Intensyfikacja wydobycia węglowodorów

Intensyfikacja eksploatacji jest powszechnie stosowanym zabiegiem, pozwalającym na zwiększenie ilości wydobytych węglowodorów, a co za tym idzie i przychodów. Obecnie proces ten jest kojarzony przede wszystkim ze szczelinowaniem hydraulicznym, jednak istnieje wiele innych, często stosowanych w przeszłości i dziś, metod. Ich poznanie jest konieczne do zrozumienia genezy rozwiązań stosowanych w eksploatacji węglowodorów ze złóż niekonwencjonalnych.

Cel intensyfikacji i metody

Czas istnienia każdego złoża podzielić można na trzy okresy:

• w pierwszym etapie wydobycie rośnie wraz z rozwiercaniem złoża,
• w drugim etapie eksploatacji utrzymuje się na względnie stałym poziomie, a ewentualne spadki są rekompensowane kolejnymi odwiertami,
• w  trzecim następuje spadek wydobycia, który nie może być już zmniejszony przez nowe wiercenia.

W tym miejscu pojawia się konieczność zastosowania zabiegów intensyfikacji, których celem jest zwiększenie wydajności otworu poprzez redukcję naturalnych oraz powstałych w wyniku wierceń i wydobycia barier dla przepływu węglowodorów. Jednak odbywa się to bez zmiany stanu energetycznego złoża (ciśnienia złożowego), co odróżnia tę metodę od tzw. „metod wtórnych” eksploatacji.

Wydajność odwiertu można stymulować na dwa sposoby:

• zwiększając współczynnik przepuszczalności skał złożowych,
• zmniejszając współczynnik lepkości ropy.

Istniejące metody zazwyczaj działają w dwójnasób, przy czym podzielić je można również na zabiegi:

• mechaniczne: zastosowanie materiałów wybuchowych i propelantów, szczelinowanie hydrauliczne,
• termiczne: wygrzewanie odwiertu, częściowe spalanie ropy w złożu,
• chemiczne: kwasowanie.

Obecnie używane technologie obejmują swoim działaniem strefę daleko wykraczającą poza bezpośrednie otoczenie odwiertu i tzw. „strefę uszkodzoną”, jak to miało miejsce na początku historii wydobycia ropy. Impulsem do ich rozwoju były kryzysy naftowe lat 70-tych XX-go wieku. Wówczas poszukiwano sposobów na zwiększenie wydajności eksploatacji ropy naftowej z rodzimych, wcześniej nieekonomicznych, złóż w krajach Zachodu, po tym jak kartel OPEC drastycznie podwyższył jej ceny. Zainteresowanie metodami intensyfikacji wydobycia przypadło również na lata 90-te ubiegłego wieku, kiedy to zwrócono uwagę na złoża o wysokiej i średniej przepuszczalności. Dzięki rozwojowi tych technologii od prawie 150 lat, firmy eksploatacyjne dysponują szeroką gamą rozwiązań, pozwalających na efektywną gospodarkę surowcami.

Torpedowanie odwiertów

Stosowanie ładunków wybuchowych w celu zwiększenie dopływu ropy do odwiertu zaczęto stosować już w wieku XIX. W roku 1865 w odwiercie „LadiesWell” E. A. L. Roberts użył 8 funtów czarnego prochu, co zapoczątkowało erę torpedowania. Poza tym materiałem korzystano także z wynalezionych później nitrogliceryny i dynamitu.

Stosowane materiały wybuchowe musiały się charakteryzować:

• plastycznością (możliwość umieszczenia w otworach o różnej średnicy),
• bryzantycznością (zdolnością do rozrywania skał),
• odpornością na działanie obecnych w odwiercie węglowodorów i wody.

Umieszczano je w obudowach sztywnych (blacha) lub elastycznych (osnowa konopna, płótno żaglowe). Zainteresowanie metodą rosło do czasu wynalezienia szczelinowania hydraulicznego w połowie wieku XX, które okazało się metodą znacznie bardziej wydajną i bezpieczną.

