Научно-информационный блог

Многие ошибочно считают, что для добычи нефти необходимо просто найти месторождение, а далее смонтировать скважину, установив что-то подобие трубы. Затем остается только откачивать насосом полезные ископаемые и продавать их по космическим ценам потребителям, нефтеперегонным заводам.

На практике же все обстоит куда более сложнее. Нефть бывает разного уровня вязкости и состава. Просто откачать ее насосом тоже не получится, ведь в ней есть и сторонние включения, в самом месторождении также могут присутствовать вода, органические соединения. Еще пористые породы вокруг насыщены производными продуктами нефти, поэтому откачка чаще всего выполняется методом вытеснения. То есть, в месторождение закачиваются специальные растворы, которые создают повышенное давление в самой скважине, и уже в дальнейшем нефть «просачивается» через забой наружу.

Для того, чтобы забрать еще и нефть, которая впиталась в пористые окружающие породы, применяется вытеснение с помощью специализированных щелочных или ПАВ-составов. Какие именно реагенты применяются — это уже зависит от типа скважины, состава углеводородов и прочих производных. Обычную воду для вытеснения использовать не рационально.

Так какие химические реагенты сейчас используются для нефтеотдачи? И какие механизмы их воздействия, как они позволяют повысить процентное соотношение добычи углеводородов?

Почему химические методы повышения нефтеотдачи обретают популярность

Главное преимущество химических методов повышения нефтеотдачи — их экономическая обоснованность. То есть это недорогие методики, которые позволяют существенно увеличить количество добываемой нефти из скважины. Ведь из имеющихся месторождений по факту сейчас удается добыть всего до 45% от имеющихся залежей углеводородов. Остальные не подходят либо по вязкости, либо же стоимость полезных ископаемых не покроет расходы на их добычу.

Химические методы в этом плане самые целесообразные, и за последние 20 лет их стали использовать намного активней. Для сравнения, в начале 2000-х годов в РФ с помощью химических методов повышения нефтеотдачи добывалось менее 10% всех углеводородов. На конец 2024 года — около 30%. Схожая тенденция наблюдается и в нефтедобывающих компаниях, которые функционируют на территории Америки, Африки, стран Ближнего Востока.

Химические методы увеличения нефтеотдачи: какие бывают

Сейчас на практике применяются следующие химические методы увеличения нефтеотдачи (МУН):

1. Вытеснение растворами с включением в состав поверхностно-активных веществ (ПАВ).
2. Вытеснение нефти из месторождений растворами с полимерами.
3. Вытеснение углеводородов растворами с химическими композициями (мицеллярные составы).
4. Вытеснение с микробиологическим воздействием.

Каждый из перечисленных методов обладают своими преимуществами и нюансами, но какой именно выбрать — под каждое месторождение подбирается индивидуально.

Вытеснение растворами с ПАВ

Поверхностно-активные вещества применяются для повышения нефтеотдачи по той причине, что они оказывают влияние на фазу, где происходит соприкосновение грунтовых вод и углеводородов. Они препятствуют смешиванию, а вместе с этим взаимодействуют с пористыми структурами окружающих пород, вытесняя и оттуда производные углеводороды путем их замещения. Компоненты ПАВ, которые включены в такие растворы, также повышают коэффициент смачиваемости пород, благодаря чему проницаемость водой в них тоже увеличивается.

Главное преимущество этого метода — это простота практического применения непосредственно в процессе нефтедобычи. Из минусов: подходит далеко не для всех месторождений. А еще многие комбинации ПАВ могут наносить теоретический вред окружающей среде, хоть и контролированный.

Вытеснение растворами полимеров

Для вытеснения углеводородов из месторождений в этом случае применяется раствор полиакриламида. Чаще всего данный метод используется в нефтяных месторождениях Дацин, Шэнли, но в последние несколько лет активно эксплуатируется и в российских нефтеносных скважинах. Методика основывается на свойстве полимеров даже в малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, и за счет этого — вытеснять углеводороды из пористых окружающих пород. Также это нивелирует или минимизирует вероятность возникновения прорывов воды.

