При утилизации низконапорного газа из газовых залежей и попутного нефтяного газа

Одной из важнейших проблем повышения эффективности добычи нефти и газа является утилизация низконапорного газа из газовых за­лежей с низким текущим пластовым давлением и попутного нефтяно­го газа. Естественный нефтяной газ состоит, в основном, из смеси предельных углеводородов и является, прежде всего, ценным хими­ческим сырьем. Но зачастую, низконапорный газ сжигают на факеле с потерей высокоценного химического и энергетического продукта с загрязнением окружающей среды продуктами сгорания.

На ряде объектов проблемы с таким газом решены - он по спе­циальным трубам подается на утилизацию.

Однако в ряде случаев утилизировать такой газ можно только подачей в линию высокого давления. Если линия высоконапорного газа недалеко, то часть этого высоконапорного газа можно использо­вать для дожима низконапорного газа. Если же такой вариант не реа­лизуется, то низконапорный газ сжигается на факелах.

Для утилизации низконапорного газа, в отсутствии возможности использовать для его поджима в высоконапорный газ, можно использо­вать воду, регулируя растворимость в ней газа специальными добав­ками, изменяющими наноявления на контакте вода-газ.

Способ предусматривает индивидуальную систему отбора низконапорного газа на каждой нефтяной скважине с приводом от работающего станка-качалки. В этом случае возникает возможность более эффективного сжатия газа до давления, превышающего давле­ние в выкидной линии без использования дополнительных источни­ков энергии, кроме той, которую расходуют на процесс извлечения нефти из скважины. Давление в выкидной нефтяной линии исполь­зуют для транспортирования газа. При этом существуют модифика­ции и трансформации способа таким образом, что в качестве низко­напорного можно использовать газ не только из скважины, но и газ на любой стадии переработки углеводородного сырья или химического производства.

На газовых скважинах низконапорный газ можно отбирать (улавливать) эжектором, через который прокачивают рабочую жид­кость с требуемым давлением для транспортировки низконапорного газа. После эжектирования водогазовую смесь с требуемым давлени­ем подают в сепаратор, где осуществляют отделение жидкости от га­за. Процесс сжатия низконапорного газа и транспортировки его в се­паратор осуществляют, зачастую, исключительно за счет использова­ния механической энергии струи эжектора. Конкретная схема сжатия низконапорного газа зависит от конкретных условий на объекте, свойств низконапорного газа и применяемой рабочей жидкости.

При использовании самой простой схемы механического сжатия низконапорного газа с применением в качестве рабочей жидкости во­ды, используемую воду облагораживают специальными добавками, изменяющими наноявления на контакте вода-газ, для снижения коли­чества остаточного газа в воде после сепарации водогазовой смеси. Очищенная в установке гидроочистки вода без серосодержа­щих примесей обладает повышенной сорбционной способностью, чем циркулирующая в качестве рабочей жидкости углеводородсодержащая среда. Чем больше очищенной от примесей воды поступает для подпитки циркулирующей рабочей жидкости, тем больше абсор­бируется сероводорода и других вредных примесей из сжимаемого низконапорного углеводородсодержащего газа, и тем более чистый газ получает потребитель. После сепаратора газ с требуемым для транспортировки давлением направляют в магистральный газопро­вод, а рабочую жидкость, в частности воду, возвращают в эжектор.

 

2.6. Применение инновационных нанотехнологий

на нефтяных месторождениях Азербайджана

 

Используемые в настоящее время технологии принудительной добычи нефти (компрессорная, глубинные насосы), а также методы повышения продуктивности скважин (водонагнетательный, ГРП, химическая и термическая обработка забоев и другие) позволяют извлекать в среднем лишь до 40% сырья, находящегося в антиклинальных ловушках.

В Бакинском государственном университете экспериментальным путем удалось получить наноструктуры алюминия, железа и магния. Была поставлена серия экспериментов по созданию жидких нанокомпозиционных материалов (ЖНМ), проведен цикл внедренческих работ на экспериментальных скважинах на ряде месторождений Гум- Адасы и Мелководные Гюнешли, на промыслах Сураханов, в НГДУ «Апшероннефть». Исследования осуществлялись в скважинах, где для принудительной добычи нефти использовались газлифтный и эрлифтный методы, а также штанговые глубинные насосы-качалки.