W Polsce pierwsze torpedowania przeprowadzono już w dwudziestoleciu międzywojennym, jednak większość zakończyła się niepowodzeniem. Po II wojnie światowej, głównie w Karpatach w latach 1945-57 użyto materiałów wybuchowych w celach eksploatacyjnych około 900 razy. W latach 60-tych liczba ta spadła do zera. Ostatni zabieg tego typu przeprowadzono w roku 1990 w Pensylwanii. Obecnie nie stosuje się już torpedowania do celów eksploatacyjnych, tylko instrumentacyjnych (np. usunięcia sztucznie powstałych przeszkód w otworze). Wynika to z charakterystyki działania materiału wybuchowego w odwiercie.

Torpeda działa na dwa sposoby – mechaniczny i cieplny. Pierwszy polega na skruszeniu strefy przyodwiertowej w celu wytworzenia siatki szczelin i spękań. Dzięki temu medium złożowe łatwiej przedostaje się do odwiertu. Zasięg oddziaływania wybuchu jest jednak niewielki i sięga maksymalnie 10 metrów.

Drugim ze sposobów działania jest ciepło. Dopływ ropy naftowej bywa często zablokowany przez osadzoną w porach skalnych parafinę, asfalt, itp. Ciepło dostarczane przez wybuch torpedy pozwala na ich rozpuszczenie i udrożnienie dróg migracji. Jednak metoda ta ma wiele wad. Po pierwsze torpedowanie uniemożliwia późniejsze prowadzenie prac wiertniczych, gdyż zgnieciona w wyniku eksplozji skała jest nie do przebycia dla większości wykorzystywanych urządzeń. Może to doprowadzić do całkowitego zablokowania dopływu ropy do odwiertu. Podobny efekt może wywołać także cieplne oddziaływanie torpedy, w przypadku gdy wytworzona temperatura będzie zbyt wysoka. Wówczas dojdzie do stopienia ścian otaczającego górotworu, wskutek czego zatkaniu mogą ulec pory skalne, co skutkuje zmniejszeniem wydobycia ropy.

Wszystkie negatywne cechy spowodowały, że przemysł naftowy porzucił torpedowanie na rzecz bardziej efektywnych metod, jednak jego poznanie jest ważne, gdyż pokazuje początki dzisiejszych rozwiązań, takich jak perforatory kumulacyjne, prochowe generatory ciśnienia, czy szczelinowanie hydrauliczne.

Perforacja kumulacyjna i prochowe generatory ciśnienia

Kolejnym etapem w rozwoju technologii intensyfikacji wydobycia węglowodorów była tzw. perforacja kumulacyjna.

Kiedy w latach 30. XX wieku zauważono, iż torpedowanie jest zabiegiem mało skutecznym i mało przewidywalnym w przebiegu, postanowiono zmniejszyć tę nieprzewidywalność poprzez ukierunkowanie wybuchu.

Początkowo używano w tym celu pocisków moździerzowych, jednak z mizernym rezultatem. Dopiero II wojna światowa i znaczny postęp w dziedzinie ładunków kumulacyjnych zrewolucjonizowały zastosowanie materiałów wybuchowych w eksploatacji ropy naftowej. Początkowo miało to miejsce w Stanach Zjednoczonych, gdzie już w roku 1946 na polach naftowych Kalifornii użyto tej metody na skalę komercyjną. W Polsce pierwsze badania zaczęto prowadzić w latach 50. i dosyć szybko wprowadzono tę metodę do użycia.

Zasadniczym celem było jednak udostępnienie złoża poprzez perforację ścian odwiertu. Dopiero później zwrócono uwagę, że zabieg ten przynosi też pozytywne skutki w dziedzinie wydajności dopływu medium złożowego. Wynika to z faktu, iż przebijane są nie tyko rury okładzinowe, ale i skały w otoczeniu. Mechanizm działania jest podobny jak w przypadku torpedowania, lecz jest bardziej wydajny. Jest to skutkiem tego, iż nie powstaje strefa zbicia otaczających skał, blokująca dopływ węglowodorów, tylko pojedyncze szczeliny, radialnie rozchodzące się od miejsca perforacji, których zasięg jest też znacznie większy niż w poprzedniej metodzie. Ładunki kumulacyjne umieszczane są w specjalnych zestawach, zapuszczanych do odwiertu pionowego przy pomocy kabla strzałowego.

