтрование становится вовсе не нужным.
При этом сейчас активно изучаются те комбинации ПАВ, растраты которых будут либо минимальными, либо же их можно будет использовать повторно. На данный момент в этом плане лучшими считаются алкоксилированных глицедилсульфонатов, акилбензосульфонаты, алкилсульфаты. Потому что после применения вытесняющих растворов они затем адсорбируются на твердых поверхностях в форме монокристаллов. Теоретически, это позволяет произвести их последующую механическую добычу.
Вытеснение растворами с включением полимеров и полимерных соединений
Основной спецификой полимерного заводнения является то, что даже в небольших количествах и концентрациях используемые реагенты позволяют добиться существенного повышения вязкости раствора. Соответственно, снижать его подвижность и охватывают больший объем пластов, из которых происходит вытеснение углеводородов. Отличный тому пример — полиакриламид. При этом сейчас активно разрабатываются его производные комбинации, которые способны вытеснять не только углеводороды, но и непосредственно воду привычной вязкости.
Применение таких методик также позволяет добиться существенно снижение фактов прорыва воды в разрабатываемом месторождении. Опять же, с экономической точки зрения это важный параметр. Дальнейшие разработки в этом направлении как раз и позволят добиться создания методик повышения нефтеотдачи с карбонатных месторождений или тех, где выработка на текущий момент уже завершена, хотя залежи остаются условно богатыми.
Вытеснение нефти щелочными растворами
Щелочные растворы — еще одна из популярных методик повышения нефтеотдачи углеводородных месторождений. Этот метод частично связан с ПАВ, потому что при контакте щелочи с нефтью возникает химическая реакция, в которой также задействуются органические соединения (из углеводородов). Таким образом формируются поверхностно-активные вещества. Они вытесняются к наружному слою, где находится фазовый переход нефть-щелочь. В дополнение к этому, применение щелочных растворов увеличивается смачиваемость окружающих пористых пород. То есть, это упрощает дальнейшее вытеснение другими комбинированными растворами нефти.
Главное преимущество этой методики — это дешевизна в плане гидрофилизации окружающей пористой среды. Повышение нефтеотдачи конкретного месторождения не подразумевает, что будут использоваться исключительно щелочные растворы. Скорее, это может стать экономически обоснованным дополнением к уже применяемым способам вытеснения углеводородов из пористых пород.
И нужно учесть, что окружающие пористые породы в месторождениях и так нередко уже насыщенны щелочными соединениями. Правда, это преимущественно относится к тем скважинам, которые расположены в северных регионах Америки. Но и на многих карбонатных месторождениях в РФ технологию можно успешно эксплуатировать.
Вытеснение мицеллярными растворами
Под мицеллярными растворами необходимо понимать различные комбинации и композиции химических реагентов в форме единого раствора. Которые в данном случае должны соответствовать следующим критериям:
- не загрязнять окружающую среду (никто ведь не отменял экологические требования и нормативы);
- обладать фазовой неустойчивостью;
- быть разнородными по строению глобул.
Данная методика лучше всего подходит для разработки разрозненных месторождений, где нет единой или фиксированной плотности наполнения углеводородами окружающих пород.
Общий алгоритм применения комбинированных мицеллярных растворов работает следующим образом:
- разрозненные нефтяные глобулы при заполнении полостей из разрозненных формируют единый вал;
- за счет фазовой неустойчивости используемых растворов формируются 2 зоны: с нефтяным и водным горизонтом;
- нефтяной вал собирает в себе нефть, тогда как пропускает через себя воду.
Получается своего рода процесс фильтрации, но без применения каких-либо технических или физических решений. Единственный недостаток этого способа заключается в том, что нужно изначально учитывать плотность перехода между нефтью и водой (фазы). У каждого месторождения эти показатели сугубо индивидуальные, но сейчас повсеместно появляются частные лаборатории, занимающиеся созданием и хранением реагентов (включая мицеллярных растворов), что используются как раз для повышения нефтеотдачи. Они как раз занимаются разработкой тех комбинированных соединений, которые позволят максимально повысить этот показатель под конкретное месторождение.