72 нефтяные скважины стали «участницами» проекта. Но их число со временем будет расти. Сначала каждая скважина была детально изучена: расчет суточного дебита, обводненности. Затем в пласт закачивалась ЖНМ, и параллельно замеряли показатели.

ГНКАР является производителем ЖНМ и основоположником метода, основанного на использовании наноструктур алюминия, не имеющего аналогов в мире. Состав ЖНМ - ноу-хау Азербайджана.

При закачке ЖНМ был получен ряд новейших эффектов:

1) После закачивания ЖНМ в пласт в нем происходит локальная химическая реакция с выделением углекислого газа. В результате появляется дополнительная энергия, за счет которой смесь поднимается на поверхность. Благодаря этому эффекту в течение трех месяцев на 48 скважинах было получено 676 т нефти.

2) ЖНМ обладают деэмульсионными свойствами, поэтому при использовании нанотехнологии на 20-25% уменьшилась водонасыщенность извлекаемой из скважин эмульсии нефть- вода. Благодаря ЖНМ на внутренней поверхности буровых труб из крупных пузырьков газа образуются мелкие.

3) Энергоемкость снижается на 30%.

4) Проявляется антикоррозионный эффект

5) Увеличивается проницаемость пластов. Таким образом, применение нанотехнологии позволяет рассасывать пробки в призабойной зоне пласта, эффект применения нефтедобычи промысловой нанотехнологии можно назвать синергетическим (самоорганизующимся).

Нефтедобывающие предприятия сейчас эксплуатируют в общей сложности 7225 скважин, из которых 60% имеют суточный дебит 0,3-2,5 т. А более чем в 50% скважин, эксплуатирующихся десятки лет, пластовое давление в настоящее время близко к нулю. Т.о., система пласт-скважина перешла из неравновесного состояния, обеспечивающего поднятия сырья на поверхность, в равновесное.

При этом 1$ вложенный в нанотехнологию, дает в настоящее время прибыль более чем 40$ - это только от увеличения объемов нефтедобычи, т.е. без учета сокращения расхода энергии.

 

 

Глава 3

 

ПРИКЛАДНАЯ ФИЗИКО-ХИМИЯ НАНОСИСТЕМ

И НАНОЯВЛЕНИЯ В НЕФТЕГАЗОВЫХ ПЛАСТАХ

 

 

Основным методом разработки нефтяных месторождений явля­ется заводнение. Возникающие при этом явления смачивания на кон­такте водный раствор - нефть определяются зарядовыми взаимодейст­виями и имеют наноразмерный масштаб. А углеводородные системы (нефть, конденсат, природный газ) сами по себе являются наносистемами. Наносистемы образуются и при конденсации и диспергации исходных тел.

Что касается воды, то основные свойства воды определяются на молекулярном уровне (наноуровне). Было также установлено, что у воды на наноуровне есть память.

Большинство природных и техногенных наносистем находится вдали от равновесия, и их состояние непрерывно изменяется по мере движения к равновесию. После возникновения наночастиц система оказывается удаленной от равновесия, что изменяет основные свойства системы. Появившаяся для описания этих эволюции прикладная физико-химия наносистем посвящена разработке методов предсказания эволюции конкретных наносистем в условиях их использования, соз­данию теоретических основ применения наносистем в технике и тех­нологиях, а также поиску оптимальных способов эксплуатации, раз­работке теоретических моделей образования и миграции наночастиц в окружающей среде и методам очистки природных вод.

Традиционная физико-химическая механика, должна быть раз­вита для УДС с учетом неравновесности УДС. Одно из центральных положений неравновесной термодинамики состоит в том, что при больших отклонениях от равновесия эволюция УДС завершается об­разованием самоорганизованных диссипативных структур. К самоор­ганизованным наноструктурам, например, относятся прямые и обрат­ные мицеллы ПАВ. При диффузии концентрированного раствора со­ли через гель, содержащий другой электролит с более низкой концен­трацией, можно получить труднорастворимый осадок. Возникающие сомоорганизующиеся наноструктуры могут иметь масштаб от наноуровня до макроуровня.