Z kolei perforatory używane w odwiertach krzywionych i poziomych opuszcza się, korzystając z przewodu wiertniczego lub rur produkcyjnych (Tubing Conveyed Perforation), czy też tzw. PCP, czyli stałego uzbrojenia perforującego. Metoda ta jest bardziej czaso- i pracochłonna niż stosowany coraz bardziej powszechnie tzw. przewód zwijany (Coiled Tubing), będący jednak narzędziem droższym. Ponadto parametry perforatorów muszą być dopasowane do warunków ciśnieniowych, temperaturowych i związanych z obecnością mediów otworowych, panujących w otworze wiertniczym na docelowej głębokości. Dlatego te używane głębiej zamyka się w szczelnym korpusie. Z kolei ładunki używane płycej mogą być zamknięte tylko we własnych osłonach i osadzone na stalowej taśmie. Prochowe generatory ciśnienia mają często postać sprasowanej laski.

Perforacja kumulacyjna jest do dziś powszechnie stosowanym i rozwijanym sposobem także w eksploatacji wód mineralnych, geotermalnych i siarki. Często stanowi też wstęp do dalszych działań takich jak szczelinowanie hydrauliczne i kwasowanie, czy użycie prochowych generatorów ciśnienia.

Rozwój technik perforacji w górnictwie otworowym: 1865: torpedowanie; 1910: nóż mechaniczny do cięcia otworu; 1948: pierwsze ukształtowane perforacje; 1975: uzyskanie perforacji przy niższym ciśnieniu;  1980: szczelinowanie przy użyciu propelantów; 1993: perforacja i szczelinowanie przy ekstremalnym nadciśnieniu (EOP) (źródło: [2])

Rozwinięciem metody perforacji odwiertu i strefy przyodwiertowej jest szczelinowanie z użyciem prochowych generatorów ciśnienia. Wykorzystuje się tu materiały wybuchowe, które uwalniają swoją energię przez dłuższy czas niż w przypadku torpedowania. Pozwala to na wykształcenie się siatki szczelin o większym zasięgu. Materiały wybuchowe stosowane w prochowych generatorach ciśnienia to tzw. propelanty, czyli paliwa stałe (prochowe), które nie ulegają detonacji, ale szybkiemu spalaniu (deflagracji), uwalniając przy tym duże ilości gazów. Wytwarza się wówczas nieregularna siatka krótkich szczelin, która ułatwia dopływ gazu do odwiertu. Zaletą tej metody są niższe koszty niż w przypadku szczelinowania hydraulicznego, gdyż przy wysokiej efektywności zaangażowanie sprzętu jest minimalne.

Szczelinowanie hydrauliczne

Obecnie najbardziej popularnym zabiegiem stymulacji wydobycia jest szczelinowanie hydrauliczne.

Historia tej metody zaczęła się w Stanach Zjednoczonych w latach 40. XX wieku. W roku 1947 w stanie Kansas wykonano pierwszy zabieg szczelinowania z użyciem gazoliny  zagęszczonej napalmem. Już dwa lata później wykorzystano do tego celu płyn z piaskiem. Początkowo ciecze szczelinujące były sporządzane na bazie ropy naftowej i dopiero od lat 60. zdecydowana większość zabiegów jest wykonywana przy użyciu wody.

Od roku 1998 szczelinowanie hydrauliczne jest też wykorzystywane jako narzędzie do eksploatacji węglowodorów z formacji łupkowych. Efektywność wydobycia jest osiągana dzięki zastosowaniu wielokrotnie zabiegu w odwiertach poziomych, dzięki czemu zasięg oddziaływania na złoże znacznie się zwiększa. Tak zwana „rewolucja łupkowa”, która w ostatniej dekadzie pozwoliła Stanom Zjednoczonym stać się największym producentem gazu ziemnego, przyczyniła się do unowocześnienia tego procesu oraz znacznego obniżenia kosztów.