Химико-биологическое воздействие
Под химико-биологическом воздействием подразумевают добавление в месторождения комбинаций микробиома, которые используют и метаболизируют производные продукты нефти. И в процессе этого выделяют полезные продукты жизнедеятельности, которые в дальнейшем уже отправляются на переработку. В частности, таким образом можно получать:
- Спирты. А также растворители, ненасыщенные кислоты. Кстати, таким образом можно достигать снижения процентного соотношения содержания парафинов в итоговом сусле углеводородов. Ведь те самые спирты и ненасыщенные кислоты вступают в химическую реакцию с ними.
- Биополимеры. Те самые, которые затем можно использовать для увеличения нефтеотдачи за счет увеличения вязкости водного раствора, применяемого для вытеснения нефти из окружающих пористых пород.
- Поверхностно-активные веществ. В частности, которые повышают коэффициент скольжения углеводородов о породы. Это тоже косвенно упрощает процесс добычи, выкачки.
- Газы. Которые увеличивают в скважинах давление и упрощают транспортировку добываемых углеводородов. Кстати, газы, которые образовываются в процессе химико-биологического воздействия, тоже относятся к группе углеводородов. То есть, их также можно использовать в качестве полезных ископаемых, преимущественно в технических и промышленных направлениях.
Но есть определенные проблемы при использовании данной методики. Например, сейчас большинство месторождений разрабатываются в северных регионах, где есть определенные сложности в плане удержания оптимального температурного режима, при котором микробиом будет выполнять возложенную на него функцию. Поэтому исследований в данном направлении сейчас проводится меньше, чем в использование водных растворов с поверхностно-активными веществами, щелочные или мицеллярные растворы. Это и с экономической точки зрения получается более выгодным, а вместе с этим не наносит какого-либо весомого вреда окружающей среде.
Распространенность использования новых разработок реагентов в мире в сфере нефтедобычи
Общая тенденция в мире в сфере нефтедобычи сейчас следующая:
- мировое потребление нефти в последние 20 лет постепенно увеличивается, среднее годовое повышение составляет около 1,45% от номинального значения;
- самый большой взнос в плане нефтедобычи делает Ближний Восток (свыше 21 тысячи баррелей в год против 10 тысяч в РФ);
- средний процент применения химических методов повышения нефтеотдачи месторождений — 20% (из расчета остальных МУН);
- больше всего химических методов увеличения нефтедобычи использует РФ (30% от всех добываемых углеводородов).
Тенденция увеличения химических МУН (методы увеличения нефтеотдачи) растет. Например, в начале 2000-х годов и в Российской Федерации, и в мире этот показатель был на уровне всего 4%.
Эта статистика как раз и подтверждает, что химические МУН являются одними из самых перспективных, но пока что газовые и тепловые методики применяются более обширно (первые — в странах Америки, вторые — в Африке). Можно ожидать, что именно химические МУН уже к 2035 году станут наиболее распространенными для увеличения добычи углеводородов с уже разрабатываемых и карбонатных месторождений.
Почему в РФ больше всего применяются химических МУН? В инновационную разработку в данном плане Российская Федерация совершает самые крупные инвестиции. Это обосновано тем, что около 25% всех российских залежей углеводородов характеризируются критическим высоким содержанием парафиновых соединений, что провоцирует отложение на внутренней поверхности лифтовой колонны, а вместе с этим — повышает физическую нагрузку на промышленное нефтедобывающее оборудование. В той же Африке или Америке с этим проблем гораздо меньше. Больше всего разработок как раз осуществляется в направлении создания реагентов для вытеснения продуктов углеводородов из месторождений, а также на минимизацию процесса образования парафиновых отложений на внутренней части лифтовой колонны.
Где еще применяются реагенты в нефтегазодобыче
Химические реагенты в плане повышения эффективности добычи углеводородов применяются не только для обработки скважин и месторождений, для вытеснения полезных ископаемых. Активно также применяются следующие группы веществ:
- реагенты, которые позволяют минимизировать или полностью нивелировать коррозию используемого при добыче оборудования;
- вещества, что используются для борьбы с гидратообразованиями;
- реагенты для подготовки подтоварной нефти, углеводородных соединений;
- химические вещества, которые нивелируют АСПО (асфальтосмолопарафиновые отложения и производные эффекты);
- реагенты, которые нивелируют или минимизируют солеотложения.
