CC BY
177
УДК 665.6/.7
Ю. А. Осипова, Б. Р. Ваганов, А. А. Мухаметзянова
ПРИМЕНЕНИЕ ВЯЗКОУПРУГИХ СИСТЕМ В СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЯХ
ИНТЕНСИФИКАЦИИ НЕФТЕДОБЫЧИ
Ключевые слова: добыча нефти, методы интенсификации добычи нефти, вязкоупругие системы мицеллярное заводнение,
кислотная обработка пласта, гидравлический разрыв пласта.
Рассмотрены актуальные на сегодняшний день способы увеличения показателей нефтедобычи с использованием вязкоупругих систем. Особое внимание уделено уже существующим и активно применяющимся современным зарубежным и отечественным методам и технологиям по интенсификации нефтедобычи. Описаны сами технологии, такие как мицеллярное заводнение, гидравлический разрыв пласта и кислотная обработка отмечены их характерные особенности ипреимущества.
Keywords: hydraulic fracturing treatment, enhanced oil recovery, viscoelastic system, micellarflooding, acid treatment.
Actual methods of enhancing of oil recovery are reviewed. Particular attention paid to existing and actively used modern methods of foreign and domestic technologies of enhanced oil recovery. There were described technologies, such as micellar flooding, acid treatment and hydraulic fracturing. According to the results of this review, significant features and main advantages of enhanced oil recovery technologies arerevealed.
Введение
Нефтегазовая промышленность- это важнейшая отрасль в экономике России, от которой напрямую зависит стабильность и благополучие страны, а значит, что развитие этого комплекса является ключевой задачей на ближайшие годы [1] .В связи с падением цен на нефть, главной задачей становится не разработка и бурение новых скважин, а повышение нефтеотдачи на старых месторождениях путем применения тепловых, газовых, физических и химических методов интенсификации нефти. Ухудшение качества углеводородных ресурсов России обусловлено различными факторами, среди которых первое место занимает обводненность, достигающая на некоторых месторождениях 95%. Падение показателей нефтедобычи также связано с ростом доли трудноиз-влекаемых залежей, которые делают добычу нефти высокозатратной [2]. В старых месторождениях, по оценке специалистов, остается до 5 млрд. тонн нефти. Эти месторождения требуют больших вложений в связи с тем, что многие из них эксплуатируются уже более 60 лет и требуют применения новейших технологий для повышения коэффициента извлечения нефти[3]. Разработка методов интенсификации нефти с годами приобретает все большую актуальность, так как и проблемы добычи нефти со временем увеличиваются. На сегодняшний день наиболее эффективным считается применение комбинированных методов интенсификации нефти с применением вязкоуп-ругих систем, таких как ПАВ или полимеры.
Многие процессы интенсификации добычи нефти предполагают использование различных рабочих жидкостей, от выбора которых зависит положительный результат всего процесса. На сегодняшний день химический и нефтехимический рынок предоставляет огромный ассортимент жидкостей различного состава и свойств. Выбор той или иной жидкости должен обуславливаться, прежде всего, эффективностью применения и экономичностью. Кроме того, важными свойствами технологических жидкостейявляются высокая поверхностная активность, растворимость в пластовой воде, инертность по отношению к вещест-
вам, находящимся в пласте [4]. Немаловажным свойством жидкостей в процессах нефтедобычи является вязкость. Для многих процессов интенсификации требуются жидкости, обладающие высокими значениями вязкости, такие как ассоциирующие полимеры или водные растворы ПАВ. ПАВ и полимеры соответствуют вышеперечисленным требованиям, но, все же, отличаются друг от друга и имеют свои достоинства и недостатки. Известно, что наиболее подходящим является гель, который выдерживает высокие температуры и разрушается при контакте с нефтью, однако ни гель на основе ПАВ, ни гель на основе полимеров не обладают этими достоинствами в совокупности [5]. Зная о всех плюсах и минусах этих гелей нетрудно сделать вывод, что для создания наиболее эффективного геля нужно разработать такой, который будет совмещать в себе достоинства, как полимерных гелей, так и гелей на основе ПАВ, т. е. выдерживать высокие температуры и разрушаться при контакте с нефтью. Разработка именно таких гелей сейчас является приоритетной [6].
