Сверхкритический разогрев

Еще несколько десятилетий назад добыча нефти выглядела почти романтично: геологи находили перспективное место, буровики вскрывали пласт — и нефть под собственным давлением рвалась на поверхность. Такие фонтанирующие скважины сформировали массовое представление об отрасли.

Но сегодня романтика в прошлом. Современная добыча — это высокотехнологичный сплав механики, химии, гидродинамики и материаловедения. Инженеры больше не ждут милостей от природы. Они активно перекраивают подземный мир: создают сеть трещин, разрывая пласты, направляют потоки жидкостей и газов, а иногда — запускают сложные химические реакции на глубине в несколько километров.

Причина эволюции проста: месторождения «легкой» нефти истощаются, а запасы, запертые в плотных породах, остаются. О том, как запускать нефтепереработку прямо в недрах с помощью технологии термохимического воздействия, поговорили со специалистами «Оил ресурс», которые занимаются разработкой ТТХВ уже сегодня.

Эпоха трудной нефти: от нефтяных луж до «упрямых» залежей

Нефть — вещество подвижное. Миллионы лет она сама пробивалась к свету: просачивалась сквозь трещины и скапливалась в лужах, образуя радужные пленки. Кое-где такие «подарки» природы можно встретить до сих пор. Например, на Байкале каждую весну из-подо льда всплывают углеводороды, накопившиеся за зиму.

Но это редкое исключение. Большая часть мировых запасов сегодня — это нефть, которая либо еле движется, либо заперта в камне. Ее называют «трудной». Если еще в 2005 году на ее долю приходились ничтожные три процента мировой добычи, то к 2025 году в России такая нефть составляла уже больше половины (52 процента) всех запасов и треть (32 процента) всей добычи.

Вообще деление нефти на «легкую» и «трудную» не строгая наука, а вопрос усилий. С «легкой» все просто: она текучая, прячется в пористых породах и бодро выходит на поверхность под давлением пласта. Извлечь «трудную» же нефть — та еще задача. При этом ресурсы ее огромны. По оценкам 2006 года, на высоковязкую нефть приходилось до 70 процентов мировых ресурсов. Огромные залежи скрыты в России (в Урало-Поволжье), в Латинской Америке (особенно в Венесуэле) и в Канаде, где индустрия активно осваивает нефтеносные пески. 

Одна из причин, по которой нефть трудно добывать, — устройство самой породы. Представьте кухонную губку, пропитанную водой. Как ни сжимай ее в кулаке, она останется влажной. Нефтяной пласт устроен похоже: сырье сосредоточено в микроскопических порах и трещинах камня, и выжать его оттуда непросто. 

Вдобавок ситуацию портит вода — как природная, так и та, что нефтяники сами закачивают под землю, нагнетая давление. Вода и нефть не смешиваются. Они борются за место в порах, образуя две фазы. Из-за этого нефть распределяется в породе неравномерно. В одних случаях она образует тонкие пленки на стенках пор, в других — изолированные капли. Капиллярные силы запирают эти капли в лакунах, и подвижная вода обтекает их стороной. В итоге из-за капиллярного и пленочного эффектов, а также из-за застойных, невскрытых и слабопроницаемых зон мы вынуждены оставлять под землей от 30 до 70 процентов углеводородов.

Еще один барьер — вязкость нефти. Тяжелая нефть и природные битумы бывают настолько густыми, что в обычных условиях вообще не двигаются. По консистенции это скорее мазут или холодный гудрон. Классические технологии тут бессильны. Тяжелую нефть нужно сначала «оживить». Обычно пласт греют: от тепла нефть разжижается и начинает течь. Но у такого лобового подхода есть серьезный минус: эффект временный. Стоит пласту остыть, и нефть снова густеет. Битва идет за каждый баррель, и для победы в ней нефтяникам приходится разрабатывать более сложные подземные технологии.

Старые методы и их пределы

Сегодня нефтяники делят методы добычи на три уровня: первичные, вторичные и третичные.

Первичные методы работают исключительно на природной энергии. Бурим скважину, и нефть поднимается на поверхность под естественным давлением газа, воды и горных пород. Но так можно извлечь лишь малую часть запасов — не более 20 процентов, реже до 30 процентов.

Когда природный напор иссякает, включают вторичные методы. Их главная задача — искусственно поддержать давление в пласте. Чаще всего для этого под землю закачивают воду или попутный газ, которые выталкивают нефть к забою скважин. Это простая и самая массовая технология в мире. Она позволяет поднять коэффициент извлечения нефти до 30 процентов, реже до 50 процентов.