 

3.1. Изменения упругоемкости пласта, взаимовлияние механических напряжений и физико-химических наноявлений на контакте жидкости

с породой при вытеснении нефти

Большое влияние на продуктивность добывающих скважин ока­зывают свойства коллектора в призабойной зоне при деформацион­ных процессах пород за счет упругих свойств коллектора.

Учитывая большую роль глинистых минералов в призабойных зонах скважин, пористость m и упругоемкость пористой среды не­обходимо рассматривать как функцию от коэффициентов объемной К_гл и активной К_гл^а глинистости, минерализации фильтрующейся воды С:

 

m = m (Р_пл , _эфф, К_гл, К_гл^а, С, Т); (2)

 

= (Р_пл, _эфф, К_гл, К_гл^а, С, Т); (3)

 

где Р_пл - пластовое давление, _эфф - эффективное напряжение, Т - температура.

На рис. 3 показаны изменения дебитов и коэффициентов про­дуктивности по жидкости и нефти при изменении пластовых давле­ний и депрессий в скв. 9030.

Рис. 3. Изменения пластового давления Рпл, депрессии ∆Р и плотности закачиваемой воды d (a), коэффициентов продуктивности по жидкости и нефти

 

Видно, что снижение пластового давления после всплеска в 1980 г. (рис.3. а) ведет к снижению дебитов и коэффициентов про­дуктивности. При этом наблюдается гистерезис продук­тивности, т.е. их значения не восстанавливаются после увеличения пластовых давлений и депрессий (в 1987 г. и 1990 г.), хотя некоторый рост коэффициентов продуктивности заметен.

Изменение минерализации закачиваемой воды существенно влияет на продуктивность скважин горизонта Д1 Ромашкинского ме­сторождения. Начальная пластовая минерализация воды на этом объ­екте - 220-280 г/л (плотность 1,19 т/м³). В нагнетательные скважины закачивалась вода практически постоянной минерализации 50-70 г/л (плотность 1,05 т/м). Следовательно, в призабойной зоне скв. 9030 вода плотностью 1,05 т/м³ приведет к изменению состояния глинистых минералов, как из глинистого цемента, так и попавших из бурового раствора.

Вместе с тем, после 1980 г. попутная вода в скв. 9030 была прак­тически такой же, как закачиваемая (рис.3.а). Следовательно, изме­нения продуктивности после 1980 г. не могут быть связаны с измене­нием минерализации попутной воды, а являются следствием измене­ния упруго-пластичных свойств коллектора.

Примем значения и одинаковыми и равными 0,001 МПа^-1, = 0,00045 МПа^-1 (что соответствует сжимаемости на глубинах 1500-2000 м сцементированных песчаников с глинистым цементом), а m = 0,123.

После пуска скв. 9030 уменьшение минерализации воды от 240 до 60 г/л приведет к уменьшению пористости m на 5% и значение * (при постоянном ) уменьшится на 4%.

Для рассмотрения влияния глинистых минералов на учтем, что пористая среда состоит из песчаного скелета и цементирующих его глинистых минералов. Тогда при сохранении структуры пористой среды (малом изменении минерализации или малых депрессиях):

 

=(1-К_гл^об) +К_гл^об (4)

где и - коэффициенты сжимаемости песчаного скелета и глини­стых минералов.

При значимых изменениях минерализации или депрессии, при­водящих к изменению структуры пористой среды, изменение будет зависеть от конкретных условий и требуются специальные экспе­риментальные исследования для определения зависимости (Р_пл, _эфф, К_гл К_гл^а, С, Т). Для расчетов деформации пород в призабойных зонах к известным уравнениям деформации грунтов требуется добавить уравнение пере­носа солей.

В промысловых условиях проявлением этих эффектов является характерное искривление индикаторных диаграмм к оси депрессии, сопровождающееся к тому же необратимым снижением коэффициен­та продуктивности скважины. Для оценки характера и уровня дефор­мационных изменений проницаемости применяются специальные механические испытания образцов керна пород-коллекторов. Опыты проводились как на сплошных, так и на трещиноватых образцах, в том числе содержащих естественные макроскопические трещины.

