Вопрос ученому: как добывать «фонтаны нефти»?

«Сколько еще мы проживем на природных богатствах, выкачивая из земли-матушки все, что только можно?» — вопрошает посетитель портала Владимир. Его вопрос почти что риторический, так что мы решили перевести его в практическое русло. Как добывать нефть наиболее эффективно, по полной используя природные ресурсы, и чем в этом процессе могут помочь люди науки? О способах добычи нефти нам рассказала Любовь Алтунина, профессор ТГУ и директор Института химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук. Напоминаем: если вам есть, что спросить у ученых, пишите в комментарии или на почту nau4ka@vtomske.ru. Ваши вопросы мы зададим экспертам в самых разных областях науки и опубликуем на портале.

Любовь Алтунина, профессор, директор ИХН СО РАН, завкафедрой высокомолекулярных соединений и нефтехимии ТГУ:

— Начну с того, что развею миф: нефть находится в земле не в каких-то крупных полостях или резервуарах, как обычно представляют, а в породах коллектора. Это или сцементированный песчаник, или карбонатные породы, которые насквозь пропитаны нефтью. Из-за высокого давления в породе — в несколько сотен атмосфер — во время бурения скважины нефть сначала действительно идет фонтаном. Но таким способом можно добыть всего 10-15 % «черного золота». Затем давление падает, поры сжимаются, и эффективность добычи резко снижается, так что извлечь оставшуюся нефть — одна из актуальных задач.

Есть несколько вариантов дальнейшей добычи нефти. Например, ее можно продолжать качать уже в медленном темпе, это называется «режим естественного истощения». Второй вариант — закрыть скважину на некоторое время, подождать, когда давление восстановится, потом снова отобрать нефть и опять закрыть. Так ресурс можно добывать несколько десятков лет, это периодическая эксплуатация. Но если нефть нужно извлечь быстро, то необходимо как-то восстановить пластовое давление. Один из методов, способствующих этому, называется заводнение.

В нагнетательную скважину закачивается вода, которая поступает в нефтяной пласт, восстанавливает давление в порах и вытесняет ископаемое наружу. Но постепенно идет обводнение продукции: сначала добывается нефть, затем нефть с водой, а потом уже и вода с нефтью, так что нефть отделяют от воды и закачивают воду обратно. В целом по России сейчас обводненность старых крупных месторождений достигает 80 % и более, а коэффициент нефтеотдачи составляет в среднем 30-32 %. В Татарстане и Башкирии, например, обводненность уже 90-95 %. При 95-97 % разработка нефти становится малорентабельной.

Кроме того, из-за неоднородности пород, содержащих нефть, ее добыча идет неравномерно. Поскольку вода направляется по пути наименьшего сопротивления, она вымывает нефть из наиболее проницаемых пород, а в малопроницаемых нефть остается нетронутой. Поэтому на повестку дня встает вопрос увеличения коэффициента извлечения нефти, то есть увеличение нефтеотдачи. Потому что даже увеличение добычи нефти на 1% в целом по России равносильно открытию крупного месторождения.

Существуют разные методы увеличения нефтеотдачи. Например, один из активно сейчас применяемых — гидроразрыв пласта. Пласт рвут, чтобы образовались трещины, закачивают туда проппант—- зернистый керамический материал, чтобы трещины не смыкались. Через трещины идет нефть, ее становится легче добывать, но и обводнение при этом пойдет быстрее.

Мы в ТГУ разрабатываем физико-химические методы увеличения нефтеотдачи. Одним из наиболее эффективных методов является использование специальных гелей для регулирования фильтрационных потоков. Сама методика такова: вещества растворяют в воде, получают маловязкий раствор и вместе с водой закачивают в скважины. А внизу под действием пластовых температур он превращается в гель и закрывает уже промытые поры в породе, куда первоначально направилась вода. Той ничего не остается, как перенаправить свои потоки в менее проницаемые пласты, где находится еще нетронутая нефть.

Сложность такой методики состоит в том, что все месторождения разные. Они отличаются вязкостью нефти (от маловязких до почти твердых битумов), глубиной ее залегания, породой коллектора, минерализацией пластовой воды, температурой и т.д. И гели должны быть со всем этим совместимы, то есть разрабатываться под каждое конкретное месторождение.

Поэтому мы разработали сначала физико-химические основы подбора этих гелей. А теперь уже адаптируем составы к конкретным условиям. У нас есть гели на неорганической, органической и смешанной основе. Гели на неорганической основе мы назвали красивым женским именем ГАЛКА. Г — это «гель», АЛ означает, что он разработан на основе солей алюминия, а КА — карбамид, входящий также в состав геля. Сейчас ГАЛКУ производят на четырех предприятиях страны, ее промышленно используют нефтяные компании «Лукойл», «Роснефть» и другие.

Но и применение гелей не позволяет извлечь всю нефть из породы, все-таки вода плохо отмывает нефть. Поэтому используют и другие композиции — на основе поверхностно-активных веществ (ПАВ), это основа моющих средств. Но опять же, композиции эти должны быть совместимы и с пластовой температурой, и с минерализацией (не каждый порошок способен отстирать, например, в морской воде).

Первые композиции на основе ПАВ, которые мы сделали, назвали по имени института — ИХН. Всего этих композиций по Сибири было закачано более 40 тысяч тонн за восемь лет. Они не замерзают на морозе (выдерживают температуру до минус 50 градусов), разбивают водно-нефтяные эмульсии. С помощью ПАВ можно извлечь еще до 20 % остаточной нефти. Первые наши испытания начались в Томской области в 1983 году и проводились на 130 скважинах в течение трех лет на разных месторождениях.

А последние десять лет у нас ведутся разработки технологий увеличения добычи высоковязкой нефти. Дело в том, что, по оценкам специалистов, величина запаса легкой, маловязкой и средней вязкости нефти в мире составляет 162 миллиарда тонн, в то время как запасы высоковязкой нефти и битума — 810 миллиардов. Всего по миру сейчас добывается чуть больше четырех миллиардов тонн нефти в год, из них около 500 тонн — высоковязкой. И эта доля все время растет. Так что рано или поздно человечеству придется переключиться на добычу высоковязкой нефти.

Чтобы добыть вязкую нефть, естественнее всего ее разогреть. Сначала в скважину закачивают пар под высоким давлением с температурой 300-350 градусов. Там он конденсируется и разогревает нефть. Но пар проходит в высокопроницаемые слои породы, а 80 % нефти остается в пласте. Следовательно, надо использовать гели, чтобы перераспределить закачиваемый пар. Так вот оказалось, что ГАЛКА, в отличие от других гелей, не боится высоких температур и спокойно выдерживает 350 градусов. И с 2002 года в Усинском месторождении (республика Коми) начались испытания технологии регулирования потоков при закачке пара. Композицию ГАЛКА закачали в четыре паронагнетательные скважины, и за полтора года из окружающих скважин было добыто более 30 тысяч тонн дополнительной нефти.

А в прошлом году мы испытали еще одну технологию. Чтобы гель образовался в нужном месте пласта, необходимо покомпонентно закачивать туда реагенты, они смешиваются и образуют гель. Была создана компьютерная программа, рассчитывающая, в каком месте должны «встретиться» реагенты. Потом провели целую серию лабораторных исследований на установках, а промысловые эксперименты у наших партнеров на германском месторождении Ландау подтвердили, что модель работает.

И еще хочу добавить, что технологии, которые мы разрабатываем, экологически безопасные. Мы используем вещества не выше четвертого класса опасности и только те, которые вписываются в круговорот веществ в природе, чтобы стимулировать развитие природных процессов, а не наоборот.