Разработка месторождений с использованием закачки в пласт двуокиси углерода реферат

Обновлено: 04.07.2024

Вытеснение нефти из пластов сухим газом при давлении полной смесимости газа с углеводородами нефти называется методом вытеснения нефти газом высокого давления. Полная смесимость газа с нефтью достигается при давлениях 25-40 МПа.

Закачка жирного углеводородного газа с содержанием метана менее 90 % называется вытеснением нефти обогащенным газом, при этом смесимость газа с нефтью происходит при меньших давлениях.

Особенно эффективно вытеснение газом применять для разработки слабопроницаемых нефтяных пластов.

В процессе смешивающегося вытеснения нефти обогащенным газом происходят сложные физико-химические явления между пластовой нефтью и закачиваемым газом.

Если происходит полное смешение газа и нефти, то вязкость и плотность смеси уменьшается.

Если вытеснение нефти происходит в условиях неполной смесимости, то часть закачиваемого газа находится в свободном состоянии. Свободный газ экстрагирует более легкие углеводороды из нефти, т.е. более легкие углеводороды выделяются из нефти и смешиваются с газом. Газ, обогащенный легкими углеводородами нефти, прорывается к скважинам, а основная часть нефти, лишенная своих легких фракций, становится более вязкой. Это приводит к снижению эффективности вытеснения газом.

Закачка обогащенного газа высокого давления впервые в России была осуществлена на Ключевом месторождении легкой нефти в Краснодарском крае,

Разработка месторождений с использованием закачки в пласт двуокиси углерода со2

Одним из эффективных методов из газовых методов увеличения нефтеотдачи является закачка в пласт СО₂. Метод широко используется в США (месторождение Келли Снайдер. В пласт закачали 10 млрд. м 3 СО₂.) и на месторождении Будафа в Венгрии.

Углекислый газ образует жидкую фазу при температуре ниже 31,2 о С. При температуре выше 31,2 о С двуокись углерода находится в газообразном состоянии при любом давлении. Тройная точка р=0,61МПа, Т= -56,6 о С. Критическая точка р=7,38 МПа, Т=31,2 о С.

Он растворяется в воде значительно лучше углеводородных газов. Растворимость двуокиси углерода в воде увеличивается с повышением давления и уменьшается с повышением температуры. В пластовых условиях в одном м 3 воды растворяется от 30 до 60 м 3 СО₂, образуя угольную кислоту Н₂СО₃, последняя растворяет отдельные виды цемента и породы и повышает проницаемость песчаников на 5-15 %, а доломитов - на 6-75 %.

Двуокись углерода растворяется в нефти в 4 –10 раз лучше, чем в воде. В одном м 3 нефти при давлении 10 МПа и температуре 27 о С растворяется 250-300 м 3 СО₂ .

Давление полной смесимости СО₂ для разных нефтей различно, для маловязких нефтей оно меньше., чем для высоковязких тяжелых нефтей. Повышение температуры от 50 до 100 о С увеличивает давление смесимости на 5-6 МПа.

Ввиду влияния указанных факторов на давление смесимости, СО₂ в пластовых условиях лишь частично смешивается со многими нефтями. В пласте СО₂, контактируя с нефтью, частично растворяется в ней и одновременно экстрагирует легкие углеводороды и обогащается ими. Это приводит повышению смесимости СО₂ и вытеснение становится смешивающимся. В результате давление, необходимое для смешивающегося вытеснения нефти углекислым газом значительно меньше, чем чистым углеводородным газом. Так, для смешивающегося вытеснения легкой нефти углеводородным газом требуется давление 27-30 МПа, а для вытеснения углекислым газом достаточно 9-10МПа.

При высоком давлении и температуре механизм смесимости СО₂ и нефти характеризуется процессом экстракции углеводородов из нефти в СО₂, а при низкой температуре механизм больше соответствует растворению СО₂ в нефти.

При давлениях ниже давления смесимости, СО₂ в пласте находится в газообразном состоянии в виде смеси с легкими фракциями нефти. При этом вязкость нефти, лишенной легких фракций, увеличивается.

При растворении в нефти СО₂ вязкость нефти уменьшается, а объем значительно увеличивается.

Вязкость нефти при растворении в ней углекислого газа снижается тем сильнее, чем больше ее начальное значение.