W Polsce z kolei pierwsze zabiegi szczelinowania miały miejsce już w latach 1956-57, głównie na Podkarpaciu. W początkowym okresie trudnością okazał się fakt, iż większość odwiertów na tym terenie wykonywano metodą udarową, w której otwór nie był cementowany. Konieczność zabezpieczenia odwiertu znacznie zwiększała koszty i zmniejszała efektywność szczelinowania.

Od lat 70. ubiegłego wieku datuje się znaczny postęp w dziedzinie technologii – do wytwarzania cieczy szczelinujących zaczęto wykorzystywać polimery syntetyczne i naturalne pozwalające na łatwe dostosowanie do warunków panujących w odwiercie. Koszt szczelinowania pozostaje jednak na tyle duży, że jest ono stosowane jedynie w przypadku możliwości uzyskania ponad dwukrotnej efektywności zabiegu.

Podobnie jak w przypadku torpedowania i prochowych generatorów ciśnienia, celem procesu jest wytworzenie siatki szczelin zwiększających przepuszczalność skały złożowej. Jednak zasadniczą różnicą w stosunku do poprzednich metod jest czas wywierania ciśnienia na górotwór, który jest znacznie dłuższy, co pozwala na zwiększenie ich zasięgu.

Mechanizm szczelinowania polega w pierwszej kolejności na zatłaczaniu do odwiertu samej cieczy, która rozwiera szczeliny, a następnie płynu z materiałem podsadzkowym. W tym czasie otwór jest zamknięty wysokociśnieniową głowicą. Następnie odbierany jest płyn pozabiegowy oraz medium złożowe.

Istotne znaczenie ma właśnie ciecz szczelinująca, której skład decyduje o powodzeniu przedsięwzięcia. Powinna się charakteryzować przede wszystkim:

• niskimi oporami przepływu,
• stabilną lepkością,
• dobrymi właściwościami transportowymi dla materiału podsadzkowego,
• małą przenikalnością w ściany szczeliny,
• niską ceną.

Stosowane w przemyśle ciecze podzielić można na:

• żele,
• polimery sieciowe,
• emulsje,
• piany.

Najwięcej parametrów spełniają polimery sieciowe.

Płyn szczelinujący składa się najczęściej w 95% z wody, 4,5% z materiału podsadzkowego oraz 0,5% z dodatków chemicznych, aczkolwiek podczas jednego zbiegu zazwyczaj manipuluje się tymi parametrami oraz wykorzystuje różne rodzaje cieczy w celu optymalizacji procesu.

Tym, co odróżnia proces szczelinowania spośród innych zabiegów wykorzystujących ciśnienie jest właśnie fakt zastosowania materiału podsadzkowego oraz składników chemicznych. Materiał podsadzkowy, zwany również proppantem, wypełnia wytworzone szczeliny, nie pozwalając się im zamknąć i przyczyniając się do długiego czasu dopływu medium złożowego do otworu. W pierwszym okresie historii szczelinowania używano do tego celu piasku rzecznego, lecz ze zmiennym rezultatem, co wynikało z jego niejednorodności i zmienności parametrów. Dlatego od ponad pięćdziesięciu lat trwają poszukiwania coraz to doskonalszych proppantów, które charakteryzowałyby się głównie odpornością na zgniatanie, obojętnością chemiczną, jednorodnością oraz niskimi kosztami pozyskania ze względu na duże zapotrzebowanie do pojedynczego zabiegu. W efekcie eksperymentowano na materiałach takich jak: łupiny orzechów, kulki aluminiowe, szklane i z tworzyw sztucznych. Jednak żaden z nich nie okazał się ekonomicznie opłacalny. Dzisiaj jako materiał podsadzkowy stosuje się najczęściej przesortowany naturalny piasek lub tworzywa ceramiczne.