Метод мицеллярного заводнения пласта
Начиная с 50-ых годов XX века, применение различных поверхностно-активных веществ и их композиций нашло широкое применение в нефтедобывающей промышленности, а именно в технологиях увеличения нефтедобычи. Известно, что большое количество остаточной нефти удерживается в пласте за счет капиллярных эффектов, и когда заводнение водой уже не способствует увеличению притока нефти, то наиболее целесообразно применение мицеллярно-гозаводнения (заводнение водным раствором ПАВ). Эффективность применения растворов ПАВ при ми-целлярном заводнении объясняется их широким механизмом действия. В первую очередь это снижение межфазного натяжения воды на границе с нефтью, увеличение смачиваемости породы водой, моющее действие по отношению к нефти, снижение вязкости нефти и др. Все указанные свойства ПАВ в конечном итоге способствуют увеличению выхода нефти [7].
В настоящее время в процессах нефтедобычи в основном применяются анионные и неионогенные ПАВ, однако НПАВ обладают более стабильными свойствами по отношению к пласту, поэтому их использование наиболее предпочтительно. На практике зачастую используются комплексные составы, основанные на совместном действии различных видов ПАВ с добавлением солей, кислот или полимеров, которые позволяют расширить использование полученных составов и добиться дополнительного полезного эффекта от использования. Свойства комплексных составов на основе ПАВ представляют большой интерес для нефтяной промышленности. Деятельность российских ученых направлена на активное исследование этих составов и на рынке нефтепродуктов уже широко применяются составы российского производства Нефтенол НЗ «ЗАО Химеко-ГАНГ» и СНПХ-95 производства ОАО "НИИНефтепром-хим", также известны составы "Сепавет" фирмы BASF и "СНО АН МФК".
Метод мицеллярного заводнения позволяет извлечь до 85% остаточной нефти и, несомненно, является перспективным направлением для дальнейшего изучения и создания усовершенствованных эффективных составов.
Метод гидравлического разрыва пласта
Впервые гидравлический разрыв пласта (ГРП) был успешно проведен в 1947 году в США, и по сегодняшний день этот метод является одним из наиболее эффективных во всем мире, в том числе и в России [8]. С развитием нефтяной промышленности процесс проведения ГРП усовершенствовался, и на сегодняшний день уже существует множество технологий его проведения, такие как технология StageFRAC и QuickFRAC, разработанные крупнейшими нефтяными компаниями США.
В основе этих технологий лежит процесс ГРП, заключающийся в нагнетании жидкости в пласт под давлением около 100 Мпа, в результате чего образуется множество трещин и каверн, в которые закачивают проппант или кислоту [9]. Отличительная особенность усовершенствованных методов гидравлического разрыва - последовательные операции разрыва по всей длине скважины.
Жидкость разрыва в процессе ГРП является основным рабочим инструментом, к выбору которого нужно подходить индивидуально в каждом конкретном случае. В качестве жидкости разрыва можно использовать не все жидкости, а лишь отвечающие определенным требованиям. Так, в связи с большим расходом, она должна быть дешевой, должна удерживать проппант во взвешенном состоянии, а после обработки скважины жидкость должна хорошо удаляться и не задерживаться в пласте [5,10].
Как уже отметили выше, в основном процесс ГРП совершенствуется американскими компаниями, это объясняется лидирующей позицией США по количеству проведенных обработок. Рассмотрим уже активно применяемую технологию StageFRAC, разработанную компанией Shlumberger. Система StageFRAC позволяет выполнять ряд операций ГРП за одну скважинооперацию. Основным оборудовани-
ем этой технологии являются специальные пакеры, которые опускаются в скважину и разделяют пласт на независимые интервалы. В процессе проведения операции муфты, расположенные между каждыми па-керами, последовательно открываются и отсекают нижерасположенные интервалы после проведения в них ГРП [11]. Преимущества применения такой технологии очевидны, важнейшее из них - это многократное увеличение продуктивности скважины за счет увеличения диапазона проникновения трещин и разрывов пластов. Также нельзя не отметить снижение затрат за счет уменьшения размеров оборудования [12].