И.И. Дунюшкин предложил следующую эмпирическую формулу расчета вязкости нефти, насыщенной СО₂:

Здесь А и δ – эмпирические коэффициенты; μ_t – начальная вязкость нефти; С_н- концентрация СО₂.

В настоящее время известны следующие технологии применения СО₂:

1.Вытеснение нефти карбонизированной водой. В этом случае для вытеснения нефти применяют воду, полностью или частично насыщенную углекислым газом. Данный процесс основан на том факте, что при нагнетании карбонизированной воды углекислый газ, в силу лучшей растворимости его в нефти, из водной фазы переходит в нефть, благоприятно изменяя ее свойства, в результате чего повышается коэффициент нефтеотдачи пласта.

Использование диоксида углерода было начато в начале 50 годов в штате Нью-Йорк (США), промышленный эксперимент по закачке водного раствора СО₂ длительностью 10 лет позволил увеличить нефтеотдачу на 10 %.

Опыт показывает, что при закачке СО₂ нужно учитывать неоднозначность получаемых результатов, возможность побочных эффектов (выпадение осадков в пласте, коррозия нефтепромыслового оборудования), вероятность быстрого прорыва реагента к забоям добывающих скважин, необходимость транспортировки значительного количества СО₂ на большие расстояния, специфические требования к используемому оборудованию, например, к разъемам и уплотнительным устройствам, средствам перекачки.

Механизм вытеснения

Углекислый газ или двуокись углерода образует жидкую фазу при температуре ниже 31 0 С. При температуре выше 31 0 С двуокись углерода находится в газообразном состоянии, при давлении меньшем 7.2 МПа из жидкого переходит в парообразное.

При пластовом давлении выше давления полной смесимости пластовой нефти с СО₂ (двуокись углерода) будет вытеснять нефть как обычный растворитель (смешивающееся вытеснение).

В пласте образуются три зоны.

1. Зона первоначальной пластовой нефти

2. Переходная зона

3. Зона чистого СО₂

Если СО₂ нагнетается в заводненную залежь, то перед зоной СО₂ формируется вал нефти, вытесняющий пластовую воду.

Диоксид углерода обладает нефтевытесняющими свойствами, благодаря его способности.

1. Хорошо растворяется в нефти и в пластовой воде, и наоборот, может растворять в себе нефть и воду.

2. Уменьшает вязкость нефти, и повышает вязкость воды при растворении в них, снижая подвижность воды относительно нефти.

4. Снижать межфазное натяжение на границе нефть-вода, улучшать смачиваемость породы водой при растворении в нефти и воде и обеспечивать переход нефти из пленочного состояния в капельное.

5. Увеличивать проницаемость отдельных типов коллекторов в результате химического взаимодействия угольной кислоты и скелета породы.

При вытеснении нефти СО₂ в зависимости от конкретных условий могут применяться различные схемы.

Вытеснение нефти газообразным диоксидом углерода.

При докритических температурах в мелкозалегающих нефтяных горизонтах и при ограниченных темпах закачки при условии – p_пл (пластовое давление) Т_кр, где Т_пл – пластовая температура, Т_кр =31,04 0 С – критическая температура СО₂) процесс вытеснения термодинамически не ограничивается и протекает при любых значениях давления в пласте.

5.2.2. Вытеснение сжиженным СО₂

Реализуется при Т_пл p_s. Компонентная и фазовая характеристика этой схемы: вытесняющий агент - жидкий СО₂ , вытесняемая среда – жидкие углеводороды и пластовая вода (табл. 5.1).

Механизм и схемы воздействия

Вытеснение со смешиванием.Схема вытеснения осуществляется при подаче в пласт как газообразного, так и жидкого диоксида углерода. Необходимое условие. Р_пл > Р_см (смешивания), т.е. давление, при котором происходит полное взаимное растворение вытесняемой и вытесняющей сред. Давление смешивания зависит от температуры и состава пластовой нефти, который обобщенно характеризуется молекулярной массой. Схема вытеснения делится на несколько зон по ходу фильтрации.