Еще одно свойство полимеров — вступать в реакцию с пластовыми водами. И вместе с этим происходит абсорбция состава на пористых поверхностях. Происходит своего рода закупорка пор, через которые в дальнейшем в месторождение углеводородов перестает поступать вода. Это препятствует возникновению неоднородности движимой жидкости при откачке полезных ископаемых. Следует также упомянуть, что полимерные составы особо не влияют на экологию окружающей среды, являются условно нейтральными по уровню pH. Самые часто используемые растворы полиакриламида:

• L68 (экстремально высокий молекулярный вес);
• L76 (высокий молекулярный вес);
• L75 (высокий молекулярный вес);
• L33T (средний молекулярный вес).

В растворах с полиакриламидом достаточно просто регулировать плотность и молекулярный вес. Поэтому данный метод повышения нефтеотдачи месторождений можно считать универсальным, под нефтепродукты и битумы разного уровня плотности. То есть он подходит практически для всех разрабатываемых скважин, окруженных пористыми породами.

Вытеснение композициями химических реагентов

Также для повышения нефтеотдачи сейчас активно применяются композиции химических реагентов. Это по большей части прозрачные и полупрозрачные растворы, устойчивые к фазовому распределению, расслаиванию. Механизм обоснован физико-химическими свойствами мицеллярных растворов. Ввиду того, что между нефтью и водой фаза натяжения низкой плотности, используемые реагенты активируют капиллярные силы, под действием которых и происходит вытеснение воды и нефти.

В месторождениях с остаточной разрозненной нефтенасыщенностью добавление композиций растворов позволяет сформировать так называемый «вал нефти». При пропускании через него смеси воды и нефти скапливается только последняя, потому что за валом формируется повышенная водонасыщенная зона.

Преимущественно этот метод практикуется на тех месторождениях, где наблюдается однородная заводненная пористая среда. Но разработки в этом направлении активно продолжаются. Например, недавно представители «Газпрома» заявили, что им удалось с помощью технологий искусственного интеллекта создать реагент, который методом вытеснения позволяет повысить нефтеотдачу вплоть до 55-60% от номинального.

Вытеснение с микробиологическим воздействием

Эти методы основываются на различных биологических воздействиях. Отличный пример — Бондюжское месторождение, которое было открыто в 1955 году, а разрабатывается — с 1958 года. На данный момент там разработку ведет «Татнефть».

Методика основана на том, что в окружающих породах выявляются органические соединения, которые с которыми потенциально могут взаимодействовать различные микробиомы. Бактерии подаются с помощью специально подготовленного раствора, те метаболизируют производные продукты углеводородов, и на выходе получаются следующие продукты жизнедеятельности:

1. Спирты, слабые кислоты, а также растворители. Они способствуют понижению вязкости, смещению фазы распределения водных геологических растворов и непосредственно нефти.
2. Биополимеры. То есть формируется полимерный раствор, который способен вытеснять производные продукты углеводородов из окружающих пористых структур месторождения.
3. Биологические ПАВ. Они прямо влияют на смещение фазы распределения, препятствуют заводнению. А еще повышают коэффициент скольжения: для извлечения полезных ископаемых в дальнейшем потребуется затрачивать меньшее количество энергии.
4. Газы. Они сами по себе приравниваются к полезным ископаемым, а вместе с этим — увеличивают давление, стимулируя движение растворов в месторождении.

Пока что вытеснение микробиологическим воздействием применяется не столь активно, как растворы с поверхностно-активными веществами или с полимерами. Да и подходит эта методика преимущественно для тех месторождений, которые окружены породами с высоким включением органических реагентов и их комбинаций (которые способны метаболизировать бактерии). В среднем, это позволяет повысить нефтеотдачу до 15-20% от первоначального номинального значения.

Реагенты для повышения нефтеотдачи пластов

На данный момент на практике чаще всего применяются следующие комбинации растворов для вытеснения нефти из разрабатываемых пластов:

• водный раствор ацетата хрома;
• эмульгаторы обратных эмульсий;
• термотропные составы;
• гелеобразователи;
• осадкообразующие композиции;
• поверхностно-активные вещества;
• модификаторы вязкости.