Эксперименты на кернах терригенных коллекторов показывают, что создание больших депрессий на пласт вызывает деформацию ске­лета породы, ведущую к снижению проницаемости. При возвраще­нии пород пласта в исходное состояние, их проницаемость обычно восстанавливается не полностью. Для пластов, представленных глиносодержащими породами, снижение проницаемости наиболее суще­ственно (в разы и даже в десятки раз), и имеет практически необра­тимый характер, что обусловлено пластическими деформациями грунтового скелета (рис. 3).

Взаимовлияние механических напряжений и протекающих фи­зико-химических явлений на контакте жидкости с породой (набуха­ние глин, отрыв глинистых частиц, выпадение осадков, растворение и т.п.) при вытеснении нефти, оказывает значимое влияние на измене­ние фильтрационных свойств пласта и формирование его остаточного нефтенасыщения. Для исследования этих процессов на установке всестороннего сжатия, разработанной в ИПМех РАН, было ис­пытано около двухсот образцов из кернового материала, отобранного с различных месторождений.

Результаты испытаний показали, что снижение пластового дав­ления для большинства исследованных пород приводит к существен­ному снижению проницаемости. При этом отмечено, что наблюдаю­щиеся в опытах изменения проницаемости напрямую связаны со структурными особенностями грунтового скелета.

Экспериментальные исследования выполнялись на образцах из кернов терригенных коллекторов Ромашкинского месторождения (песчаник, алевролит).

В лабораторных испытаниях осуществлялось моделирование процесса вытеснения:

а) при разгруженном грунтовом скелете образца;

б) в условиях сжатия грунтового скелета, модели­рующих пластовые;

в) при циклически меняющемся уровне сжатия грунтового скелета.

При моделировании пластовых условий обнаружено, что про­ницаемость пород изменяется в разы по сравнению со случаем, когда напряжения на грунтовый скелет породы близки к атмосферному давлению. Моделирование показало, что в испытаниях, длившихся сутки, при прокачке дистиллированной воды через образцы песчани­ка при пластовых условиях наблюдалось более чем 2-х кратное сни­жение проницаемости по сравнению со случаем, когда скелет поро­ды был разгружен от эффективных напряжений.

Были проведены эксперименты при циклических нагружениях. Обнаружено значительное (в несколько раз) снижение проницаемо­сти породы с ростом напряжений на грунтовый скелет для всех цик­лов. Кроме того, наблюдается тенденция снижения проницаемости с ростом числа циклов (рис. 3).

Исследования показали, что изменения проницаемости и порис­тости нефтяного коллектора зависят от:

1) его начальной проницае­мости, распределения и количества глинистого материала (изменения в пласте и призабойной зоне будут различны), типа коллектора (терригенный, карбонатный);

2) динамики нагружения;

3) величины пла­стового давления;

4) минерализации воды;

5) неоднородности кол­лектора;

6) структуры порового пространства.

Были исследованы изменения проницаемости призабойной зоны пласта в процессе его вскрытия. Эти испытания показали, что паде­ние проницаемости пород в этом случае в несколько раз выше, чем в условиях всестороннего сжатия. Для глиносодержащих терригенных пород снижение проницаемости в призабойной зоне пласта при вскрытии пластов может быть в 2-3 раза большим и носит необрати­мый характер. В приствольных зонах резкое необратимое снижение проницаемости составляет от нескольких десятков до сотен процен­тов. В удаленной от скважины части пласта уровень механогенного снижения проницаемости намного ниже - от нескольких процентов до первых десятков. Для карбонатных пород, наоборот, наблюдается рост проницаемости в призабойной зоне пласта.

Нефтеотдача в очень большой степени зависит от абсолютных значений проницаемости. Поэтому технологии, регулирующие нано­явления в коллекторе с учетом влияния его напряженного состояния, будут приводить к повышению нефтеотдачи.

 

3.2. Добавки в воду, регулирующие наноявления ионнообмена при вытеснении нефти

 

При вытеснении нефти водой может происходить переход компонентов нефти (таких как СO₂, H₂S и другие) в водную фазу.

Компонентообмен между нефтью и водой при заводнении про­исходит в результате растворимости легких компонентов нефти в недонасьпценной ими закачиваемой в пласт воде. Если пластовая нефть содержит сероводород, то вследствие хорошей растворимости его в воде он начнет переходить в водную фазу и добываться вместе с ней. С учетом токсичности сероводорода степень влияния компонентообмена при разработке пластов с сероводородосодержащими нефтями нуждается в детальном исследовании.