- зона вытесняемой нефти (жидкая углеводородная фаза);

-промежуточная зона (жидкая, газообразная либо газожидкостная фаза), которая состоит из углеводородных компонентов и СО₂;

-зона полной взаимной растворимости нефти и диоксида углерода без фазовой границы раздела;

Зона вытесняющего агента, в которой диоксид углерода находится, как правило, в газообразном (Т_пл. > Т_кр), либо в жидком состоянии (Т_пл p_s.). При pпл 0 С, 101.3 кПа)

Удельный объем, дм 3 /кг

Относительная (по воздуху) плотность 1.529

Давление, МПа -7.384

Температура, С – 31.04

Удельный объем дм 3 (литр)/кг - 2.14

Свойства в тройной точке

Давление, Мпа – 0.528

Температура, С - 56.6

Удельный объем твердой фазы л/кг – 0.661

Температура сублимации, С -78.48

5.4.1. Смеси с СО₂

От источника в систему транспортировки, а затем на промысел диоксид углерода поступает вместе с примесями других газов. При повторном использовании СО₂, добываемого вместе с пластовой продукцией нефтяных скважин, в составе закачиваемого реагента имеется метан. В закачиваемой среде метан может содержаться и в том случае, когда источником СО₂ является природное месторождение.

5.5. Гидратообразование

Диоксид углерода при насыщении парами воды образуются кристаллогидраты. Условия формирования гидратов в смесях, содержащих диоксид углерода, определяются при помощи уравнений.

уi – молярная доля i-го компонента в газовой фазе смеси,

хi – молярная доля компонента в жидкой фазе.

Выпадение гидратов в смеси происходят при давлении 1,13 МПа. Предотвратить выпадение достигается повышением температуры или снижением давления.

Коррозия

Диоксид углерода в газообразном состоянии классифицируется как инертное вещество, при взаимодействии с водой образуется угольная кислота – Н₂О +СО₂=Н₂СО₃.

Угольная кислота с рН =3 – слабая кислота, которая влияет на коррозию. Борьба с коррозией в системах с СО₂ – нанесение на поверхность контакта эпоксидных покрытий, использование оборудования, выполненного в антикоррозийном исполнении.

Системы разработки

Система разработки может быть внутриконтурная – однорядная, трехрядная, пятирядная, либо различные виды площадного заводнения. Размещение скважин для применения метода возможно при любой плотности сетки – до 40-50 га/скв, т.к. СО₂ не ухудшает условия дренирования пласта. При решении вопросов о плотности сетки скважин следует учитывать состояние, герметичность, условия и продолжительность эксплуатации нагнетательных скважин и принимать меры по защите от коррозии металла обсадных труб.

Недостатки метода

1. Снижение охвата пластов по сравнению с заводнением.

2. При неполной смесимости с нефтью легкие углеводороды экстрагируют, а тяжелые фракции нефти остаются в пласте.

3. Удаление источника СО₂ от месторождения до 600 км экономически не выгодно.

4. Чистый СО₂ без влаги не опасен в отношении коррозии, но при чередовании с водой становится коррозионно-активным.

5. При перекачке жидкого СО₂ проблемой является транспорт.

6. Большое поглощение пластом – потери достигают до 75 % от общего объема закачки.

5.9. Технология СО₂ для повышения нефтеотдачи

Технология базируется на наличии мощного источника диоксид углерода и возможности трубопроводной доставки реагента к месту его использования. По статистическим данным минимальная производительность источника составляет 0.5 млн. м 3 /сут, газообразного СО₂ (1000 т/сут).

Технологический комплекс включает:

1. источник реагента;

2. установку по обогащению реагента:

3. установку по подготовке СО₂ к магистральному транспорту;

4. хранилище углекислого газа у головных сооружений трубопровода;

5. магистральный трубопровод, состоящий из перекачивающей (насосной или компрессорной) станции, промежуточных перекачивающих станций, линейной трубопроводной части, узлов приема – запуска разделителей;

6. хранилище углекислого газа в месте использования СО₂;

7. агрегаты высокого давления для закачки СО₂ в пласт;

8. распределительные пункты;

9. нагнетательные скважины СО₂, входящие в систему нагнетания воды или специально пробуренные;

10. систему регенерации попутно добываемого СО₂;

11. систему подачи регенерированного СО₂ в нагнетательную линию (трубопроводы, насосы или компрессоры);

12. другие системы – защита от коррозии и гидратов, загущения СО₂, контроля и управления, техники безопасности, охраны природы. Укрупнено технологический комплекс диоксида углерода для повышения нефтеотдачи состоит из четырех систем:

2. система магистральной транспортировки;

3. промысловая система закачки;

4. система повторного использования СО₂;

Диоксид углерода доступный и распространенный реагент, используется в химической отрасли. Содержится в качестве составного компонента в природных и искусственных смесях.