Система РшскРИАС, разработанная корпорацией РаскегеР1и5епе^§етсе51пс., схожа по принципу действия с системой StageFRAC. Эта технология также позволяет провести обработку всей скважины, а это около 65 ступеней, всего лишь за 14 технических манипуляций на поверхности скважины. При использовании системы QuickFRAC количество операций снижается, а количество разрывов увеличивается [13]. Система уже внедрена в промышленность и активно применяется на месторождениях во всем мире. При использовании системы QuickFRAC используется инновационная техника минимального отклонения. Для каждой обрабатываемой ступени в системе предусмотрен ряд рукавов, называемых QuickPORT с примыкающими пакерами RockSEAL®II. Такое совмещение оборудования создает многочисленные индивидуально изолированные ступени в пределах одной зоны обработки. Изолированные зоны пласта активируются поочередно специальными шарами - активаторами разного диаметра (шар с самым большим диаметром запускается последним). QuickFRAC позволяет равномерно распределять групповые разрывы при условии постоянной скорости закачки, значительно сокращая расход рабочей жидкости. Также снижаются затраты из-за уменьшения количества операций, а проводимость пласта повышается вследствие меньшего объема рабочей жидкости [14].
Зачастую, встречая понятие гидравлический разрыв, имеется в виду проппантный разрыв, но нужно помнить, что для карбонатных пластов используется разрыв кислотный, где в качестве жидкости разрыва применяют кислоту и кислотные составы [15].
Благодаря разработкам компании ScЫumberger стало возможным объединить процесс кислотной обработки с процессом многоступенчатого гидравлического разрыва. Эту технологию, названную RapidSTIM, разработали специально для карбонатных пластов с целью достижения максимально эффективного результата. Эта технология имеет множество достоинств, из которых можно выделить сниженное время обработки, равномерное распределение кислоты по стимуляционным ступеням с помощью пакеров RockSEAL®, а также возможность обхождения нежелательных участков пласта (вода, сланцы и др.) [16].
Подбор рецептур кислотных жидкостей и определение их параметров является задачей первостепенной важности. Основными параметрами при проектировании кислотной трещины являются коэффициент диффузии, коэффициент скорости и порядок ре-
акции. Эти параметры определяют расстояние, которое проходит кислота вдоль гидравлической трещины до точки полной нейтрализации. В 2013 году Российскими учеными, совместно с институтом нефти в Польше, были проведены исследования жидкостей для кислотного гидравлического разрыва на основе 15% соляной кислоты (96%) с добавлением «Нефте-нола К» марки НК-ФД (4%), кислотный состав по рецептуре СЬеугопРЫШрБ с использованием 20%-ного раствора соляной кислоты. Исследования показали, что добавление «НефтенолаК» практически не меняет коэффициент диффузии в солянокислом растворе. В кислотном геле по рецептуре ЗИеугопРЫШрз коэффициент диффузии снижается на два порядка для башкирских отложений и на один порядок для турнейских. В нефтекислотной эмульсии он уменьшается на три порядка, как для башкирских, так и для турнейских отложений [17].
При изучении технологии гидравлического разрыва, особое внимание уделяется вопросу экологии и безопасности окружающей среды. Известно, что среди ученых всего мира существует множество противников данного процесса, но последние данные говорят о том, что процесс изучается, совершенствуется и уже на сегодняшний день не представляет вреда для окружающей среды.
Подробнее рассмотрим возможные последствия применения технологии ГРП и пути их решения. Противники метода утверждают, что ГРП является причиной землетрясений, загрязнения подземных вод, загрязнения воздуха и окружающей среды, помимо этого данный метод требует расхода огромного количества воды. Однако, на сегодняшний день доказано, что ГРП не может являться причиной землетрясений, он может вызвать лишь микросейсмические колебания на глубине от 1500-3500 м., которые никак не проявляются на поверхности земли. В вопросе загрязнения грунтовых вод исследования не выявили никаких загрязнений от проведения процесса, хотя есть риски загрязнения, преимущественно на старых скважинах в результате утечки из труб. Современное оборудование позволяет проводить мониторинг всех скважин и своевременно выявлять и устранять все утечки. Вопрос загрязнения окружающей среды также разрешим. Для меньшего воздействия на окружающую среду уже разработаны технологии разбуривания нескольких скважин из одной точки на поверхности. Грузовые автомобили переходят на природный газ вместо дизельного топлива, это обеспечивает и экономическую выгоду и оказывает меньшее воздействие на окружающую среду. Также разработаны программы по переработке, очистке, и повторному использованию воды. Для еще более безопасного, чистого, и экономически эффективного проведения процесса нужно продолжать исследования в этой области.
Метод кислотной обработки пласта
Метод кислотной обработки пласта - второй по эффективности среди методов интенсификации нефти, после процесса ГРП, и является болеещадящим по отношению к окружающей среде. Помимо увеличения проницаемости коллектора этот метод позво-
ляет провести очистку скважины от различных отложений [18]. Существует множество видов обработок кислотой, которые подбираются для каждого пласта индивидуально, это могут быть кислотные ванны, пенокислотные обработки, закачка кислоты под давлением, термокислотные и поинтервальные обработки.