Для изучения особенностей компонентообмена в нефтяных пла­стах наиболее реально использовать математическое моделирование процессов. Несмотря на большие сложности как гидродинамического (учет всех характеристик процесса в уравнениях математической мо­дели), так и расчетного (сложность алгоритма, требования к объему памяти и скорости счета ЭВМ) характера, математическое моделиро­вание в некоторых случаях при анализе сложных процессов имеет преимущество перед лабораторными исследованиями. Однако основ­ные зависимости, используемые при математическом моделировании, основаны на более простых лабораторных экспериментах.

При математическом моделировании исследуемого процесса во­да без каких-либо других компонентов вытесняла из пласта нефть следующего состава, %: С₁ - 42; С₂ - 8; С₃ - 6; С₄ - 3; С₅ - 4; С₆ - 1; Ф₁ - 10; Ф₂ -2; Ф₃ - 3; Ф₄ - 1; N₂ - l; С0₂ - 3; Н₂ - 16 (Ф₁ ;Ф₂; Ф₃; Ф₄ - условные фракции для моделирования общих свойств нефти с температурой кипения со­ответственно 134°С, 224°С, 297°С и 320°С и плотностью соответст­венно 778 кг/м³, 831 кг/м³, 870 кг/м³ и 897 кг/м³).

Плотность и вязкость нефти при давлении 30 МПа и температу­ре 105°С равны соответственно 450 кг/м³ и 0,14 мПа.с, плотность и вязкость воды - соответственно 1014 кг/м³ и 0,3 мПа.с. Пласт считал­ся однородным с проницаемостью 0,03 мкм² и пористостью 0,09. Давление насыщения нефти газом 26 МПа. В расчетах использовали фазовые проницаемости для низкопроницаемых коллекторов и кон­станты фазовых равновесий при давлении выше давления насыще­ния. Плотность воды считали линейно зависящей от давления с ко­эффициентом сжимаемости воды, лишенной растворенного газа:

 

(5)

 

При математическом моделировании процесса рассматривали изотермическую фильтрацию N-компонентной смеси, состоящей из компонентов углеводородных и неуглеводородных (азота, диоксида углерода, сероводорода). Последним компонентом является водный. Были добавлены формулы для расчета плотности воды по линейной зависимости от давления с коэффициентом сжимаемости воды (З_в ко­торый определяется массовой и мольной долями растворенных в воде компонентов. Параметр находили по формуле:

 

, (6)

 

где =0,01 т/м³ - коэффициент; Г - содержание растворенного газа в воде, м³/т, причем Г можно определить, зная состав воды.

Из расчетов следует, что компонентообмен между нефтью и во­дой существенно изменяет вязкость и плотность р_н нефти. Если рассматривать эти перемены на момент прокачки одного порового объема воды, то наиболее существенные изменения будут в радиусе 50-100 м от нагнетательной скважины (при расстоянии между сква­жинами L=500-1000 м). Для водонасыщенности 0,15 значения и р_н изменяются только в зоне нагнетательной скважины, причем на 7%, а р_н - 2,5%. Для водонасыщенности 0,5 процесс перемены свойств нефти захватывает уже большую часть пласта. При этом мак­симальное изменение в указанной зоне произошло на 41%, р_н - на 11,4%. В случае, когда водонасыщенность равна 0,85, процесс захватывает все зоны пласта и меняется в зоне нагнетательной скважи­ны уже в 2,5 раза и в зоне добывающей скважины - на 15%, а р_н соот­ветственно на 27,3% и 4,9%. При увеличении объемов прокачки зона изменений и р_н будет увеличиваться и в пределе промытой водой части пласта и р_н остаточной нефти будут значительно отличаться от аналогичных параметров начальной.

Расчеты показали, что в воде растворяются только легкие ком­поненты: H₂S, С0₂, СH₄ и частично С₂Н₅. Вода после установления равновесия с нефтью без изменения состава продвигается по пласту и вытесняет нефть исходного состава.