5.10. Основные источники СО₂

1. отработанные газы теплоэнергетических установок;

2. генераторные газы;

3. побочные или отходы химических заводов и комбинатов;

4. природный газ;

5. продукция месторождения или его смесей с другими газами;

За рубежом получили наибольшее распространение – побочная продукция заводов по производству аммиака и водорода, природные газы, попутные газы, продукция месторождений с содержанием СО₂ более 50 %. Содержание СО₂ в дымовых газах составляет 11-13 %. Объемы сырья для получения СО₂ зависят от мощности тепловых энергетических установок. Газы генераторных установок содержат не более 10 % диоксид углерода. Концентрация СО₂ в продукции химических предприятий составляет 90 %. Диоксид углерода может быть в жидком или газообразном состоянии. Объемное содержание СО₂ в продукции месторождений природного газа и конденсата составляет до 5 %. Астраханское месторождение до 20 % диоксид углерода.

5.11. Схема получения СО₂ из продукции газовых месторождений

5.12. Системы транспортировки и закачки СО₂

Схема 1.Бескомпрессорная перекачка применяется при незначительной протяженности трубопровода. СО₂ находится в газообразном виде. Трубопровод рассчитывается таким образом, чтобы в процессе движения исключается возможность выпадение конденсата. Давление начальное ниже упругости паров.

Схема 2.Компрессорная перекачка. Применяется в тех случаях, когда давление поступающего от источника продукта недостаточно для осуществления бескомпрессорной перекачки. При протяженном трубопроводе целесообразно строительство промежуточной компрессорной станции.

Схема 3.Компрессорная перекачка с предварительным охлаждением. СО₂ вначале сжимается в компрессорах и переводится в новое термодинамическое состояние – в область сверхкритической температуры и давления, т.е. Т_нас. > Т_кр, р_нас> р _кр. Затем осуществляется охлаждение и конденсация транспортируемой среды в теплообменном аппарате, в результате чего СО₂ переводится в зону жидкого состояния. Аппарат воздушного охлаждения применим в условиях, когда температура окружающего воздуха не превышает 25 0 С. Использовать можно, кроме Средней Азии. Охлажденный и полностью сконденсировавшийся СО₂ подается в трубопровод. Транспортировка на всем протяжении осуществляется в жидком состоянии. Давление СО₂ в жидком состоянии на всасывающей линии промежуточных насосных станций составляет 5-7 МПа. От источника СО₂ поступает в жидком состоянии при Т_нас Р_нас.

Схема 4.Безнасосная перекачка жидкого СО₂. Перепад давления в системе в зимнее время по сравнению с летним повышается на 1.5- 2 МПа, что увеличивает подачу СО₂ в зимнее время на 30-50 % по сравнению с летним.

Схема 5.Насосная перекачка жидкого СО₂. Эту схему целесообразно осуществлять в 2 вариантах.

1. С предварительным охлаждением

Второй вариант представляет простую схему – без охлаждения применяется в том случае, если температура поступающего от источника жидкого СО₂ достаточно низкая, и давление на приеме насоса невысокое, углекислый газ подается либо непосредственно, или после дросселирования.

Если газ имеет высокую температуру, а насосы допускают на приеме лишь небольшое давление, то следует использовать первый вариант с охлаждением. На практике СО₂ от источника может поступать из трубопровода в двухфазном состоянии. Делать выбор охлаждение или нагревание следует в зависимости температуры грунта в годовом разрезе.

В данной статье рассмотрен один из методов увеличения нефтеотдачи на нефтяных месторождениях находящихся на завершающейся стадии разработки. На примере Арланского месторождения описана технология вытеснения нефти раствором двуокиси углерода для увеличения нефтеотдачи. Перспективы применения данного метода весьма широкие. Так, расчеты по Е. В. Лозину, показали, что при реализации СО2 воздействия на Арланском нефтяном месторождении можно получить не менее 200 млн.т. дополнительной нефти. Проект при этом условии экономически рентабелен.