Метод кислотной обработки позволяет не только повысить нефтеотдачу пласта, но и, например, очистить призабойную зону от бурового раствора, а оборудование от парафиновых отложений. У данного метода множество функции и все они зависят от выбранного кислотного состава. Международная компания Зиракс предлагает огромный ассортимент реагентов различного состава, например, составы «Флаксокор 110», «Флаксокор 210», ЕхИОП, основанные на соляной кислоте и имеющие в своем составе различные активные добавки. Состав «Флаксо-кор 110» применяется в карбонатных пластах сразу же после бурения скважины он способен очистить призабойную зону и саму скважину от бурового раствора, а также увеличить проницаемость [19]. Состав «Флаксокор 210» используют преимущественно для терригенных и карбонатных коллекторов. Этот состав имеет ряд преимуществ: он обладает высокой растворяющей способностью, не образует эмульсию, не вызывает коррозию оборудования, обеспечивает увеличение притока нефти. Состав ЕхйОП улучшает проницаемость скважины за счет увеличения количества и размеров пор. С применением этого состава могут проводиться кислотные ванны для очистки оборудования. В таблице 1 представлены результаты применения раствора «Флаксокор 110» на скважинах ООО «РН-Ставропольнефтегаз» в 2014 году.
Кислотные обработки 21гах, проведенные в 2014году, увеличили показатели нефтедобычи от 1,5 до 17 раз в зависимости от геологических условий [20]. Наибольший эффект дает применение новейшей самоотклоняющейся кислоты, уже разработанной компанией 8сЫишЪе^ег.
Таблица 1 - Результаты применения раствора «Флаксокор 110»
Скважины Дебит до Дебит после
применения применения
«Флаксокор «Флаксокор
110», % 110», %
Озек-Суат №3003 6 15
Прасковейское 1 17
№64
Пушкарское №108 7 9
Озек-Суат №257 1 20
Система VDA - вязкоупругая самоотклоняющаяся кислота, применяемая для полного охвата многозонных карбонатных коллекторов при кислотных обработках [21]. С точки зрения эффективности затрат и простоты технологического процесса, идеальная система должна быть самоотклоняющейся, закачиваться в пласт под давлением и не создавать в нем остаточного загрязнения. Существующие технологии в области самоотклоняющихся кислотных систем базируются на
полимерных основах, но полимеры, как мы знаем, не разрушаются и служат загрязнителями коллектора. В этом случае более целесообразно применение самоотклоняющихся систем на основе ПАВ. Этой разработкой уже занимается компания Schlumberger, а также исследования проводятся и российскими учеными. Технология вязкоупругих ПАВ исключает повреждение коллекторских свойств пласта, возникающего из-за использования твердых частиц и полимеров в кислотных системах. VDA может быть использована как в качестве самостоятельной технологической жидкости, так и в сочетании с другими системами. Система VDA является невязкой жидкостью, но по мере поступления в пласт и реагирования с породой вязкость быстро увеличивается. Высокая вязкость кислоты не позволяет ей проникнуть дальше в трещины, а дает возможность проникнуть в них еще не прореагировавшей жидкой кислоте. Эффективность отклонения профиля нагнетания при использовании системы VDA, увеличение степени охвата зоны обработки и улучшение проницаемости после проведения работ в одноствольной скважине были совсем недавно оценены по достоинству одним из крупнейших заказчиков на Ближнем Востоке. Исследования результатов обработки показали, что система VDA позволила успешно решить не только поставленные задачи по отклонению профиля нагнетания рабочей жидкости, но и по интенсификации добычи.
Компанией Baker Hughes разработана технология по кислотной обработке пласта StimTunnel. Кислота, подаваемая в породу под давлением создает эффект бурения, что позволяет инструменту StimTunnel создавать вторичные туннели от главного ствола скважины. Основным преимуществом сервиса StimTunnel является его способность увеличивать площадь притока скважины без использования ГРП и дорогих буровых растворов. В этой технологии используется соляная кислота, которая упрощает работу, не выделяя разрушительных побочных продуктов. Единственными побочными продуктами являются вода, и двуокись углерода ни один из которых не может привести к повреждениям оборудования [22].