Równie ważne są różnorodne związki chemiczne stosowane do sporządzania płynu szczelinującego. Zaliczają się do nich m.in.:

• stabilizatory iłów (by zapobiec ich pęcznieniu; najczęściej chlorek potasu),
• związki żelujące zwiększające lepkość (najczęściej związki pochodzenia roślinnego),
• związki bakteriobójcze zapobiegające degradacji polimerów przez bakterie),
• związki powierzchniowo czynne,
• sieciowniki, które wiążą łańcuchy polimerów, nadając cieczy wysoką lepkość (jony boru, tytan),
• związki zmniejszające lepkość po zabiegu,
• stabilizatory temperaturowe,
• bufory regulujące pH (najczęściej kwasy).

W ostatnich latach ze strony organizacji ekologicznych narasta krytyka szczelinowania hydraulicznego podczas wydobycia gazu z formacji łupkowych, pomimo że wymienione substancje są powszechnie stosowane m.in. w gospodarstwach domowych. Protesty zaczęły się parę lat temu, choć zabiegi tego typu wykonywane są od przeszło półwiecza.

Jakkolwiek szczelinowanie hydrauliczne wydaje się zabiegiem najbardziej efektywnym dla intensyfikacji wydobycia, to należy podkreślić, iż może być ono wykonywane jedynie w skałach nieplastycznych, takich jak piaskowce, dolomity, wapienie, zaś w utworach piaszczystych, ilastych i gliniastych nie znajduje zastosowania.

Najważniejszą wadą zabiegu jest jego koszt, który w przypadku szczelinowania w odwiercie poziomym w Stanach Zjednoczonych wynosi ok. 1,5-2,5 mln USD (ok. 25% całkowitego kosztu odwiertu). Jest to związane ze znacznym zaangażowaniem niezbędnego sprzętu, w którego skład wchodzą urządzenia takie jak: manifold, agregaty pompowe, piaskomieszałka, transportery piasku i in. oraz ilością potrzebnej cieczy szczelinującej (średnio 160 m³) i proppantu (30 ton).

Oprócz standardowych zabiegów szczelinowania hydraulicznego wykonuje się również zabiegi: szczelinowania wielokrotnego (w celu zwiększenie zasięgu), połączonego z torpedowaniem (zmniejsza wymagania dotyczące wielkości agregatów pompowych), z zastosowaniem implozji, lub z użyciem ciekłego dwutlenku węgla oraz azotu. Ostatnia z metod zasługuje na uwagę ze względu na większą efektywność w stosunku do standardowego zabiegu w przypadku: złóż o obniżonym ciśnieniu złożowym i złóż, na których występuje problem migracji cząstek skalnych, a także w pokładach węgla. Użycie ciekłego CO₂ i N₂ powinno mieć miejsce wszędzie tam, gdzie występuje ryzyko wejścia płynu szczelinującego w reakcję z iłami. Co więcej, metoda ta daje pozytywne efekty w aspekcie tempa oczyszczania złoża z substancji szczelinującej. Wykorzystanie ciekłego dwutlenku węgla ma miejsce już od lat 80. XX wieku i jest powszechnie stosowane przede wszystkim w Kanadzie (w latach 1981-1995 ponad 1200 zabiegów). Od czasu „rewolucji łupkowej” wzrosło zainteresowanie zastosowaniem tej metody także do eksploatacji gazu ze złóż niekonwencjonalnych, choć jedynie z tych zalegających płycej i niskoenergetycznych.

Kwasowanie

Poza metodami mechanicznie oddziałującymi na skałę złożową istnieją również metody chemiczne, spośród których najbardziej powszechną jest kwasowanie strefy przyodwiertowej.

Podobnie jak w przypadku wcześniej omówionych zabiegów, kwasowanie otworów zostało wynalezione już pod koniec wieku XIX. Postanowiono wykorzystać zjawisko rozpuszczania skał węglanowych, będących jednymi z najczęściej występujących skał zbiornikowych, przez roztwory wodne kwasu solnego (HCl). Wadą tego procesu, z którą nie potrafiono sobie początkowo poradzić jest przyspieszanie korozji rur, dlatego dopiero na lata 30. ubiegłego stulecia przypada okres rozkwitu tej metody. Zaczęto wówczas stosować inhibitory przeciwkorozyjne, co pozwoliło na wielokrotne wykonywanie zabiegu. W Polsce w latach 50. XX wieku opracowano metodę kwasowania wapieni jurajskich, której skuteczność wykazano w praktyce i od tego czasu metoda ta jest w użyciu.