Однако «трудная» нефть к таким традиционным подходам безразлична. Чтобы извлекать ее, инженеры разработали третичные методы, или методы увеличения нефтеотдачи (Enhanced Oil Recovery, EOR). К этой категории относятся три направления:

• Химическое: в пласт закачивают полимеры, щелочи и поверхностно-активные вещества (ПАВ), чтобы снизить поверхностное натяжение и помочь нефти легче отделяться от породы.
• Газовое: подземные резервуары насыщают углекислым газом, метаном или азотом. Они растворяются в нефти, снижают ее вязкость и создают дополнительное давление.
• Тепловое: пласт нагревают, чтобы сделать сырье текучим.

Отдельно стоит гидроразрыв пласта (ГРП), или фрекинг. Обычно его считают методом интенсификации притока, но он напрямую влияет и на общую нефтеотдачу. Ведь чем глубже залегает пласт, тем сильнее горное давление сжимает породу. Из-за этого падают ее пористость и проницаемость — нефти просто негде течь. Концепция ГРП решает эту проблему: в скважину под огромным давлением закачивают жидкость, которая раскалывает монолит и создает сеть трещин (SRV, Stimulated Reservoir Volume — стимулированный объем пласта). ГРП не меняет свойства самой нефти, но он прорубает пути для запертых в глубине запасов.

Все эти методы, даже их комбинации, плохо подходят для тяжелой и высоковязкой нефти. Допустим, мы делаем трещины в породе, разогреваем пласт, успеваем взять часть сырья, но затем порода остывает. Более того, разрабатывать нефтяные залежи с помощью пара на глубинах свыше 1,5–2 километров и в плотных, низкопроницаемых коллекторах до недавнего времени было невозможно. Пар стремительно теряет тепло еще по пути вдоль ствола скважины, плохо проникает в поры и не может обеспечить равномерный прогрев пласта.

Кероген: нефть, которая еще не родилась

Если добыча вязкой нефти — сложная задача, то кероген — ее экстремальный случай. По сути, это твердая органика внутри сланцевых пород, которая не растворяется в обычных органических растворителях. В природе именно из нее рождается нефть. Происходит это так. На протяжении миллионов лет осадочные породы медленно погружаются на глубину 3–4 километров. Там под воздействием растущего давления и температур до 150 градусов Цельсия кероген начинает термический и термокаталитический распад. Наконец, твердое вещество превращается в жидкие углеводороды.

Поскольку кероген заперт в микропорах породы, не растворяется и не течет, есть только один путь: воспроизвести природные геологические процессы «дозревания» в ускоренном темпе.

Лабораторные и полевые тесты подтверждают, что трансформация керогена стартует при температуре выше 350 градусов Цельсия в среде перегретого пара. В этот момент начинается акватермолиз — процесс, при котором длинные и тяжелые молекулярные цепи распадаются на короткие и подвижные. Чем выше температура и давление, тем быстрее и эффективнее расщепляется кероген. Именно поэтому в своей технологии термохимического воздействия (ТТХВ) инженеры используют экстремальные режимы. Они создают оптимальные условия, чтобы необратимо превратить твердую органику в жидкое топливо.

Когда температура перешагивает за 374 градуса Цельсия, а давление превышает 22,1 мегапаскаля, вода переходит в сверхкритическое состояние. Теперь она сочетает в себе свойства жидкости и газа: хорошо проникает в поры, эффективно переносит тепло и участвует в химических реакциях. Она становится одновременно растворителем и реакционной средой.

Обычные тепловые методы просто разогревают породу, но сверхкритическая вода меняет саму структуру сырья прямо под землей. При экстремальном нагреве тяжелые углеводороды разлагаются, кероген активируется, и в пласте образуются легкие фракции.

Однако за возможность запустить такие процессы приходится платить технологической сложностью. Воссоздать сверхкритические условия на глубине более двух километров — нетривиальная инженерная задача. Оборудование должно выдерживать экстремальные температуры и давление, цифровые модели — точно рассчитывать термодинамику процессов, а внутрискважинные датчики — непрерывно передавать данные о состоянии оборудования и пласта.

Поэтому управление этой «подземной ретортой» требует постоянного контроля. Рядом со скважиной находится операторский модуль, откуда инженеры в реальном времени следят за режимами закачки, давлением, температурой и распространением теплоносителя по стволу скважины. На экранах видно, дошел ли перегретый поток до нужной глубины, как прогревается пласт и не выходит ли процесс за пределы расчетного режима.