Таким образом, первоначально источником легких компонентов для водной фазы является только часть компонентов нефти. При ука­занных выше параметрах (на момент прокачки одного порового объ­ема воды, L=500-1000 м) размер этой зоны равен 200-400 м. По мере увеличения объема прокачки, размер зоны, отдающей из нефти в воду легкие компоненты будет расти.

Был проведен расчет компонентоизвлечения для варианта вы­теснения нефти водой при площадной расстановке скважин. Сущест­венное увеличение отбора получено для H₂S и СО₂ и незначительное для выноса СH₄. Коэффициент компонентоизвлечения для H₂S уве­личился на момент времени 20 лет от 0,465 до 0,5, для СО₂- от 0,465 до 0,487. Если нефть не содержит хорошо растворимых в воде ком­понентов (H₂S и СО₂), то компонентоизвлечение изменяется незна­чительно.

Переход компонентов нефти в воду изменяет не только компо­нентоизвлечение, но и сжимаемость воды и нефти в процессе вытес­нения. Расчет влияния компонентообмена на коэффициент сжимае­мости нефти в процессе вытеснения показал, что в основном он будет изменяться в промытой водой зоне, где уменьшится на 40%.

Казалось бы, в чем проблема увеличения выхода H₂S на 3,5%. Но этот пример был посчитан для условий месторождения Тенгиз, где содержание H₂S составляло около 20%. При этом для обессеривания строился завод. Так вот, увеличение количества H₂S в продукции скважин требовало либо увеличить на эти же 3,5% пере­рабатывающую мощность завода, либо при заданной перерабаты­вающей мощности уменьшить на 3,5% уровень добычи нефти. А это уже сотни тысяч тонн.

Столь же актуален для условий месторождения Тенгиз вопрос о сжимаемости пласта в процессе заводнения, поскольку усадка по­верхности над месторождением Тенгиз с толщиной продуктивного пласта более 1 км имеет важнейшее значение для этой территории.

Поэтому облагораживание воды добавками, регулирующими на­ноявления ионнообмена, имеет огромную практическую значимость.

 

3.3. Фазовые равновесия многолетнее мерзлых пород и гидратов метана при изменении термобарических условий

Исследованиями показано, что теплоемкость льда в окрестности точки плавления в объеме и в пористой среде с характерным разме­ром частиц 20 нм сильно отличается. Это означает, что плавление льда начнется более чем на 20°С раньше, чем при нулевой температуре, как это следует из замеров в объеме. Данный вывод оз­начает, что при расчете растепления скважин в многолетне мерзлых породах надо ориентироваться не на нуль, а на -20°С.

Столь же значимо влияние пористой среды на равновесие в сис­теме «вода-гидрат метана-метан». Как следует из ре­зультатов замеров, давление, необходимое для разрушения газогид­ратов в пористой среде на 1-2 МПа выше, чем это следует из замеров в объеме. Это отличие увеличивается с уменьшением размеров пор. Поэтому для разрушения газогидратов в стволе скважины и в место­рождении газогидратов (в пористой среде) требуются давления, от­личающиеся на несколько МПа.

 

Глава 4

 

КЛАССИФИКАЦИЯ НАНОТЕХНОЛОГИЙ

В ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА

 

 

Нефть, безусловно, наножидкость. Кстати, как и вода. Но никто же не станет утверждать, что приготовление пищи - это нанотехнология. Поэтому не все процессы вытеснения нефти из пористых сред являются нанотехнологиями. Хотя существу­ет много наноявлений в нефтегазовых пластах, кроме влияния ас­фальтенов, регулирование которых производится на макроуровне.

Нанотехнологии для добычи нефти газа и нанотехнологии в добыче нефти газа - это большие, но разные группы технологий. Так к нанотехнологиям в до­быче нефти газа относятся технологии воздействия на нефтегазовый пласт и продукцию скважин, а к нанотехнологиям для добычи нефти газа относятся технологии переработки и транспорта нефти, непо­средственно бурения скважин и создания специфического нефтегазо­вого оборудования.