Pod względem technicznym zabieg kwasowania polega na zatłaczaniu substancji zawierającej kwas w celu powiększenia szczelin i porów w strefie przyodwiertowej lub usunięcie uszkodzeń spowodowanych pęczniejącymi w wodzie iłami. Metoda ma zastosowanie jedynie w przypadku skał węglanowych (dolomity, wapienie) lub posiadających spoiwo węglanowe. Najczęściej stosowanymi kwasami są kwasy nieorganiczne: solny w stężeniu 7-15% i fluorowodorowy oraz organiczne: octowy i mrówkowy, z czego pierwsze są bardziej żrące, przez co działają przez krótszy czas, lecz intensywniej niż drugie. Z tego względu powszechne w użyciu są mieszanki kwasów dwóch typów. Poza tym jako płyn kwasujący stosuje się suchy lód, emulsje hydrofobowe, czy pianę, przy czym mechanizm działania pozostaje bardzo podobny. W wyniku reakcji kwasu ze skałą powstają woda i dwutlenek węgla, ale też niejednokrotnie substancje niepożądane, które mogą osadzać się w porach lub urządzeniach eksploatacyjnych lub je uszkadzać. Dlatego stosuje się różnorodne związki chemiczne temu przeciwdziałające: inhibitory, jako środki antykorozyjne (formalina, związki siarkowe, azotowe); stabilizatory przeciwdziałające wytrącaniu się z roztworu rozpuszczonych produktów reakcji (kwas octowy); antyemulgatory, które zapobiegają tworzeniu się, blokujących dopływ ropy, emulsji wodno- i kwaso–ropnych; opóźniacze reakcji pozwalające na głębsze wniknięcie cieczy.

Pierwszym etapem kwasowania jest oczyszczenie dna odwiertu z wszelkiej luźnej materii oraz zatłoczenie cieczy roboczej (np. ropy naftowej). Dopiero wówczas przystępuje się do tłoczenia cieczy kwasującej, aż do opuszczenia cieczy roboczej, kiedy to następuje zamknięcie otworu na wylocie z przestrzeni międzyrurowej. Kolejnym etapem prac jest wtłoczenie cieczy kwasującej w złoże, zamknięcie całkowite odwiertu i pozostawienie na czas niezbędny do przereagowania kwasu ze skałami złożowymi (od kilku do kilkudziesięciu godzin). Na koniec należy jeszcze oczyścić otwór z produktów reakcji, by móc ponownie przystąpić do wydobycia. Dobór parametrów cieczy kwasującej oraz ciśnienia zatłaczania zależy od warunków panujących w złożu – ciśnienia złożowego. Kwasowanie można przeprowadzać w sposób niekontrolowany, czyli w stosunku do całej objętości złoża oraz selektywny – tylko do określnej warstwy lub części o niższej przepuszczalności. Drugi ze sposobów osiągany jest przez blokowanie części odwiertu przy użyciu tzw. pakerów lub elastycznego przewodu Coiled Tubing. Efekt uzyskuje się również poprzez zastosowanie substancji blokujących szersze pustki skalne (tzw. blokatorów), co pozwala na poszerzenie tych mniejszych.

Zabieg kwasowania czasem łączony jest ze szczelinowaniem hydraulicznym. Wówczas niepotrzebna staje się podsadzka, gdyż kwas w wystarczającym stopniu poszerza powstające szczeliny. Zabieg tego typu znacznie podwyższa skuteczność szczelinowania, jednak, o czym należy pamiętać, ma zastosowanie tylko w przypadku skał zawierających węglan wapnia.