По сути, в этот момент специалисты наблюдают и регулируют искусственно ускоренный геологический процесс — превращение твердой органики в нефть прямо под землей.

Как нефть «разогревают» под землей

Изначально экстремальные тепловые методы создавали для керогенсодержащих пород. Однако выяснилось: если поднять температуру и давление еще выше, можно эффективнее добывать не только кероген, но и высоковязкую, средневязкую и даже обычную нефть на поздней стадии разработки месторождений.

Этот эффект складывается из трех параллельных процессов. Во-первых, при нагреве из нефти выделяются легкие фракции — паровой дистиллят. Он мчится по пласту впереди фронта теплоносителя, смешивается с еще холодной нефтью и необратимо делает ее подвижной. Во-вторых, меняется сама порода. Высокая температура разлагает карбонаты (например, карбонаты кальция и магния). При этом выделяется углекислый газ, и в пласте открываются новые каналы для движения флюида.

В-третьих, сверхкритическая вода вымывает нефть, которая застряла в порах в виде капель и пленок. Она лучше смачивает породу и частично смешивается с углеводородами. В результате капиллярные силы ослабевают, нефтяные пленки рвутся, а изолированные капли подхватываются общим потоком. Этот режим называют смешивающимся вытеснением.

В-четвертых, горячий теплоноситель запускает внутрипластовый акватермолиз. Как и в случае с керогеном, он расщепляет гигантские молекулы тяжелой нефти на легкие фракции и газы. Получается углеводородная смесь с низкой вязкостью, а выделившиеся газы создают дополнительное давление и выталкивают нефть к скважинам. Такое внутрипластовое облагораживание превращает извлечение нефти в ее подземную переработку. И в итоге из пласта извлекают до 75,9 процента запасов, которые раньше считались недоступными.

Как доставить тепло на глубину

Доставить теплоноситель на глубину в несколько километров — отдельная инженерная задача. Сверхкритическая вода, разогретая до 400–500 градусов Цельсия, должна пройти под давлением более 35 мегапаскалей от полутора до трех с половиной километров по стволу скважины. По пути поток неизбежно остывает, и даже небольшое падение температуры лишает теплоноситель его свойств.

Более того, тепло не просто теряется, а раскаляет внутрискважинное оборудование. От такого нагрева трехкилометровая колонна металлических труб «подрастает» на десяток метров. Поскольку трубы зажаты внутри скважины, без запаса хода они разрушатся. Чтобы этого не произошло, инженеры ставят термокомпенсаторы — «телескопы». Эти подвижные элементы позволяют трубам удлиняться, сохраняя герметичность.

Внутри скважины работают и другие защитные системы. Специальные уплотнители — пакеры — изолируют нужные участки и не дают теплоносителю просачиваться в другие зоны. На поверхности ставят термоустойчивую фонтанную арматуру — комплекс клапанов и задвижек, который сдерживает напор и управляет потоком. 

Чтобы все эти элементы работали, инженеры заранее моделируют геометрию скважины, расход и теплопотери воды, свойства окружающих пород. По сути, создается цифровая модель того, как будет вести себя поток на глубине в несколько километров.

Долгое время главным барьером были материалы. Сплавы должны одновременно выдерживать нагрев от 400 градусов Цельсия, высокое давление, механические нагрузки и при этом сопротивляться коррозии. Только когда ученые нашли такие металлы к середине 2020-х годов, высокотемпературные методы с использованием сверхкритической воды стало возможно применять. По сути, именно тогда технология смогла выйти за пределы лабораторных экспериментов. Однако переход от отдельных термохимических тестов к управляемому процессу в реальной скважине потребовал еще более семи лет исследований, разработки нового оборудования, систем контроля и внутрискважинных материалов.

Разработчики технологии учли все эти вызовы. В результате появилась отечественная запатентованная система термохимического воздействия, рассчитанная на работу с разными типами трудноизвлекаемых запасов — от керогенсодержащих пород до тяжелой высоковязкой нефти. Это одна из немногих технологий такого класса, ориентированных на работу со сверхкритическими режимами на глубинах в несколько километров.

Технология позволяет добраться до скрытых резервов, повысить нефтеотдачу и, по сути, запускает генерацию жидкого топлива из твердой органики прямо внутри пласта. Благодаря этому нефтедобытчики смогут эффективно осваивать баженовскую свиту, доманиковые отложения, природные битумы и тяжелую вязкую нефть — то есть те запасы, где привычные тепловые методы себя уже исчерпали.