Ключевые слова: нефть, нефтеотдача, двуокись углерода, углеводород, месторождение, метод увеличения нефтеотдачи, коэффициент извлечения нефти, начальные извлекаемые запасы.

После заводнения нефтяных месторождений по обычной технологии или с различными улучшениями технологии (изменение направления потоков жидкости), или с повышением вытесняющих свойств воды (поверхностно-активные вещества, полимеры, щелочи) в недрах остаются неизвлекаемыми до 30–70 % начальных запасов нефти, которые оказываются сложно рассредоточенными в заводненном объеме пластов в виде остаточной рассеянной нефти и не охваченных заводнением слоев, линз, пропластков.

Остаточную нефть из заводненных пластов способны вытеснять лишь те рабочие агенты, которые смешиваются с нефтью и водой или имеют сверхнизкое межфазное натяжение на контакте. Такие условия возникают при вытеснении нефти двуокисью углерода, которое практически полностью устраняет отрицательное влияние капиллярных сил на вытеснение нефти.

Этот метод относятся к числу наиболее высокопотенциальных и перспективных, способных снижать остаточную нефтенасыщеность в зоне, охваченной рабочим агентом (СО2). Главное в применении этого метода — обеспечить высокий охват нефтяной залежи эффективным вытесняющим раствором (двуокисью углерода). Этот метод имеет принципиальное значение, так как основная часть остаточной нефти на известных разрабатываемых месторождениях остается в виде заводненных остаточных запасов, которые будет значительно труднее извлекать, чем из незаводненных пластов [4].

В качестве примера внедрения технологии вытеснения нефти раствором двуокиси углерода (СО2) выбрано Арланское нефтяное месторождение.

Арланское месторождение в настоящее время вступило в завершающую стадию разработки. Из анализа фонда скважин Арланского месторождения следует, что значительное число скважин находится в бездействии, так как большинство остаточных запасов является трудноизвлекаемыми. На сегодня геолого-промысловая информация свидетельствует, что применение известных технологий методов увеличения нефтеотдачи достигла своего максимума. В связи с этим ожидать существенного прироста коэффициента извлечения нефти при выработанности запасов нефти на 90 % и обводненности скважин на 93 %, в процессе дальнейшего усовершенствования сегодняшних высокоэффективных технологий не следует [3].

Основным фактором, осложняющим добычу нефти на Арланском месторождении является излечение из пластов огромного количества попутной воды, что приводит к удлинению сроков разработки и к более низкой нефтеотдачи. Также месторождение характеризуется многопластовостью, сложностью строения продуктивных пластов, изменчивостью коллекторских свойств, повышенной вязкостью и излечением из пластов огромного количества попутной воды, что приводит к удлинению сроков разработки и к более низкой нефтеотдачи. На темп роста обводненности продукции скважин оказывает влияние повышенная вязкость и проявление структурно-механических свойств пластовых нефтей [5].

Вследствие этого требуются методы, обеспечивающие коэффициент извлечения нефти на уровне коэффициента вытеснения. Это позволяет рассматривать Арланское месторождение как перспективный объект для применения технологии вытеснения нефти раствором двуокиси углерода [2].

Метод основан на том, что двуокись углерода, растворяясь в нефти, увеличивает ее объем и уменьшает вязкость, с другой стороны, растворяясь в воде, повышает ее вязкость. Таким образом, растворение двуокиси углерода в нефти и воде ведет к выравниванию подвижности нефти и воды, что создает возможности получения более высокой нефтеотдачи, как за счет увеличения коэффициента вытеснения, так и коэффициента охвата.

Объемное расширение нефтей зависит от давления, температуры и количества растворенного газа. На объемное расширение нефти под воздействием двуокиси углерода влияет также содержание в ней легких углеводородов (С3-C7). Чем больше в нефти содержание легких углеводородов, тем больше ее объемное расширение. Набухание нефти вызывает искусственное увеличение нефтенасыщенного объема порового пространства коллектора. В результате давление в порах повышается, вследствие чего в добывающие скважины дополнительно вытесняется часть остаточной неподвижной нефти.

Даже при частичном насыщении нефти двуокисью углерода коэффициент вытеснения ее увеличивается на 6–10 % за счет повышения фазовой проницаемости для нефти, а следовательно, и конечную нефтеотдачу пластов [4].

