Чистая вода для черного золота

Неуклонный рост стоимости углеводородов на мировых рынках влечет за собой значительные изменения в подходах к добыче нефти. Технологии, которые ранее считались нерентабельными из-за высокой себестоимости, вполне применимы сегодня. Ежегодно на фоне сокращения общего количества вновь разведанных месторождений растет освоение «трудных» залежей, осваиваются и совершенствуются технологии добычи высоковязких залежей и битумов, бурятся более глубокие скважины. Тем не менее доминирующей тенденцией последних лет является увеличение нефтеотдачи на уже существующих месторождениях, а не разведка и ввод в эксплуатацию новых.

Заводнение или вторичное восстановление было и остается эффективным средством повышения нефтеотдачи от зрелых, длительно эксплуатируемых месторождений. В ходе долговременной эксплуатации скважины добыча нефти неуклонно снижается. Одним из главных факторов снижения добычи является снижение пластового давления. Оператор, осуществляющий эксплуатацию месторождения, может компенсировать такое падение, вводя воду в нефтеносный бассейн. В ходе этой операции продуктивную скважину, из которой ведется непосредственно добыча, окружают инъекционными скважинами, через них под давлением подается вода. Вода, поступающая под значительным давлением, увлекает ту часть нефти, которая ранее оставалась в пористом нефтеносном пласте, и выносит ее в зону скважин добычи. Эта технология может обеспечить (как показывает международная практика нефтедобычи) увеличение производства нефтесодержащей жидкости на десятки процентов, а в некоторых случаях и в разы.

Интересно то, что одним из основных факторов, влияющих на то, насколько эффективна будет данная операция, является качество закачиваемой воды. Любому современному человеку, даже далекому от технологий нефтедобычи, известно, что вода воде – рознь. В быту мы стараемся использовать для употребления очищенную воду, так как это повышает качество жизни и снижает риск различных заболеваний. Очень похожие решения сформировались и в области добычи нефти.

Вторжение микрочастиц в пористые слои нефтеносного слоя является общей проблемой. Поскольку размер поры нефтеносного слоя обычно очень мал, в то время как объем вводимой жидкости очень велик (10–100 тыс. баррелей в день), даже относительно низкие уровни примесей в виде твердых частиц могут полностью блокировать ограниченную площадь поверхности контакта скважины с продуктивным пластом – призабойную зону. Это оказывает существенное влияние на уровень производства и эксплуатационные расходы. На природу примесей влияют многие факторы, например: тип введенной воды (природный источник, морская вода, вода из скважины, регенерированная в процессе производства), геофизические условия в регионе промысла, сезон. Часто вводимая вода содержит примеси: песок, коллоидное железо, глину, органические примеси. Трудно сказать, какой вид примесей наиболее опасен для месторождения. Так, твердые частицы забивают пористый слой, уменьшают проницаемость пласта, что в конечном счете снижает уровень нефтеотдачи.

На первом этапе при использовании воды, очищенной в недостаточной степени, повышается количество энергии, необходимое для преодоления сопротивления забитого взвесью пористого нефтеносного слоя, как следствие – повышается себестоимость добычи нефти и снижается рентабельность. Далее, в ходе снижения выноса нефти из забитого примесями пористого слоя и повышения его сопротивления может быть достигнут момент, когда дальнейшая добыча нефтеносной жидкости становится нерентабельной или невозможной. На значительно загрязненных таким образом скважинах для восстановления дебета применяют или крайне дорогую технологию гидроразрыва пласта, или имеющую ограниченную эффективность кислотную промывку призабойной зоны.

Использование неочищенной, неподготовленной воды или воды, подготовленной в недостаточной степени, может обесценить дорогостоящий процесс бурения, привести к частым и неоправданным затратам на ремонт скважин. А есть ли способ избежать этих проблем или значительно снизить риск? Ответ напрашивается сам собой – микрофильтрация.