 

4.1. Мероприятия воздействия на нефтяные пласты

 

По применяемым средствам мероприятия воздействия на нефтя­ные пласты могут быть разделены на:

- уточнение С истемы разработки (уплотнение сетки скважин,

группирование объектов и пластов),

- Г и д родинамические (циклика, изменение направления потоков,изменение депрессии в добывающих или нагнетательных скважинах),

- Т е х нические (гидроразрыв, горизонтальные и наклонно-

направленные скважины, зарезка боковых стволов, перфора­ция, режим бурения),

- Х имические (ПАВ, полимеры, щелочи, кислоты, эмульсии, соли, гели, ШФЛУ, силикаты),

- Г азовые (углекислый, углеводородный и дымовой газы, азот,

водогазовые смеси, пены, термонеустойчивые агенты),

- Т епловые (горячая вода, пар, горение, термогенерирующие

агенты),

- Ф изические (магниты, вибротехнологии, электровоздействие),

- Б иологические (на основе биотехнологий)

- комбинированные (К - из первых трех групп, КХ - не только). Заглавные буквы в названиях групп технологий позволяют бо­лее кратко записывать тип мероприятия. При воздействии на нефте­газовые пласты к числу газовых технологий, безусловно, относится сайклинг-процесс, а к числу химических технологий - закачка воды с регулируемым химическим составом на барьер между нефтяной ото­рочкой и газовой шапкой.

С-технологии, основанные на изменении расстановки скважин, имеют характерный масштаб сотни метров. ТН-технологии гидрораз­рыва и горизонтальных скважин - десятки и сотни метров. ТН-технологии перфорации - метры. Х-технологии ликвидации заколон-ных перетоков - сантиметры и не могут быть отнесены к нанотехно­логиям. КХ-технологии очистки закачиваемых вод, полимерные (за­гущающие), гелевые, полимер-дисперсные, водогазовые - микроны, и также не могут быть отнесены к нанотехнологиям.

 

 

4.2. Нанотехнологии в добыче нефти и газа

 

К нанотехнологиям относятся технологии, основанные, в пер­вую очередь, на регулировании зарядовых взаимодействий (как уже отмечалось выше, технологии регулирования смачиваемости, состоя­ния глин, межфазного массообмена). К нанотехнологиям также отно­сятся технологии регулирования толщины пленок жидкостей на по­верхности пород, химического состава подаваемых в скважины аген­тов, термотехнологии, биотехнологии, технологии на основе приме­нения физических полей. Безусловно, к нанотехнологиям относится такая газохимическая технология как применение пен, основанная на наноявлении смачиваемости, и регулируемая на наноуровне.

Традиционные модели многофазной фильтрации в пористых средах (теоретические и экспериментальные) основаны на крупно­масштабных моделях пористых сред с характерным размером эле­мента пористой среды от сантиметра и более. В этих моделях капил­лярными эффектами на нано уровне (капиллярный гистерезис) пренебрегалось.

В соответствии с открытием именно величина ка­пиллярного гистерезиса в системе «нефть-вода-порода» определяет макропараметры нефтевытеснения. Величина капиллярного гистере­зиса зависит от смачивающих свойств поверхности пород, опреде­ляемых зарядовыми взаимодействиями.

Зарядовые взаимодействия определяют распределение фаз в поровом пространстве при различных компонентном и ионном составах фаз, особенности фильтрации воды, нефти и газа, поведения глин, образования газогидратов и асфальто-смолисто-парафинистых отло­жений (АСПО).

Технологии заводнения с применением поверхностно-активных веществ основаны на повышении нефтевытесняющих свойств воды путем активации капиллярных и диффузионных процессов молеку­лярного вытеснения нефти со сниженным межфазным натяжением.

В основе применения алкилированной серной кислоты для по­вышения нефтеотдачи пластов лежит комплексное воздействие моле­кул этого реагента на молекулы минералов скелета пласта с образо­ванием анионоактивных ПАВ.

Управление молекулярной структурой подземных флюидов ле­жит в основе ряда микробиологических технологий увеличения неф­теотдачи. Так, аэробные углеводородокисляющие бактерии переводят в подвижное состояние молекулы парафиновых углеводородов нефти.