В США процесс СО2 — воздействия реализован на многих месторождениях в пятнадцати штатах (по состоянию на 2006 год). Реализованы проекты с закачиванием двуокиси углерода из природных месторождений этого флюида и со строительством трудопроводов длиной до 2,0 тыс. км и более, по которым жидкая СО2 перекачивается от промышленных источников двуокиси углерода до нефтяных месторождений.

Показательным примером успешной и высокоэффективной реализации двуокиси углерода является нефтяное месторождение Вейбурн (Weyburn) в Канаде, по состоянию на 2006 год. На предыдущих этапах это месторождение с начальными извлекаемыми запасами — 160,0 млн.т. нефти эксплуатировалось системой вертикальных скважин, затем доразрабатывалось наклонно-направленными скважинами и горизонтальными скважинами, а на современной стадии с помощью воздействия двуокиси углерода.

Текущие результаты воздействия этого метода отображают приращения начальных извлекаемых запасов на 40–45 млн.т., что около 25 % первоначальных суммарных извлекаемых запасов. Для организации СО2 — воздействия потребовалось проложить трубопровод длиной около 2,0 тыс. км от предприятия, где синтезируется СО2 в штате Северная Дакота (США), через границу с Канадой до месторождения Weyburn. По трубопроводу ежесуточно прокачивается 2,7 млн.м3 в сутки жидкой СО2.

По данным БашНИПИнефти первый эксперимент по нагнетанию двуокиси углерода в нефтяной пласт в нашей стране был проведен на Александровской площади Туймазинского месторождения в 1970–1980 годах, подтвердивший высокую нефтевытесняющую способность. За счет закачки в пласт СО2, по оценке БашНИПИнефти, дополнительно добыто 27,3 тыс.т. нефти, что соответствует увеличению нефтеотдачи на 15,6 % от его начальных запасов по сравнению с закачкой воды. На тонну закачанного СО2 дополнительно добыто 5,8 т. нефти. Такой эффект заметно выше. Полигонные испытания доказали возможность технического обеспечения процесса нагнетания и перекачки жидкой двуокиси углерода в промысловых условиях [3].

Экономическая эффективность применения СО2 для увеличения нефтеотдачи пластов определяется исходя из его расходов на единицу объема нефти на устье нагнетательной скважины, т. е. удельной дополнительной добычи нефти, и цены на нефть.

Затраты на СО2 могут изменяться в широких пределах в зависимости от источника его получения.

Природный СО2 из залежей, расположенных вблизи нефтяных месторождений, будет наиболее дешевым. Природные скопления двуокиси углерода в нашей стране обнаружены только на Семивидовском месторождении (Западная Сибирь) и Астраханском. Он содержит до 20–30 % неактивных компонентов — метана, азота и др.

Наибольшие ресурсы искусственного СО2 дают электростанции, заводы по получению искусственного газа из угля, сланцев и другие химические заводы. Из дымовых газов тепловой электростанции мощностью 250 МВт можно получить 2,5 млн. т. СО2 в год.

Заводы по получению искусственного углеводородного газа из угля выбрасывают как побочный продукт в 3–4 раза больше СО2, чем целевого продукта. Этот газ должен быть очищен, сжат и транспортирован к нефтяным месторождениям. По оценкам некоторых проектов, при дальности транспортировки до 800 км стоимость 1000 м3 СО2 будет составлять 35–40 дол. При такой стоимости СО2 и указанном удельном расходе его на добычу нефти 1 т. дополнительной нефти будет стоить примерно 30–80 дол. Даже при таких удельных затратах метод представляет промышленный интерес при современной цене на нефть.

Этот метод можно рассматривать как наиболее приоритетный метод увеличения нефтеотдачи пластов, при высокой вязкости нефти. Но в дальнейшем применение метода будет определяться в основном ресурсами природного СО2, так как потребности в нем примерно 1000–2000 м3 на тонну добычи нефти.

Перспективы применения СО2 на Арланском нефтяном месторождении для увеличения нефтеотдачи пластов довольно широкие. Так, расчеты по Е. В. Лозину, показали, что при реализации СО2 воздействия на рассматриваемом месторождении можно получить не менее 200 млн.т. дополнительной нефти. Проект при этом условии экономически рентабелен [3].

Потенциал Арланского месторождения, по мнению специалистов, далеко не исчерпан и может быть повышен за счет более эффективных решений по оптимизации процессов извлечения нефти.