В зависимости от типа месторождения, могут использоваться одновременно и несколько комбинаций реагентов. Все зависит от первоначальной вязкости углеводородов в конкретной области, а также от физико-химических свойств окружающих пород.

Водный раствор ацетата хрома

В качестве примера можно привести опыт использования водных растворов с включением ацетата хрома нефтедобывающей компанией «Когалымнефтегаз». В период с 2007 по 2017 годы на 14 месторождениях, которые принадлежат предприятию, применялась данная методика повышения нефтеотдачи пластов. Благодаря этому удалось получить дополнительные 722,42 тысяч тонн производных нефти. Сама химическая обработка выполняется 2 раза в год, эффект сохраняется на протяжении 6-8 месяцев.

Непосредственно водные растворы с включением ацетата хрома используются в качестве смешивающего компонента водно-полимерных составов (полиакриламид, а также природные полисахариды). Основные эффекты, которых удается достичь таким образом:

• увеличение нефтеотдачи;
• выравнивание профиля приемистости.

Еще водные растворы с включением ацетата хрома можно использовать при проведении ремонтно-изоляционных работ за счет свойства выполнять закупорку пористых структур.

Эмульгаторы обратных эмульсий

На практике применяются в Ромашкинском месторождении. К сожалению, детальная статистика о том, какой коэффициент повышения нефтеотдачи удалось таким образом получить — не публикуется. Эмульгаторы используются как стабилизатор вторичных эмульсий. Задействуются в следующих технологиях:

• обработка призабойной зоны месторождения (препятствует просачиванию);
• выравнивание профиля нагнетательных скважин;
• щадящая форма «глушения» скважины.

Одно из ключевых свойств эмульсий — это изменение вязкости с течением времени. То есть упрощает взаимодействие с самим реагентом, а вместе с этим позволяет достичь того уровня плотности, при котором формируется стойкая фаза распределения.

Термотропные составы

Успешно на практике применяются термотропные составы в Усинском месторождении (Республика Коми). Причем там используется сразу несколько методик, включая и те, где происходит обработка исключительно горячим водяным паром, а также в сочетании с другими химическими реагентами. Среднее повышение нефтеотдачи составляет до 12% от первоначального уровня. При этом сделаны выводы касательно того, что термотропная обработка при первом цикле разработки месторождения практически не несет никакого эффекта. Тогда как повторные, когда плотность залегания углеводородов уменьшается и становится разрозненной, эффективность пропорционально увеличивается.

Термотропные составы используются в качестве гелеобразующего и осадочного элемента. Основные эффекты, которые они позволяют достичь:

• выравнивание профиля приемистости для нагнетательных скважин;
• ограничение водопритоков за счет формирования в окружающих структурах условно отрицательного давления (ниже, чем в месте забоя и забора углеводородов).

Одно из дополнительных качеств термотропных составов — это их растворимость в технической воде. Температура обработки колеблется в диапазоне от 40 до 200 градусов по Цельсию, в зависимости от того, какого уровня вязкости и плотности обрабатываемых структур необходимо достичь. Вместе с этим не возникает необходимость практического применения химических «сшивателей» для распределения фазы.

Гелеобразователи

Гелеобразователи — это не конкретные реагенты, а обширный набор их различных комбинаций. На данный момент используются практически на всех месторождениях, где задействуются химические методы увеличения нефтеотдачи: например, в Ромашкинском месторождении. Основные свойства, которых позволяют добиться гелеобразователи:

• выравнивание приемистости нагнетательных структур;
• формирование геля любого уровня минерализации (при контакте и химической реакции с водой, ее различными растворами, независимо от процентного соотношения осадка в первоначальном составе).

Одно из главных преимуществ использования гелеобразователей — возможность выполнять подготовку рабочего раствора вне устья месторождения. При этом не требуется четко соблюдать концентрации основных компонентов при смешивании. Это осуществляется автоматически за счет выборочного действия используемых реагентов.