Следующий важный вопрос – какой уровень фильтрации считать достаточным? Логика здесь простая: самой важной отправной точкой является диаметр устья поры нефтеносного пласта. Частицы с размером, близким к этому диаметру, закупоривают пору сразу, более мелкие частицы размером от 1/3 до 1/7 диаметра поры образуют «мостики» над порами, а в дальнейшем устье забивается более мелкими частицами взвеси. Например, нефтеносный пласт с проходимостью устья поры в 10 микрон требует подготовки воды с фильтрацией на уровне менее 3,3 микрона. Вода и растворы, закачиваемые в скважины, должны соответствовать требованиям качества, которое определяется свойствами коллекторов продуктивного пласта, куда эти жидкости подаются. Такой подход увеличивает продуктивность скважины, уменьшает расходы на ремонт скважины и издержки на добычу, увеличивает межремонтный срок и обеспечивает эффективное долголетие скважины.

Попытки защитить поры нефтеносных слоев от забивания твердыми частицами делались с давних пор, но используемые фильтры представляли собой металлические сетки или мешки из тканых материалов. Такие фильтры не были способны обеспечить требуемый уровень фильтрации, быстро забивались, требовали частых чисток или замен, часто выходили из строя. Технология их очистки и замены не была в достаточной степени продумана и часто сопровождалась значительным выбросом накопленных взвесей в систему скважины. По причине неудобства в использовании и сомнительной степени очистки эти фильтры в большинстве случаев исключались из технологической схемы.

Сегодня технологии шагнули далеко вперед, и существующие в настоящее время системы фильтрации учли и исключили все недостатки, свойственные их предшественникам. Например, новинка, выпущенная компанией 3М на рынок в 2007 году, – система фильтрации High Flow 3M TM компактна и имеет очень высокую степень пропускной способности, более 2000 л/мин. на один фильтроэлемент. Основой фильтра является нетканое микроволокно, которое по степени удаления частиц соответствует абсолютному рейтингу. Конструкция укрепленных радиальных складок увеличивает площадь поверхности фильтра, а в результате уникального процесса производства образуется материал, обеспечивающий равномерное распределение жидкости по структуре фильтра. Такая конструкция имеет емкость фильтра по грязи до 10 кг. В производстве фильтра учтена также и возможность его быстрого и безопасного извлечения с последующей установкой нового фильтрэлемента. Производители назвали свое решение «ключ в замке». Это связано с тем, что фильтр просто вставляется в свое гнездо, и после поворота по оси он надежно закреплен и готов к использованию.

Следует отметить, что заводнение скважин не единственная область в технологии нефтедобычи, где фильтрация жидкостей необходима для повышения эффективности процесса добычи. Можно сказать, что продуктивный нефтеносный пласт – это самый дорогой из глубинных природных фильтров, который обязаны защищать методами предварительной очистки воды – фильтрацией. В свою очередь, призабойная зона – сердце скважины, также требующее бережного отношения и защиты. Поэтому при бурении, заканчивании и глушении скважин, при ремонте скважин также необходимо использовать воду, подготовленную с использованием современных технологий микрофильтрации.

В России в настоящее время наибольшее распространение получили системы под общим торговым названием Duo Flow 3M Cuno, позволяющие обеспечить эффективную очистку рабочих растворов непосредственно перед закачкой в скважину. Система позволяет с наименьшими затратами производить очистку растворов для нескольких скважин (до 10), используя ресурс всего лишь одного фильтроэлемента.

Стоимость фильтрации с использованием такой системы составит всего лишь 100–120 руб. в пересчете на одну скважину. Учитывая то, что средняя стоимость 1 кв. м проницаемой призабойной зоны пласта, контактирующей с перфорацией около 3 млн. руб., можно сделать простой вывод: фильтрация жидкостей, закачиваемых в продуктивный пласт, – это на сегодня один из самых доступных и действенных способов повышения эффективности нефтедобычи.