CC BY
110
УДК 622.276
А.Я.Хавкин
ИПНГ РАН, Москва
О ЗНАЧИМОСТИ НАНОЯВЛЕНИЙ В ТЕХНОЛОГИЯХ НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ
В последние годы в мире получены фундаментальные результаты в ряде научных направлений при изучении и регулировании наноразмерных процессов [1, 2]. Нанотехнологический подход означает целенаправленное регулирование свойств объектов на молекулярном и надмолекулярном уровне (0,1-100 нм), определяющем фундаментальные параметры физических объектов [2, 3]. Наночастицы недостаточно велики для непосредственного наблюдения и изучения и слишком велики для квантовомеханических расчетов. Поэтому наночастицы при моделировании можно рассматривать в качестве элементов объектов большего размера [2].
К объектам исследований нанонауки относятся ультрадисперсные системы (УДС), в том числе глины, аэрозоли, мицеллярные коллоидные растворы, полимерные золи и гели, пленки жидкости на поверхности [3]. Эти объекты очень важны для нефтегазовой сферы.
Термин нанонаука возник не так давно, но многие из давно изучаемых макроразмерных процессов учитывали явления на наноуровне и поэтому их можно отнести к нанонауке [2]. Именно это имеет место в науках о Земле в сфере нефтегазодобычи.
Нефтенасыщенные пласты нефтяных залежей представлены пористыми материалами с различными размерами пор, поровых каналов и вещественными составами пород, определяющие особенности взаимодействия пластовых и закачиваемых флюидов с породой. Учет этих особенностей приводит к выводу 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 [3-6]. Характерные радиусы ионов приведены в табл. 1 [4].
Таблица 1. Характерныерадиусыионов
Ион Радиус, нм Ион Радиус, нм Ион Радиус, нм
Л! 0,057 H 0,154 O 0,022
Ca 0,106 K 0,133 S 0,174
а 0,026 Mg 0,078 HзO 0,135
Fe 0,067 № 0,098 OH 0,153
Видно, что ионы имеют размер менее 1 нм. Это означает, что технологии регулирования ионообменных явлений в нефтегазовых системах относятся к нанотехнологиям.
Получается, что огромный объем исследований по физико-химическому регулированию состояния глинистых минералов в пористых средах с полным основанием следует отнести к нанонауке. К нанонауке также следует отнести
исследования по газогидратам, ряду процессов регулирования свойств перекачивамой нефти и защемленного водой газа, водонефтеподготовке.
Нефтяной пласт представляет собой высокодисперсную систему с большой поверхностью границ раздела фаз и огромным количеством капиллярных каналов, в которых движутся жидкости, образующие мениски на границе раздела фаз. Механизм перемещения нефти в пласте и извлечение ее, во многом, определяется молекулярно-поверхностными процессами, протекающими на границах раздела фаз (породообразующие минералы -насыщающие пласт жидкости и газы - вытесняющие агенты) [5].
Поэтому регулирование смачиваемости, относящееся к нанотехнологиям [6], - одно из важнейших направлений нанонауки в нефтегазовой сфере.
Таким образом, нанотехнологии нефтегазодобычи - 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.
Традиционно в гидродинамических расчетах пренебрегалось зарядовыми наноявлениями смачивания и наноявлениями ионнообмена между водной фазой и глинистыми минералами. Приведем примеры значимости наноявлений в добыче нефти.
Пример 1. Величина КИН значительно уменьшается с увеличением доли глинистых минералов Кгл в нефтяном пласте [10], что показано на рис. 1.
Рис. 1. Изменение КИН в зависимости от доли глинистых минераловв
нефтяном пласте Кгл
Учет и способы регулирования ионнообменых процессов между закачивамой в пласт водой и скелетом пористой среды (с глинистыми минералами) явились основой обоснования технологий (которые в соответствии с современным пониманием можно назвать нанотехнологии), позволивших повысить выработку пластов и дебиты скважин [7-9]. На основе изучения ионообменных явлений с глинистой составляющей нефтяных пластов были установлены существенные изменения полей давления на 2-3 МПа, 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. тонн [9].