Kwasowanie znajduje zastosowanie również w miejscach, w których zabieg szczelinowania byłby nieefektywny, czyli na przykład tam, gdzie występuje fałdowa budowa geologiczna. Taka sytuacja występuje w przypadku łupków gazonośnych formacji Monterey w Kalifornii, gdzie planuje się wykorzystanie tej metody, w przypadku gdyby planowane moratorium na eksploatację nie zostało uchwalone.

Metody termiczne

Ostatnią grupą omawianych zabiegów intensyfikacyjnych są metody termiczne, zwane również wygrzewaniem odwiertów, które polegają na podgrzaniu skały złożowej w celu zmniejszenia lepkości ropy. Stąd najczęściej wykorzystywane są w przypadku tzw. ciężkich rop, zawierających duże ilości frakcji parafinowej. Wygrzewanie odwiertu może się odbywać przy użyciu kilku metod: chemicznej, elektrycznej, zastosowaniu pary wodnej, elektromagnetycznej, czy spalania ropy naftowej w złożu.

W pierwszej z wymienionych wykorzystuje się egzotermiczny charakter niektórych reakcji chemicznych, np. magnezu lub zasady azotowej z kwasem solnym. Metoda chemiczna często łączona jest z zabiegiem kwasowania, gdyż w obu używane są podobne substancje. Kolejnym sposobem wygrzewania odwiertu jest zapuszczanie na linie lub rurach pompowych grzejnika elektrycznego. Pożądana temperatura powinna umożliwić stopienie parafin i nie być zbyt wysoka, by nie doszło do odparowania lekkich frakcji węglowodorów (optymalnie ok. 60-65ºC).

Jedną z pierwszych metod termicznych było z kolei wygrzewanie odwiertu zatłaczaną do niego parą wodną. Wadą tego sposobu są jednak duże straty ciepła wskutek kontaktu z górotworem oraz powstawanie kondensatów wodno-olejowych na dnie otworu, które zmniejszają przepuszczalność skały złożowej. Ponadto stymulacja ta nie może być wykorzystana w odwiertach płytkich, gdyż mogłoby to spowodować przebicie. Pomimo tego, ze względu na łatwość wykonywania zabiegu, jest on dosyć często stosowany w Stanach Zjednoczonych, Wenezueli, Kanadzie, Rosji i Polsce.

Nową  metodą jest z kolei wygrzewanie elektromagnetyczne, w którym ciepło generowane jest przez przepływ prądu. Może się on odbywać poprzez indukcję w rurach okładzinowych (prąd nie przepływa w złożu) oraz poprzez przepływ w złożu pomiędzy elektrodami (metoda opornościowa). Wymagane jest, by skała zbiornikowa zawierała pewną ilość wody, która umożliwi przepływ prądu elektrycznego. Często wykonuje się również odwiert poziomy, który staje się elektrodą, a dzięki większej powierzchni styku ze złożem jest ono bardziej efektywnie ogrzewane. Metoda ta była z powodzeniem stosowana w stosunku do złóż ropy o wysokiej lepkości w Rosji, Brazylii i Kanadzie.

Ostatnim z omawianych zabiegów jest częściowe spalanie ropy w złożu. Pierwszy tego typu zabieg na skalę przemysłową przeprowadzono w Stanach Zjednoczonych w 1952 roku. Pozytywne wyniki spowodowały, że zaczęto go stosować i w innych częściach świata. Zabieg tego typu ma na celu zmniejszenie lepkości ropy poprzez wydestylowanie lekkich frakcji węglowodorów bezpośrednio w złożu. Jednocześnie uzyskuje się większe ciśnienie złożowe, przez co metoda jest w literaturze anglosaskiej zaliczana do tzw. metod wtórnych wydobycia (EOR – EnhancedOilRecovery). Zabieg przeprowadza się poprzez zainicjowanie spalania w jednym z odwiertów oraz tłoczenie powietrza celem podtrzymania spalania. Dzięki temu front spalania i lekkie frakcje przemieszczają się w kierunku kolejnych odwiertów, w których prowadzi się wydobycie. Zaletą tego procesu względem poprzednich metod jest objęcie jego działaniem nie tylko strefy przyodwiertowej, ale większej części złoża. Natomiast negatywnym aspektem jest utrata części węglowodorów w wyniku spalania oraz nieprzewidywalność przebiegu. Oprócz opisanej metody istnieje szereg podobnych zabiegów, takich jak: zatłaczanie pary wodnej do złoża (a nie tylko do strefy przyodwiertowej), zatłaczanie gorącej wody, czy zatłaczanie podgrzanego powietrza.