Гелеобразователи могут использоваться в широком температурном диапазоне, буквально от 5 до 80 градусов по Цельсию, что и делает их условно универсальными: их можно на практике применять практически во всех разрабатываемых ныне месторождениях.

Осадкообразующие композиции

Пример применения: нефтедобывающей компанией «Белкамнефть» (включительно с 2007 года). Речь идет об осадкообразующих составов на основе реагента «Реаком». Лучше всего подходит для пород с обводненностью в диапазоне от 40 до 98%, может применяться как на карбонатных, так и триггерных коллекторах с неоднородным и однородным расположением углеводородов. На Смольниковском месторождении до применения химических МУН с использованием осадкообразующих композиций дневная норма добычи нефти составляла в районе 12,8 тонн в сутки. После — около 18,9 тонн в сутки жидкости. А итоговое увеличение нефтеотдачи составило в зависимости от месторождения и расположения устья в диапазоне от 6 до 25% от первоначального уровня.

Основное свойство осадкообразующих композиций основано на том, что при формировании осадка получается волокнистое вещество, которое увеличивается в объеме и тем самым вытесняет производные продукты углеводородов из пор окружающих текстур. Вместе с этим нивелируется эффект просачивания водных растворов. Дополнительные свойства:

• осадкообразующие композиции растворяются в воде любого уровня минерализации;
• вязкость рабочих растворов сверхнизкая (упрощает взаимодействие, минимизирует механическую нагрузку на используемое оборудование);
• гель формируется при пластовой температуре от 2 градусов по Цельсию и выше;
• простой механизм деструкции остатка.

Деструкция осуществляется путем воздействия раствора соляной кислоты низкой концентрации (подбирается индивидуально).

Поверхностно-активные вещества

Поверхностно-активные вещества (ПАВ) на практике для повышения нефтеотдачи начали использовать одними из самых первых на практике, потому что они эффективней всего регулируют поверхностное натяжение в области раздела фаз. При этом реагент может использоваться в широком спектре пластовых условий. Застывание происходит при температуре не выше 45 градусов по Цельсию. Эффективность вытеснения из пористых структур крайне высокая. Сейчас это один из самых распространенных методов химического МУН.

Среднее увеличение нефтеотдачи колеблется в диапазоне от 4 до 18%, в зависимости от физико-химических условий окружающих пород месторождения и забоя.

Модификаторы вязкости нефти

Под модификаторами вязкости нефти необходимо понимать композицию растворов из поверхностно-активных веществ (ПАВ) и неионогенного полимера. Позволяет повысить показатель КИН (коэффициент извлечения нефти буквально в несколько раз). Известно, что данная методика успешно применяется на месторождении Муни (Канада), где добывается нефть с плотностью в районе 959 кг/м³.

Методика применения модификаторов вязкости нефти основана на взаимодействии специальных композиций ПАВ с самой нефтью, в процессе чего формируются слабовязкие дисперсии. А полимеры, которые включены в состав реагента, формируют пленку в области раздела фаз, тем самым препятствуя коалесценции. При этом можно достичь контролируемого повышения давления в месторождении, что и упрощает последующий процесс извлечения полезных ископаемых.

Дополнительные свойства модификаторов вязкости нефти:

• физико-химические свойства реагентов сохраняются вплоть до температуры в 250 градусов;
• нивелируется коррозия используемого в процессе добычи оборудования;
• большинство распространенных реагентов допускается использовать повторно (согласно физико-химической карте — до 4 раз включительно);
• может производится в разных товарных формах, в том числе в сухой для непосредственного приготовления рабочего раствора в месте забоя;
• вязкость нефти и производных продуктов углеводородов можно уменьшить вплоть до 100 раз, что значительно упрощает их извлечение, откачку;
• низкий расход, потому что требуется соблюдать малую концентрацию действующих веществ (в диапазоне от 1 до 10%).

Итого, химические методы повышения нефтеотдачи становятся все более распространенными и популярными. Сейчас почти треть всех месторождений в РФ обрабатываются таким образом. И активные исследования в данном направлении продолжаются.