Пример 2. Рассмотрим влияние плотности сетки скважин (ПСС) на КИН. Это один из важнейших вопросов разработки нефтяных месторождений, что демонстрирует рис. 2, построенный по данным за 2003 г. [11] крупнейших нефтяных компаний, работающих в России.
С/с, $/баррель 5 4
3
2
1
0
—Г Г~ \
V- < ►
1,5
Кскв
2,5
3,5
2
3
4
Рис. 2. Влияние уменьшения числа скважин относительно их проектного числа в Кскв раз на себестоимость добычи нефти (с/с)
Из рис. 2 видно, что с уменьшением числа скважин (увеличением Кскв -оношения проектного числа скважин к числу реально работающих скважин) уменьшается 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 пренебрегалось и считалось, что они усредненно учитываются в, так называемых, фазовых проницаемостях, которые различны для воды и нефти. При этом оставалась без объяснения роль плотности сетки скважин (ПСС).
Определение зависимости фазовых проницаемостей от проницаемости коллектора и ПСС весьма сложно. В то же время, применение одних и тех же фазовых проницаемостей для пластов с различной проницаемостью и на участках с разной ПСС означает пренебрежение влиянием ПСС на КИН в гидродинамических расчетах. Получалось расхождение между опытом разработки и принципами, заложенными в традиционно используемые гидродинамические симуляторы (пакеты программ).
Такое пренебрежение наноявлениями смачивания в системе «нефть-вода-порода» приводило к устоявшемуся выводу о том, что при уменьшении ПСС КИН не уменьшится. И делался вывод: раз КИН не уменьшится, то можно увеличить текущую доходность путем остановки малодебитных скважин.
Учет расклинивающего давления при движении капель в капилляре приводит к нелинейной зависимости скорости от перепада давления, даже
для одной капли ньютоновской нефти [12]. Это означает, что в лаборатории на вискозиметре можно получить линейные зависимости скорости нефти от перепада давления (т. е. начальный градиент для фильтрации нефти G2 равен нулю), а в пласте нефть, двигаясь, как система кластеров [8, 9], будет проявлять неньютоновские свойства (т. е. G2> 0). Следовательно,
теоретические оценки по традиционным моделям без учета наноявленийдают искаженные прогнозы КИН.
Расчеты с учетом наноявлений смачивания показали, что уменьшение ПСС от 50 га/скв до 100 га/скв (т. е. Кскв = 2) приводит к уменьшению КИН на 10 пунктов и уменьшению итоговой добычи нефти из участка на 50 тыс. т/100 га [9]. Таким образом, остановка части скважин приводит к увеличению текущего отбора нефти из работающих скважин при уменьшении КИН. Следовательно, остановка большого числа малодебитных скважин при общей рентабельной добыче не желательна.
Пример 3. Известно, что остаточная нефть отличается от начальной нефти по физико-химическому составу из-за того, что в первую очередь из пласта выходят более легкие компоненты. Рассмотрим изменение КИН при отборе начальной и остаточной нефти.
Допустим, что нефть вязкости 0,7 мПа-с состоит наполовину из компонентов вязкости 0,6 мПа-с и наполовину из компонентов вязкости 0,8 мПа-с.
Были рассчитаны [9] значения КИН, предельного отбора нефти из
скважины (ОНС) и предельного отбора нефти из участка 100 га (ОНУ) для
22
однородных пластов толщиной 5 м с проницаемостью 0,035 мкм и 0,14 мкм при различной ПСС и вязкости нефти (табл. 2).
