Российские ученые разработали передовой метод повышения нефтеотдачи кероген-содержащих сланцев. Такие нефтеносные породы крайне трудно поддаются разработке и вместе с тем достаточно широко распространены в России, США, Китае и Южной Америке. Исследование опирается на длительные эксперименты с реальными образцами горючих сланцев и подводит итог семилетнему индустриальному проекту в сотрудничестве с крупной нефтедобывающей компанией, которая может вскоре начать полевые испытания предложенного метода. Работа опубликована в журнале Chemical Engineering Journal, сообщает пресс-служба Сколтеха.
Горючий сланец — разновидность нефтеносной породы с высоким содержанием незрелого твердого органического вещества, называемого керогеном. Для такой породы характерна очень низкая пористость и проницаемость, поэтому добывать из нее нефть затруднительно. При этом даже использование стандартных методов повышения нефтеотдачи, таких как закачка углекислого газа и гидроразрыв пласта, позволяет высвободить из сланца лишь зрелую, жидкую нефть. Что касается самого керогена, он обычно даже не учитывается при подсчете запасов углеводородов: в естественных условиях он станет жидкой нефтью только по прошествии миллионов лет.
«Мы придумали и испытали способ, которым можно прямо в месторождении искусственно преобразовать кероген в нефть и высвободить ее из пласта. Для этого в породу нужно закачать под давлением 200–300 атмосфер очень горячую воду в состоянии так называемой сверхкритической жидкости. В нашем эксперименте со 180-сантиметровой, 18-килограммовой моделью породы, которая на старте не содержала подвижной нефти, зато содержала 10–15% керогена по массе, почти весь кероген оказался преобразован в жидкую нефть, которую удалось практически полностью извлечь из породы. В традиционном подходе такая нефть вовсе не фигурирует в расчетах. Пористость породы за время эксперимента выросла с 0,1% до 30%», — рассказала Елена Мухина, первый автор работы, ведущий научный сотрудник Центра науки и технологий добычи углеводородов Сколтеха.
Эксперимент, завершивший длинную серию испытаний в рамках семилетнего индустриального проекта, продлился 10 суток. Все это время сотрудники института, работая посменно, следили за состоянием оборудования и проводили забор проб нефти, выделявшейся из породы. По результатам наблюдений и измерений ученые пришли к выводу, что при достижении целевой области в пласте вода должна иметь температуру не ниже 350 °C. Тогда процесс естественного преобразования керогена в нефть, который занимает миллионы лет при 100 °C, ускоряется до считанных часов (даже с учетом времени полного извлечения нефти).
Следующий вопрос — как доставить сверхкритическую воду на глубину 3 километра и извлечь оттуда образовавшуюся нефть. Как правило, в случае с низкопроницаемой породой бурят горизонтальную скважину и производят гидроразрыв пласта — закачку воды с реагентами под давлением для формирования трещин в твердой породе. Обычно после этого для увеличения нефтеотдачи в горизонтальную скважину закачивают жидкость и/или углекислый газ, потом выкачивают нефть и снова повторяют этот цикл. Со сверхкритической водой такой подход тоже должен сработать, но, оказывается, есть вариант получше.
«Если использовать одну скважину, то значительная часть воды при каждой закачке теряется в пласте, оттесняя вдобавок часть сгенерированной нефти дальше от скважины. Мы предлагаем бурить сразу две скважины, параллельные в горизонтальной плоскости: одну — для закачки, другую — для добычи нефти. Как показывают расчеты, наш запатентованный метод добычи с двумя скважинами не только экономически оправдан, но и более безопасен для окружающей среды. Во-первых, оборудование для выработки сверхкритической жидкости требует высокой чистоты воды, поэтому никаких дополнительных химикатов не используется. Во-вторых, поскольку вода закачивается в отдельную скважину, ее можно выкачивать обратно из другой скважины, очищать и использовать снова, а это — рациональное использование природных ресурсов», — отметили ученые.
Представленный метод уже проходит согласование в компании — партнере института, после чего станут возможны полевые испытания на месторождении.
