Второе нефтегазовое «дыхание»
Уникальная разработка харьковских ученых позволяет увеличить добычу некоторых углеводородов в 27 раз
В середине лета премьер-министр Юлия Тимошенко сделала заявление: отечественные ученые разработали инновационную методику интенсификации добычи нефти, газа и газоконденсата. Она позволяет выкачивать из-под земли даже традиционно «неизвлекаемые» 30% топлива, что особо эффективно для многочисленных в Украине малодебитных скважин. И актуально в условиях подорожания импортных энергоресурсов.
В эксклюзивном интервью «УТГ» авторы новинки — замдиректора по научной работе харьковского Института проблем машиностроения им. А. Н. Подгорного Олег Кравченко и бывший ведущий научный сотрудник Карина Щербина — подробно рассказывают обо всех уникальных особенностях водородной термобарохимической технологии.
— Насколько актуально для Украины улучшение качества разработки малодебитных месторождений?
К. Щ.: Дело в том, что сегодня неэффективно эксплуатируются или законсервированы от 600 до 2000 малодебитных скважин, где по разным причинам значительно усложнилась добыча. В то же время потенциал таких месторождений достаточно велик. Скважина часто становится малодебитной в процессе эксплуатации вследствие загрязнения коллектора глинами, минеральными веществами и т.п. А ряд месторождений, недавно введенных в эксплуатацию, имеет природную низкую проницаемость коллекторов, которая еще больше снижается при освоении скважин.
«Никаких специальных технологических приспособлений разработка не требует, что значительно снижает затраты при внедрении ее на практике».
В целом же в Украине большинство скважин — малодебитные. Поэтому наиболее актуален вопрос интенсификации добычи сырья именно в этом сегменте. Хотя наша технология может использоваться как на малодебитных скважинах, так и на обычных.
— В чем недостатки существующих методик добычи углеводородов? Что заставило вас взяться за поиск новых решений?
О. К.: Как известно, производительность нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин определяется углеводородными запасами месторождения и качественным состоянием призабойной зоны пласта (ПЗП), ее проницаемостью, которая падает по мере освоения и эксплуатации.
Высказывание «30% углеводородов считаются неизвлекаемыми» относится ко всем скважинам, включая малодебитные. Это обусловлено тем, что 30% углеводородов (от всех запасов месторождения) связаны с породой в различных соединениях. Чтобы извлечь их, необходимо разрушить эти связи с породой. Для этого существует большое количество различных технологий интенсификации добычи. Так, тепловая обработка повышает дебит скважины в среднем в 1,1 раза. Кислотная эффективна на пластах с высоким содержанием карбонатных включений, увеличивает дебит на 20—30%. Обработка ультразвуком в среднем обеспечивает увеличение дебита на 3—10%. Технология гидроразрыва в 2—3 раза эффективнее кислотной, но ее нецелесообразно использовать на метановых скважинах угольных пластов на большой глубине из-за повышенной обводненности. Кроме того, взрывные технологии в ряде случаев сопровождаются нарушением целостности цементного камня обсадной колонны скважины.
Подводя итог, можно сказать: традиционные методы интенсификации недостаточно эффективны. Все они требуют специального оборудования, больших затрат и ограничиваются геологическими условиями месторождения. Поэтому изначально мы задались целью создать технологию, которая объединила бы в себе все лучшие (по эффективности) факторы уже существующих. Работали над ней с 1987 года, а к первым попыткам практической реализации подошли в 1996 году. Запатентовали. Позднее внесли еще ряд новшеств и оформили новые патенты.
Особенность нашей водородной термобарохимической разработки — использование водорода. Мы экспериментально доказали, что в среде водорода повышается проницаемость пласта, улучшаются многие свойства, некоторые породы даже охрупчиваются. Технология эффективна при обработке нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, в том числе обводненных, успешно может использоваться на метановых скважинах угольных пластов.
— Расскажите подробнее о принципах использования технологии.