Таблица 2. Влияние вязкости нефти ц на выработку нефтяных пластов
Параметры к = 0,035 мкм2 к = 0,14 мкм2
Sскв, га/скв мПа^с КИН ОНС, тыс. т ОНУ, тыс. т КИН ОНС, тыс. т ОНУ, тыс. т
25 0,6 0,433 52 210 0,786 95 380
0,7 0,318 39 154 0,735 88 355
0,8 0.194 24 94 0,684 82 330
2
При проницаемости 0,14 мкм рассчитанные значения КИН при вязкости 0,7 мПа-с, и как полусумма значений КИН при отборе компонентов нефти вязкостью 0,6 мПа-с и 0,8 мПа-с, будут достаточно близки (табл. 2). Высоким будет и КИН остаточной нефти.
При значительно меньшей проницаемости 0,035 мкм2, т. е. когда зарядовые наноявления смачивания более значимы, расчетное значение КИН при вязкости нефти 0,7 мПа-с составит 0,318. Полусумма расчетных значений КИН при отборе компонентов нефти вязкостью 0,6 мПа-с и 0,8 мПа-с составит 0,313. Эти значения КИН означают, что можно оценивать значение КИН при вязкости нефти 0,7 мПа-с как полусумму значений при отборе компонентов нефти вязкостью 0,6 мПа-с и 0,8 мПа-с. Но если отобрать
сначала более легкую компоненту, 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 значения КИН довыработка нефтяного пласта с остаточной нефтью будет намного менее рентабельна, чем целенаправленная добыча максимального объема нефти с самого начала разработки. Поэтому малорентабельная довыработка пласта даже с большим объемом остаточной нефти скорей всего производиться не будет, что ведет к низкому текущему КИН.
Вывод. Наноявления определяют особенности многих нефтегазовых технологий, что означает необходимость более глубокого изучения наноявлений с целью повышения долгосрочной эффективности добычи нефти и газа.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Маврина Т.В. Наука уходит в наномир. Обсуждение в президиуме РАН / Т.В.Маврина // Вестн. РАН. - 2002. -Т. 72, № 10. -С. 905-909.
2. Нанотехнологии в ближайшем десятилетии. Прогноз направления исследований / под ред. Роко М.К., Уильямса Р.С., Аливатоса П. - М.: Мир, 2002. - 292с.
3. Мелихов, И.В. Физико-химия наносистем: успехи и проблемы / И.В.Мелихов // Вестн. РАН. - 2002. -Т. 72, № 10. -С.900-909.
4. Краткий справочник физико-химических величин. - Л.: Химия, 1974. - 200с.
5. Чураев Н.В. Физико-химия процессов массопереноса в пористых средах / Н.В. Чураев. - М., 1990. - 272с.
6. Климов, Д.М. Обсуждение проблем нанотехнологий / Д.М.Климов // Вестн. РАН. - 2003. - Т. 73. - № 5. -С. 430-433.
7. Хавкин А.Я. Гидродинамические исследования процессов вытеснения нефти в сложных пластовых условиях с учетом обменных явлений:автореф.дис. ... канд. техн. наук / А.Я.Хавкин. - М.: ИГиРГИ, 1982. - 24с.
8. Хавкин А.Я. Гидродинамические основы разработки залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами / А.Я. Хавкин. - М.: МО МАНПО, 2000. - 525с.
9. Хавкин А.Я. Геолого-физические факторы эффективной разработки месторождений углеводородов / А.Я.Хавкин. - М.: ИПНГ РАН, 2005. - 312с.
10. Исследования влияния глинистости коллектора на нефтеотдачу / Н.З.Ахметов,
В.М.Хусаинов, И.М.Салихов и др. // Нефтяное хозяйство. - 2001. - № 8. -С. 41-43.
11. Концепция программы преодоления падения нефтеотдачи / Ю.А.Спиридонов, Р.А.Храмов, А.А.Боксерман, В.И.Грайфер, А.Я.Хавкин и др. // Госдума РФ, 2006. - 144с.
12. Иванов В.Н. Влияние расклинивающего давления на фильтрационное движение капли в капилляре / В.Н.Иванов, В.В.Калинин, В.М.Старов // Коллоидный журн. - 1991. -№ 2. - С. 251-258.
© А.Я. Хавкин, 2007