 

4.3. Совершенствование

нефтегазовых нанотехнологий

 

Нефтяные компании проявляют все возрастающий интерес к модификации молекулярных систем в нефтяных пластах с помощью волновых технологий с использованием излучений различной приро­ды, частоты и интенсивности. В настоящее время термин «наножидкость», главным образом, используют для описания суспензий (кол­лоидных систем с твердой дисперсной фазой). Однако намечается тенденция к расширению понятия, то есть дисперсной фазой в наножидкостях могут быть наночастицы любой природы. Результаты ис­следований позволили сделать вывод о том, что сырые нефти пред­ставляют собой так называемые «ассоциативные наножидкости». В связи с этим многие традиционные технологии разработки месторож­дений подлежат пересмотру и должны проектироваться с учетом комплексных фазовых диаграмм находящихся в нефти наноколлоидов, формируемых, в основном, асфальтенами.

В числе важнейших научно-технических проблем нефтегазодо­бычи вице-президентом РАН академиком Н.П.Лаверовым отмечены: разработка математических моделей управления процессами извле­чения нефти с использованием химических, физических, тепловых и иных методов воздействия на пласт; промышленная разработка и применение новых технологий нефтегазодобычи; создание и освое­ние технологий сжижения природного газа. Фактически постав­лена задача создания программных комплексов (ПК), адекватно учи­тывающих наноявления в нефтегазовых пластах.

По реализуемым режимам разработки пластов технологии могут быть разделены на первичные, вторичные и третичные. Первичные - на основе естественных режимов разработки (без специального под­держания пластового давления), вторичные - на основе поддержания пластового давления применением заводнения для нефтяных или сайклинг-процесса для газовых залежей, третичные - на основе под­держания пластового давления применением химических реагентов и физических полей. Такое разделение по режимам является общепри­нятым в международном плане, поскольку за рубежом (особенно в США) принято сначала извлекать нефть на упругом режиме, и только потом в некоторый момент начинать заводнение.

В России же заводнение на более 90% запасов было применено с самого начала, и поэтому часто возникала терминологическая пута­ница, когда заводнение считалось первичным режимом, а закачка, скажем, растворов полимеров, вторичным. Фактическая точка в этой российской дискуссии была поставлена член-корр. АН СССР М.Л.Сургучевым, предложившим придерживаться международ­ной классификации.

Развитие нефтегазовых нанотехнологий вызвано необходимо­стью повышения выработки месторождений нефти и газа, поскольку потенциал традиционных технологий исчерпан. Так, потен­циал (нефтеотдача) первичных способов разработки составляет 5-40% (5-10% при нефти с малым газосодержанием, 5-25% при нефти с большим газосодержанием, 10-40% при подгазовой нефти в нефте­газовой залежи с газовой шапкой). При применении вторичных спо­собах разработки на основе заводнения нефтеотдача составляет 20-40%. И только третичные способы имеют потенциал 30-70%. Как следует из данного раздела, большинство третичных спосо­бов относится к нанотехнологиям, которые охватывают почти все за­пасы нефти России.

 

4.4. Наноразмерный подход для исследования реагентов и технологий регулирования состояний газогидратов

 

Фундаментальные исследования физико-химических свойств га­зогидратов ведутся десятки лет, но общепринятой технологии разработки таких объектов так и не создано.

Вполне возможен такой механизм образования газового гидрата: сначала происходит конденсация паров воды, затем проис­ходит ее диссоциация, затем она взаимодействует с углеводородом, и в итоге - образование газогидрата за счет внедрения иона СН₅⁺ с за­рядом протона.

Существование иона СН₅⁺ (этот ион носит название метоний) доказано экспериментально в 1952г. Поэтому можно предска­зать существование многочисленных соединений метана в водных растворах. Однако донорно-акцепторная связь в ионе метония должна быть значительно слабее по сравнению с чисто ковалентной связью в ионе аммония. Поэтому гидратные соединения метония могут суще­ствовать в более жестких термодинамических условиях (при высоких давлениях и низких температурах).

Вышеизложенное является достаточно убедительным аргумен­том в пользу того, что теория гидратообразования должна основы­ваться на существовании иона метония. Известные результаты лабораторных исследований по опреде­лению равновесного состояния в зависимости от концентрации кис­лых газов показывают, что в кислых газах температура гидратообразования значительно повышается, что подтверждает изложенный выше механизм. В свете изложенного можно предположить, что в кислых газах (растворах) способность к гидратообразованию долж­на увеличиваться.