И существуют также химические реагенты, которые используются при транспортировке нефти и производных продуктов (включая мазуты). В частности, это позволяет соблюдать действующие нормативы безопасности, а также минимизировать вред для окружающей среды в случае возникновения аварийных ситуаций, сброса углеводородов в водные ресурсы. Опыты в этом направлении также активно проводятся.
Применение искусственного интеллекта для повышения эффективности нефтедобычи
Пресс-представители «Газпром-нефти» в конце 2024 года заявили, что в лабораторных условиях с применением технологий искусственного интеллекта удалось синтезировать новые синтетические молекулы, которые помогут повысить нефтеотдачу действующих и будущих скважин «Газпром». Основная их задача — это увеличить процент извлечения углеводородов из сложных залежей. Это теоретически позволит продлить срок службы уже фактически разработанных месторождений еще на десятки лет вперед.
Естественно, точное наименование и химическая формула реагента не указывается, так как эта информация попадает под категорию «коммерческой тайны» компании. Известны лишь следующие сведения:
- В процессе разработки с помощью искусственного интеллекта было предложено и проанализировано около 6 тысяч комбинаций синтетических молекул.
- Весь период разработки нового реагента суммарно занял 3 месяца. Имеется ввиду, от составления итогового ТЗ до получения первых опытных образцов.
- Принцип действия предложенного реагента основывается именно на вытеснении имеющихся залежей с разрабатываемых месторождений. Преимущественно терригенных.
Но нужно понимать, что пока что на практике данная технология не использовалась. Но это в общих чертах демонстрирует потенциал использования искусственного интеллекта в разработке новых химических методик МУН. Опять же, исследования в данном направлении активно продолжаются.
Для сравнения, ранее на разработку новых комбинаций реагентов лабораториям «Газпром» требовалось около 2 лет. При этом большую часть времени занимали именно опытные лабораторные тесты. Разработка синтетических «умных» молекул (именно так их называли непосредственно представители Газпрома) суммарно заняла 3 месяца. Потому что те самые лабораторные тесты проводились в условиях виртуальной среды.
Если этот опыт окажется удачным, а вероятность этого большая, то можно в ближайшее время ожидать существенный прорыв в сфере разработки химических МУН. И уже тогда вместо текущих 30% от всех способов увеличения нефтеотдачи они смогут занять и свыше 50%.
Как все это работает? С помощью нейронных сетей создаются базовые алгоритмы химических реакций. А далее указывается, какими химико-физическими свойствами должен обладать новый реагент для повышения нефтеотдачи. В частности, они должны соответствовать следующим критериям:
- недорогие в плане создания, эксплуатации, хранения;
- не наносящие вред окружающей среде (или позволяющие контролировать эти свойства);
- не меняющие химический состав добываемых углеводородов;
- при возможности, такие реагенты требуется использовать повторно.
А далее искусственный интеллект самостоятельно производит все расчеты, выдает химическую формулу и проектирует сам процесс создания реагента. Затем уже опытным путем выполняется проверка, насколько обоснованной будет такая разработка и применение на практике химических МУН.
Ранее все эти этапы проводились вручную в условиях НИИ. Сейчас большую часть на себя может взять искусственный интеллект. Но нужно понимать, что технология достаточно новая, активно ее начали применять только после 2023 года. Вероятность ошибочных, непрактичных или вовсе нереализуемых результатов пока что остается высокой.
Выводы
Наиболее перспективным методом в разработке химических реагентов для повышения эффективности добычи углеводородов считается включение в процесс их создания искусственного интеллекта. Ведь с помощью нейронных сетей можно виртуализировать большую часть лабораторных практических опытов с целью экономии времени и упрощения процесса анализа огромных объемов данных. Заявления «Газпром-Нефти» и их последние наработки в этом направлении это прямо подтверждают.
Вместе с этим сейчас необходимо продолжать создавать новые реагенты, которые подойдут не только для уже действующих месторождений, но и тех, разработка которых еще не начиналась (например, которые находятся вблизи полюсов). Крупные нефтегазодобывающие концерны отлично это понимают и активно инвестируют в эту сферу. В то же время появляется множество частных лабораторий, которые представляют свои наработки и имеют гибкую техническую производственную базу. Сотрудничество с такими компаниями позволит существенно повысить экономическую обоснованность разработки новых месторождений.