Вы сейчас на новом сайте Сколтеха. Многие ссылки пока ведут на старый сайт. Мы переносим контент и скоро полностью переедем.

Учёные показали: распространённый метод повышения нефтеотдачи может «испортить» сланцевую скважину
subscription
Фото. Денис Бакулин, руководитель фильтрационного эксперимента в Центре науки и технологий добычи углеводородов. Эксперимент раскрыл эффект от применения химического метода повышения нефтеотдачи. Источник: Денис Бакулин/Сколтех

Научная группа из Сколтеха изучила эффект от закачки в нефтеносный сланец двух химических составов для повышения нефтеотдачи. Оказалось, что обе испытанные жидкости — водный раствор промышленного поверхностно-активного вещества и взвесь наночастиц диоксида кремния — не подходят для разработки сланцевых месторождений. Вместо того чтобы облегчать добычу, эти химические агенты могут, наоборот, «запереть» нефть в пласте. По этой причине учёные рекомендуют исследовать альтернативные варианты повышения нефтеотдачи на сланцевых месторождениях. Работа опубликована в журнале Energy & Fuels.

По мере разработки скважины давление в нефтеносном пласте падает, и в какой-то момент продолжать извлекать нефть становится нерентабельно или даже невозможно без закачки в скважину разного рода веществ для увеличения нефтеотдачи. Причём на сланцевых месторождениях этот момент наступает раньше — на многих из них добыча вовсе не ведётся без повышения нефтеотдачи.

Методы повышения нефтеотдачи делятся на три категории. Термические подразумевают нагрев пласта с целью снижения вязкости нефти и повышения мобильности — для этого используют, например, пар, горячую воду или воздух для реализации внутрипластового горения нефти. Мобильность также можно увеличить закачкой углекислого, природного газа и др. — газовые методы основаны на эффекте расширения, «набухания» нефти и снижения вязкости за счет растворения более легких компонент. Наконец, в химических методах может использоваться вода с самыми разными добавками, и механизмы повышения нефтеотдачи у них отличаются.

Сланцевые месторождения — ценный ресурс, который расширяет возможности нефтедобывающих компаний и стран. Это источник углеводородов там, где раньше их с коммерческой точки зрения не было. Однако извлекать сланцевую нефть труднее, чем обычную, а проверенные временем методы повышения нефтеотдачи здесь могут иметь иной эффект, чем на традиционных месторождениях. Понять, какая часть привычного арсенала работает, какая нет и от чего это зависит — ключевая задача научных работников в нефтяной отрасли.

Этот вопрос отчасти прояснила научная группа из Центра науки и технологий добычи углеводородов Сколтеха. Младший научный сотрудник Александра Щербакова, старший научный сотрудник Елена Мухина и их коллеги выполнили численное моделирование и провели два уникальных и технически сложных эксперимента на образцах нефтеносного сланца в рамках долгосрочного проекта по изучению способов увеличения нефтеотдачи баженовской свиты под руководством профессора Алексея Черемисина. Цель экспериментов — проверить, целесообразно ли применять для повышения нефтеотдачи на сланцевых месторождениях закачку воды с наночастицами диоксида кремния либо раствор поверхностно-активного вещества — этот класс соединений известен в быту как основной компонент моющих средств и мыла.

«Мы рассмотрели 13 флюидов и выбрали два из них для испытаний на насыщенных нефтью цилиндрических образцах породы из баженовской свиты — группы месторождений в Западной Сибири, где сконцентрирована бо́льшая часть горючих сланцев в России, — рассказала первый автор научной публикации, младший научный сотрудник Александра Щербакова. — Сначала в образец закачали воду, и коэффициент вытеснения нефти составил 53%. В полевых условиях было бы меньше, но, грубо говоря, смысл этого показателя такой, что примерно половину нефти в коллекторе удалось бы извлечь. Этот показатель послужил ориентиром для оценки эффективности двух агентов, действие которых мы исследовали».

Первый агент — поверхностно-активное вещество с названием (сульфонат эфира натриевой кислоты). Хотя он действительно повысил коэффициент нефтеотдачи, в итоге показатель составил всё те же 53%, что и при закачке обычной солёной воды, а значит, тратить деньги на этот промышленный химикат нет смысла.

Закачку первого агента не только выполнили экспериментально, но и смоделировали. Оказалось, что компьютерная модель верно предсказывает коэффициент нефтеотдачи, но упускает существенный побочный эффект. А именно, эксперимент показал, что поверхностно-активное вещество значительно снизило проницаемость породы, блокировав часть каналов в ней. Так что полагаться только на модели в решении описанной задачи явно преждевременно.

В эксперименте со вторым агентом, взвесью наночастиц в воде, проблема снижения проницаемости породы проявилась ещё сильнее. «Из-за небольшого размера пор и каналов в породе, которые не превышают размер наночастиц, фильтрация флюидов с наночастицами может в конечном итоге привести к критическому повреждению сланцевой породы», — предостерегают в своей статье авторы исследования.

«Мы показали, что закачка воды и поверхностно-активного вещества — сравнительно недорогой и успешно используемый на традиционных месторождениях метод повышения нефтеотдачи — хуже подходит для добычи из сланцевых залежей, в частности баженовской свиты, и несёт в себе существенные риски. Чтобы узнать, сработают ли на сланцах другое поверхностно-активное вещество или иные методы повышения нефтеотдачи, закачка газа например, нужны дополнительные исследования», — подытожила старший научный сотрудник Елена Мухина, руководившая организацией и выполнением исследования.

 Работа выполнена при поддержке Министерства науки и высшего образования РФ в рамках соглашения № 075-10-2022-011.