Заключение
Мировая нефтедобывающая промышленность активно развивается, совершенствуется и ежегодно удерживает показатели нефтедобычи на должном уровне за счет усовершенствования старых и внедрения новых методов повышения нефтеотдачи. Российские нефтяные компании не исключение. И на сегодняшний день они активно внедряют западные и отечественные технологии интенсификации нефти. Применение вязкоупругих систем в процессах интенсификации нефти - это перспективное направле-
ние, которое позволяет поддерживать и повышать показатели нефтедобычи, не прибегая к разработке новых месторождений. Перспективными эти методы считаются благодаря тому, что с годами запасы нефти будут лишь иссякать, а значит, что для более полного освоения месторождений и более эффективной добычи нефти будут необходимы новые и усовершенствованные методы по добыче и интенсификации нефти. Кроме того, все внедряемые технологии должны быть экономически выгодны и соответствовать экологическим требованиям. Рассмотрев в данной статье методы интенсификации нефти, можно сказать об их успешном развитии и внедрении, а значит и об успешном развитии нефтедобывающих стран, в которых эти методы применяются.
Литература
1. Четверикова И.А., Вестник Пресс-Службы ЦВК Экспоцентр, 1, 3, 72-75 (2016)
2. В.А.Кудинов, Б.И. Сучков, Методы повышения производительности скважин. Книжное изд-во, Самара, 1996, 414 p.
3. Зингель Е.М., Нефть.Газ.Новации, 6, (2012)
4. Бабалян Г.А., Леви Б.И., Тумасян А.Б, Халимов Э.М., Разработка нефтяных месторождений с применением поверхностно-активных веществ. Москва, 1983, 216 p.
5. КелландМ.А., Промысловая химия в нефтегазовой отрасли. 2015, 608 p.
6. Сладовская О.Ю., Башкирцева Н.Ю., Куряшов Д.А., Вестник Казан. технол. ун-та, 10, 585-591 (2010)
7. В.Г Козин, Н. Ю.Башкирцева, Р.Н. Гарипов, Нефтяное Хозяйство, №8, 79-81 (2004)
8. Гиматудинов Ш.К, Андриасов Р.С., Мищенко И.Т, Петров А.И., Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатациинефтяных месторождений. Добыча нефти. Недра, Москва, 1983, 455 p.
9. Кристеа Н.А, Владиславлев А.С., Евдокимова В.А., Подземная гидравлика. Гос.научно-техн. изд-во нефтяной и горнотопливной литературы, 1961, 344 p.
10. А. Хасаев, Применение вязко-пластичных жидкостей в нефтедобыче. Недра, Москва, 1967, 109 p.
11. Schlumberger Limited, Oilfield Rev., 20 (2008)
12. C. Franco, Soc. Pet. Eng., (2008)
13. Dan Themig, QuickFRAC Animat., (2011)
14. Athans J, Enhaced Online News, (2011)
15. Министерство нефтяной промышленности восточных районов, Нефтяное Хозяйство, 45, (1967)
16. Schlumberger Limited, www.slb.com, 20 (2009)
17. Салимов В.Г., Ибатуллин Р.Р., Насыбуллин А.В., Сали-мов О.В., Kasza P., Czupski M, НефтяноеХозяйство, 1, (2013)
18. Куряшов Д.А., Вестник Казанского Технологического Университета, 10, 155-158 (2011)
19. Демахин С.А., Касьянов Д.Н., Меркулов А.П., Нефть И Капитал, 4, 64-65 (2015)
20. Демахин С.А, Нефтегазовая Вертикаль, 23, 10-11 (2012)
21. A. Nakhli, Saleem Jaffar, Harts E P, 79, 108-110 (2006)
22. J.R. Ortiz Requena, Ahmed Mohamed Fawzy, Mohamed Abdulla Fahim, Firdaus Bin Mohamed Noordin, Noor Nasriq Bin Ujal, Soc. Pet. Eng. Petro, (2015)
© Ю. А. Осипова, магистрант каф. химической технологии переработки нефти и газа КНИТУ, julios.mymail@gmail.com; Б. Р. Вагапов, ассистент той же кафедры, boulat88@gmail.com; А. А. Мухаметзянова, магистрант той же кафед-ры,aliya1996@mail.ra.
© J. A. Osipova, Master's student, Department of Chemical Engineering oil and gas refining, KNRTU, julios.mymail@gmail.com; B. R. Vagapov, assistant of the same Department, boulat88@gmail.com; A. A. Mukhametzyanova, Master's student, the same Department, aliya1996@mail.ru.
