Нефть — горючая жидкость из углеводородов, которая накапливается в подземных пористых породах внутри специальных геологических ловушек. Вопреки распространенному представлению, она не образует подземных озер, а распределена в микроскопических пустотах. Эта особенность существенно осложняет добычу — традиционные технологии позволяют извлечь не более 40% запасов, так как молекулярные силы прочно удерживают сырье в природных резервуарах. При этом современные технологии повышения нефтеотдачи также имеют серьезные недостатки. Например, термические подходы требуют значительных энергозатрат, газовые технологии — дорогостоящих реагентов, а химические составы теряют свои действия из-за поглощения породой и создают экологические риски. Для решения этой проблемы ученые Пермского Политеха разработали экологически безопасную наножидкость, позволяющую эффективно извлекать до 70% запасов.
Статья опубликована в журнале «Molecular Liquids».
Нефть представляет собой горючую маслянистую жидкость природного происхождения, состоящую из сложной смеси углеводородов с органическими примесями. Она скапливается в подземных слоях пористого камня — например, песчаника или известняка, — которые работают как пластовые резервуары, пропуская через себя жидкость, где обязательным условием является наличие геологической ловушки (подземной структуры, которая останавливает движение нефти и газа, заставляя их накапливаться).
Ключевая особенность залегания в том, что нефтеносные слои не образуют подземных озер, а распределены в микроскопических порах и трещинах пористой породы. В структуре месторождения природные компоненты закономерно разделяются по плотности: верхний слой занимает газ, ниже располагается нефть, а основание заполнено пластовой водой, границей раздела — водонефтяным контактом.
Такое строение подземного резервуара напрямую влияет на эффективность добычи. Даже после успешного бурения и применения традиционных методов извлечения значительная часть углеводородов остается в пласте — капиллярные силы настолько прочно удерживают сырье в микроскопических порах, что стандартные технологии позволяют добыть лишь до 40% от первоначальных запасов. Оставшиеся 55-75% требуют применения специальных методов увеличения нефтеотдачи.
На сегодняшний день существуют несколько таких подходов, но, несмотря на свою результативность, они имеют свои ограничения. Например, термические технологии — такие как закачка пара — в основном работают с густой, вязкой нефтью. Они нагревают пласт, делая ее более текучей, но потребляют большое количество энергии и требуют сложного дорогостоящего оборудования. Газовые методы, такие как подача углекислого газа или азота, позволяют эффективно вытеснять углеводороды за счет их смешения с агентами, однако такое применение ограничено доступностью и стоимостью реагентов, а также сложностями контроля за распространением газа в пласте.
Наиболее усовершенствуемыми считаются химические способы, которые помогают добыть больше нефти с помощью соленой воды со специальными добавками. В таких случаях в жидкость подмешивают полимеры (для придания ей густоты, подобно киселю) или поверхностно-активные вещества (чтобы отделять нефть от подземного массива). Этот усиленный раствор закачивают в недра земли, где он проталкивает и «вымывает» углеводороды из мельчайших пор. Однако проблема в том, что большая часть таких добавок впитывается породой или разрушается от высокой температуры под землей, из-за чего стоимость добычи значительно возрастает, а производительность работы снижается. К тому же химические реагенты могут просачиваться в грунтовые воды, загрязнять почву при утечках и накапливаться в окружающей среде.
Для решения этой проблемы ученые Пермского Политеха разработали инновационный химический состав, позволяющий эффективно извлекать до 70% запасов.
Наножидкость готовится на основе умягченной воды с низким содержанием солей, что значительно повышает рентабильность технологии. В нее добавляют два типа наночастиц (микроскопических элементов размером с молекулу, способных просачиваться в мельчайшие пустоты): алюминиевые и кремниевые. Первые помогают жидкости просачиваться в мельчайшие пустоты породы и разрушать скопления сырья снаружи. В то время как вторые ведут «точечную работу» изнутри — они проникают в залежи углеводородов и разрушают их структуру. После чего плотные нефтяные массы теряют свою целостность, распадаясь на множество мелких капель. Это создает условия для эффективного вытеснения — вода легко подхватывает образовавшиеся частицы и направляет их к скважине.
Чтобы элементы не слипались, в раствор добавлены специальные стабилизаторы (Тритон X-100 и Бридж 35). Они создают на каждом из них защитную оболочку, заставляя отодвигаться друг от друга — подобно тому, как отталкиваются одинаковые полюса магнитов. К тому же вся система работает на основе умягченной воды с низким содержанием солей, что дополнительно повышает результативность вытеснения нефти из породы.
Для обеспечения стабильной работы всех компонентов ученые провели ряд экспериментов по подбору оптимальной концентрации.
— Испытания растворов разной «крепости» показали, что оптимальный эффект достигается при 350 ppm (0,035% или 350 грамм состава на тонну воды). Именно при этой дозировке происходят ключевые изменения, — рассказал Дмитрий Мартюшев, профессор кафедры «Нефтегазовые технологии», доктор технических наук.
Представьте, что нефть и вода — это два сильных магнита — они плотно притягиваются друг к другу. Когда мы добавляем наножидкость, эта связь ослабевает в 16 раз. Теперь вода легко проскальзывает между каплями нефти, а она, в свою очередь, свободно отделяется от поверхности породы. Жидкости начинают течь как единый поток и интенсивно выталкивать нефть к скважине.
Проверка метода на реальных образцах породы подтвердила высокую эффективность состава в условиях, максимально приближенных к пластовым.
— Исследование проводилось на кернах — цилиндрических образцах горной породы, извлеченных из нефтяного пласта. Сначала через образец прокачивали обычную воду низкой минерализации, что позволило извлечь 55% нефти — это типичный результат для традиционных методов. Однако значительная часть углеводородов осталась в микропорах, недоступной для обычных способов добычи — молекулярные силы так прочно удерживали нефть в узких каналах, что вода просто не могла ее оттуда вытеснить, — поделился Дмитрий Мартюшев.
Затем в тот же образец добавили умную наножидкость. Это позволило извлечь дополнительно 15% нефти от начальных запасов. Таким образом, общий коэффициент вытеснения нефти достиг 70%, что на 21,5% больше, чем при использовании только воды. К тому же эффективность данной разработки оказалась в 1,5–3 раза выше, чем у традиционных аналогов, которые в среднем обеспечивают рост добычи лишь на 5–15%. Особенно важно, что повышение нефтеотдачи происходило параллельно с увеличением давления в системе — это свидетельствует о том, что раствор проникает в самые узкие подземные каналы и выталкивает оттуда ранее недоступные запасы.
Также значимо, что состав экологически безопасен: он состоит из нетоксичных компонентов, не образует вредных соединений в пласте и используется в минимальных концентрациях. Это отличает его от многих традиционных аналогов, которые могут загрязнять подземные воды и почву.
К тому же такой раствор сохраняет однородность в течение двух недель без малейшего расслоения. В практическом смысле это выглядит как идеально перемешанная жидкость, где все компоненты остаются равномерно распределенными без осадка.
Это особенно ценно для промышленного применения, поскольку позволяет транспортировать, хранить и использовать состав без необходимости постоянного перемешивания или восстановления его свойств. Данная разработка дает максимальный эффект при минимальных затратах, делая технологию экономически выгодной.