Из всех известных методов увеличения нефтеотдачи пластов, использование двуокиси углерода является наиболее универсальным и перспективным. Важным преимуществом метода заключается в возможности применения его в заводненных пластах и относительно простой реализации.

Основные термины (генерируются автоматически): месторождение, двуокись углерода, нефть, нефтяное месторождение, дополнительная нефть, раствор двуокиси углерода, Канада, остаточная нефть, попутная вода, США.

Ключевые слова

нефть, месторождение, нефтеотдача, двуокись углерода, углеводород, метод увеличения нефтеотдачи, коэффициент извлечения нефти, начальные извлекаемые запасы., начальные извлекаемые запасы

нефть, нефтеотдача, двуокись углерода, углеводород, месторождение, метод увеличения нефтеотдачи, коэффициент извлечения нефти, начальные извлекаемые запасы.

Рассмотрены физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов месторождений, разрабатываемых с использованием воздействия тепловой энергии и углекислого газа. Приведены основные источники выбросов парникового газа в атмосферу, объём которых по Самарской области превышает сто миллионов тонн/год. Проанализированы результаты исследований и опытно-промысловых испытаний инновационных технологий с использованием диоксида углерода на ряде месторождений. Показаны большие перспективы газоциклической закачки сжиженного газа для выполнения решений Парижского соглашения по климату и интенсификации нефтедобычи высоковязких нефтей и залежей баженовской свиты Западной Сибири.

Согласно существующих прогнозов уже через 10 лет доля добычи лёгкой нефти в России сократится до 15÷20 % от настоящего уровня, а выявленные запасы высоковязких углеводородов превысят 50 %. Возрастание разведанных труднодобываемых нефтей предопределяет необходимость повышения эффективности их извлечения, и, в частности, разработки методов увеличения нефтеотдачи пластов [1].

Это обусловлено тем, что коэффициент нефтеотдачи традиционными методами на многих из указанных месторождениях редко превышает 25÷30 %.

Выделяющийся в результате гидролиза мочевины углекислый газ благоприятно влияет на дебит нефтедобывающих скважин [2;3].

Достаточно тесно к указанным способам примыкают газовые методы увеличения нефтеотдачи пластов (МУНП), в частности, на основе закачки в скважины диоксида углерода. Широкое их освоение началось с середины восьмидесятых годов прошлого столетия. В 2004 году в США доля нефти, дополнительно добытой с помощью СО ₂ , составила 206 тыс. баррелей в день, что составило 4 % нефтедобычи в целом. Этот позитивный процесс был продолжен и в последующие годы. Вытеснение нефти при закачке диоксида углерода оказалось рентабельным даже при цене получаемой нефти в 18 долларов за баррель.

Как известно, СО ₂ является основным парниковым газом, ответственным за потепление климата на планете и в наибольших объемах образуется при сжигании ископаемого топлива, в качестве побочного продукта химических производств и т. п. Сегодня как никогда ранее назрела необходимость утилизация техногенного диоксида углерода в рамках подписанного мировым сообществом Парижского соглашения по климату и Распоряжения Правительства РФ №504-р от 02.04.2014 г.

Остановимся подробнее на технологии геоаккумулирования, которая подразумевает закачку газа в нефтяную скважину. Основными механизмами повышения нефтеотдачи при этом являются: снижение вязкости нефти в пластовых условиях и её набухание, смешиваемость диоксида углерода с широкой фракцией углеводородов, низкое межфазное натяжение на границе нефть-СО ₂ , подавление влияния капиллярных сил. Количественный эффект увеличения нефтеотдачи в каждом конкретном случае зависит от многих факторов, как естественных, так и технологических [4].

В России применение МУНП может быть реализовано в различных регионах, в частности, на нефтяных месторождениях Урало-Поволжья. Наиболее привлекательной в этом плане рассматривается Самарская область благодаря мощности и доступности имеющихся источников эмиссии углекислого газа в атмосферу [5]. Эффективность промышленной апробации рассматриваемой инновационной технологии была подтверждена в 1980-е гг. на некоторых месторождениях [6].

Таблица 1. Показатели проектов по закачке сжиженного диоксида углерода в скважины.