К. Щ.: С помощью оборудования для капитального ремонта скважин (это оборудование — стандарт, имеется на любой скважине) в пласт на определенную глубину вводится специальный химический состав. В недрах земли, в условиях катализаторного воздействия песчаных пород, глин и алевролитов, вода становится источником получения водорода, а его образование в смеси с газообразными оксидами — цепным процессом. Под их влиянием разрушается связь «порода — углеводород», а высокомолекулярные парафины превращаются в газовые и бензиновые фракции. Это и обеспечивает извлечение «неиз-влекаемых» 30%.
Используемые при термогазохимическом воздействии реагенты, равно как и продукты их реакции, представляют собой экологически чистые системы. Они оказывают положительное влияние на эксплуатационные параметры углеводородов и породу пласта.
— Необходимо ли нефтяникам и газовщикам какое-то специальное оборудование для внедрения вашей технологии интенсификации?
«В нашей практике была и газовая скважина, уровень добычи из которой удалось увеличить в 30 раз».
О. К.: В этом как раз одно из ее преимуществ. Никаких специальных технологических приспособлений разработка не требует, что значительно снижает затраты при внедрении на практике. Для проведения работ на скважине необходимо только оборудование, имеющееся при разработке и эксплуатации месторождения, цементировочный агрегат, проверенная на герметичность запорно-регулирующая арматура нагнетательной и всасывающей линий, стандартное оборудование для спуско-подъемных операций и т. п.
«Изюминка» — в тех химических составах, технологических подходах, которые мы осуществляем при заказе. Реагенты подбираются индивидуально для каждой скважины.
— На всех ли скважинах можно применять разработку?
К. Щ.: Технология адаптируема под широкий круг скважин с различными геофизическими условиями. Прежде чем начинать переговоры об организации работ, мы просим заказчика выслать нам усредненные данные по скважинам, чтобы получить общую картину. Техническое состояние скважины должно обеспечивать проведение работ под давлением, в частности циркуляцию раствора и газа по трубному и затрубному пространству. Желательно предоставление краткого вывода промышленной службы о причинах (геологических, технических) неудовлетворительного состояния скважины, которые подлежат исправлению. После анализа данных мы формулируем условия, при которых может быть успешно использована наша технология.
— Где технология уже применялась? Каковы результаты?
О. К.: Средние показатели по нефти, газу, газоконденсату разные. На данный момент обработано более 30 скважин. Мы увеличивали эффективность добычи в 1,5, 2, 3 и больше раз. В нашей практике была и газовая скважина, уровень добычи из которой удалось увеличить в 30 раз.
Технология прошла успешные испытания на скважинах Восточно-Полтавского, Бугреватского, Тевлинско-Русскинского, Козиевского и других месторождений, обеспечив значительное увеличение притоков углеводородного сырья. Вот лишь некоторые результаты. В 1997 году были обработаны скважины № 9 и 14 Восточно-Полтавского газоконденсатного месторождения ДП «Полтавагазпром», которые находились в консервации с 1976 года. И, собственно, числились в бездействующем фонде. Все традиционные методы по декольматации плотного малопроницаемого коллектора были неэффективными. За 1997—1998 годы скважина № 9 дополнительно дала 35845 тыс. м3 газа и 3399 тонн конденсата. Скважина № 14 за 7 месяцев — 22320 тыс. м3 газа и 2130 тонн конденсата. Скважины остановили свою работу лишь в 2001 году. Практически при том же дебите.
Скважина № 173 Пихтового нефтяного месторождения Пермской области (Россия) на 1 января 1998 года добывала в сутки 4 тонны безводной нефти. После обработки и освоения вышла на стабильный уровень — 12 тонн в сутки.
Скважина № 68 Бугреватовского нефтяного месторождения Ахтырского НГДУ до остановки работала с суточным дебитом 2,5 тонны жидкости (80% — обводненность). После обработки на третьи сутки вышла на стабильный режим с суточным объемом 26 м3 при 20-процентном содержании воды. Таким образом получено десятикратное увеличение дебита.