Metody intensyfikacji eksploatacji pozwalają zwiększyć ilość produkowanych węglowodorów, co ma istotne znaczenie w perspektywie kurczących się zasobów. Pozwalają na prowadzenie bardziej efektywnego ekonomicznie wydobycia, dlatego znajdują wykorzystanie w złożach marginalnych lub zawierających ciężkie frakcje, których w Polsce jest wiele. Rozwój zabiegów intensyfikacyjnych, począwszy od torpedowania, a kończąc na szczelinowaniu hydraulicznym, pozwolił na wydobycie ropy i gazu ze złóż niekonwencjonalnych, takich jak formacje łupkowe. Część z przedstawionych metod prawdopodobnie ma już historyczne znaczenie, lecz część z pewnością znajdzie swe zastosowanie i w tej dziedzinie.

8.06.2014 r.

autor: Wojciech Labuda,

Wydział Wiertnictwa, Nafty i Gazu AGH w Krakowie

Literatura:

1. Baker D.R.: Acidizing could rival fracking in Monterey Shale, www.sfgate.com – strona internetowa SFGate, 2013
2. Behrmann L. i in.: Quo vadis, Extreme overbalance, Oilfield Review, nr 8, 1996
3. Biały E., Kasza P.: O rozwoju stymulacji wydobycia w polskim górnictwie naftowym, Wiek Nafty nr 3-4/2011 (75), Krosno 05.09.2011r.
4. Fitzgerald T.: Some economics of hydraulic fracturing, Case Western Reserve. Law Review Vol. 63 Issue 4, Summer 2013
5. Frodyma A.: Propelanty w „przyborniku narzędziowym” inżynierów złożowych, Raport Instytutu Nafty i Gazu w Krakowie pt. „Rynek Polskiej Nafty i Gazu 2013”, Instytut Nafty i Gazu, Kraków 2013
6. Frodyma A.: Zasady i podstawy projektowania zabiegów stymulacji otworów wiertniczych z zastosowaniem paliw stałych, Nafta-Gaz wyd. 2012/9, Kraków 2012
7. Frodyma A., Wilk Z.: Metody perforacji kumulacyjnej w udostępnianiu złóż węglowodorów, Wiertnictwo, Nafta, Gaz, Tom 24, Zeszyt 2, Kraków 2007
8. Górski W.: Wykonywanie zabiegów intensyfikacji wydobycia ropy naftowej. Poradnik dla ucznia, Instytut Technologii Eksploatacji – Państwowy Instytut Badawczy, Radom 2007
9. Jewulski J.: Metody intensyfikacji wydobycia płynów złożowych, Wydawnictwa AGH, Kraków 2007
10. Kruczek R., Schiller W.: Eksploatacja złóż ropy naftowej, Wydawnictwo Geologiczno-Hutnicze, Stalinogród 1956
11. Liszka K.: Eksploatacja złóż ropy naftowej, Państwowe Wydawnictwo Naukowe, Warszawa – Kraków 1972
12. Liszka K.: Podstawy eksploatacji złóż ropy, Skrypty Uczelniane Akademii Górniczo-Hutniczej im. S. Staszica w Krakowie, Kraków 1982
13. Stopa J., Rychlicki S., Wojnarowski P., Kosowski P.: Ocena efektywności zabiegów intensyfikacji wydobycia w odwiertach eksploatacyjnych, Wiertnictwo, nafta i gaz. Tom 23/1, Kraków 2006
14. Wells B.A.: Shooters-A “Fracking” History, www.aoghs.org –strona internetowa The Petroleum Age (American Oil and GAs Society), 2007