Скважина 7673 куста 123-го Тевлинско-Русскинского нефтяного месторождения, обработанная в режиме предпламенных процессов, дала увеличение дебита в 4,7 раза, составив 25,1 м3 нефти в сутки.
Скважина №51 Коробочкинского газового месторождения после обработки 23 февраля 2001 года дала увеличение дебита в 30 раз.
Из 34 обработанных скважин только 2 не дали положительного эффекта. Да и то из-за технических неполадок в результате нарушения технологического регламента.
По полученным результатам можно сделать вывод, что технология увеличивает дебит на нефтяных скважинах в 1,5–7 раз, на газовых — в 3–27 раз, на газоконденсатных — в 3–20 раз, на метановых скважинах угольных пластов — в 2 раза.
— Вы могли бы назвать ориентировочную стоимость внедрения ноу-хау? Насколько это дешевле или дороже, чем использование действующих методик интенсификации?
О. К.: Ориентировочная стоимость работы — от 60 до 100 тысяч долларов в Украине, от 100 до 140 тысяч долларов за рубежом, потому что мы вынуждены вывозить свои химикаты, энергетические системы и выплачивать командировочные работникам.
Эти суммы включают экспертизу объекта, наработку химических веществ, систем, то есть полное решение поставленной задачи. Все затраты при осуществлении термобарохимической обработки призабойной зоны пласта полностью окупаются в течение 2—3 недель работы как нефтяной, так и газоконденсатной скважины.
На данный момент наиболее эффективной считается технология гидроразрыва, широко применяемая в США, России и у нас. Но ее стоимость — от 150 до 300 тысяч долларов, к тому же для осуществления работ необходимо специальное дорогостоящее оборудование.
— Внедрение нового всегда сопровождается трудностями. С чем пришлось столкнуться вам?
О. К.: Мы очень долго преодолевали сопротивление структур, уже имеющих технологии по интенсификации добычи углеводородов, пусть даже менее эффективные. У них отработана вся «цепочка» — от разработчиков до внедрения технологии и прохождения финансов. «Цепочки» отрабатывались годами, ломать их сложно.
На данный момент мы обрабатываем единичные скважины. Нашим заказчикам не выгодно сообщать об эффективности технологии другим — своим конкурентам.
К. Щ.: К тому же первая задача большинства интересующихся технологией — не купить, а взять даром с помощью различных ухищрений.
— Иностранцы новинкой заинтересовались?
К. Щ.: Технологией интересуются ученые и производственники из Америки, Китая, Туркменистана. Я с коллегами была в Китае по приглашению Дзелинского университета (г. Хан-Чунь). В сентябре 2008 года руководство Дацинского нефтяного месторождения (г. Дацин) предоставило ИПМаш НАНУ скважины для обработки на выбор. В институт дважды приезжали ученые Род-Айлендского университета с предложениями о проведении совместных работ на месторождениях Оклахомы и Далласа.
— А что же наше государство? Дает «зеленый свет» или хотя бы сигналы о заинтересованности?
К. Щ.: Знаете, когда российский академик Евгений Велихов год назад рассказывал по телевидению, что среди ученых Сибирского отделения Академии наук объявляется конкурс на полноту извлечения углеводородов из пласта, я готова была кричать: в Украине есть такая технология!!!
В 2008 году я написала письмо о нашей разработке премьеру Юлии Тимошенко. И на официальном сайте Кабмина было объявлено о стремлении правительства протестировать и запустить в использование разработанную водородную термобарохимическую технологию.
В августе пришло письмо из НАК «Нефтегаз» с просьбой проработать до 1 октября вопрос, касающийся практического испытания технологии, а также предоставить расширенную информацию о разработке, физических и химических процессах, на которых базируется технология, о рекомендованных геологических условиях для ее использования, соответствии технологии нормативно-правовым актам Украины.
Надеемся, что власть поймет: новая технология интенсификации добычи углеводородов достойна занять нишу среди применяемых массово. Это же в интересах всего государства.