Как видно из представленных данных, наибольший объем нефтедобычи от закачки CO ₂ был реализован на Радаевском месторождении Самарской области.

В качестве объектов внедрения ныне рассматриваются 8 нефтяных месторождений с использованием парникового газа, выбрасываемого региональными ТЭЦ. Объем потенциальной закачки диоксида углерода на нефтедобывающих предприятиях оценивается специалистами более чем в 100 млн. тн. (табл. 2).

Таблица 2. Потенциально окупаемые проекты по закачке CO ₂ на нефтяных месторождениях Самарской области.

Использование предприятий газохимии в виде источников диоксида углерода позволит увеличить количество месторождений, на которых может быть реализована инновационная технология нефтедобычи.

В группе дымовых газов наиболее приемлемы выбросы с печей риформинга агрегатов аммиака и метанола ввиду пониженного содержания в них оксидов азота, удаляемых каталитическим методом.

Взамен трубопроводной затратной перекачки доставка сжиженного CO ₂ от источников эмиссии до месторождений осуществляется автомобильным транспортом. Кроме того, ГЦЗ-CO ₂ может стать тестовым проектом для проверки эффективности закачки CO ₂ в масштабах всего месторождения.

Ограничением при реализации ГЦЗ-CO ₂ на нефтяных месторождениях может стать выпадение асфальтенов в пласте, поскольку они изменяют проницаемость и смачиваемость ПЗП, вызывают повреждение ствола скважины, значительно сокращают добычу нефти.

Для оценки вероятности этого явления используются различные скриннинговые методы. Наиболее известным является графический способ, описанный в [12; 13].

График содержит две линии, которые служат границами трех различных областей: высокой, средней и низкой вероятности выпадения асфальтенов в пласте. Метод рассмотрен на примере 4 месторождений Самарской области: Марьинского, Радаевского, Сергеевского и Козловского.

Из данных таблицы 3 и рисунка 1 видно, что для всех исследуемых месторождений вероятность выпадения асфальтенов из нефтей при их контакте с диоксидом углерода является маловероятной.

Таблица 3. Усреднённые характеристики нефтяных месторождений Самарской области.

Рис. 1. Оценка вероятности выпадения асфальтенов в пластах нефтяных месторождений Самарской области:

1 – Марьинское,
2 – Радаевское ,
3– Сергеевское ,
4 – Козловское.

CO ₂ может закачиваться в добывающую скважину в жидком состоянии, либо в виде сверхкритического флюида (СКФ-CO ₂ ). СКФ - состояние вещества, при котором исчезает различие между жидкой и газовой фазой. Так, например, сжимаемость СКФ близка к таковой для газов, а плотность - к параметрам сжиженного диоксида углерода. Рассматриваемый сверхкритический флюид способен растворять многие органические вещества. Коэффициент диффузии нефтепродуктов в СКФ на 1-2 порядка превосходит аналогичный показатель для жидкостей. Перечисленные свойства являются факторами интенсификации массообмена в процессах с участием СКФ-СО ₂ . Свойства сверхкритического флюида можно регулировать: при повышении давления его растворяющая способность резко увеличивается. Таким образом, в рассматриваемом состоянии CO ₂ является эффективным и экологически чистым растворителем органических веществ.

Термодинамические условия, существующие в некоторых нефтяных пластах, позволяют СО ₂ переходить в состояние СКФ-СО ₂ , что обуславливает его преимущества перед другими газовыми агентами, не достигающими данного состояния в пластовых условиях. Это обусловлено сравнительно низкими критическими давлением и температурой CO ₂ , составляющими, соответственно, P _кр. =7,38 МПа и T _кр. =31,1ºC. Благодаря переходу в состояние СКФ-CO ₂ обеспечивается эффективное снижение вязкости нефти в пластовых условиях.

В ходе изучения возможности применения газоциклической закачки CO ₂ на месторождениях Самарской области были проведены лабораторные эксперименты по определению влияния СО ₂ на изменение динамической вязкости образцов нефти при пластовых температуре и давлении. Образцы углеводородов отбирались с Марьинского месторождения, расположенного на севере Самарской области. На первом этапе проводилось определение динамической вязкости дегазированной нефти на вискозиметре Брукфильда при атмосферном давлении и следующих температурах: 20°С и пластовой для соответствующей скважины. Полученные результаты приведены в таблице 4.

Таблица 4. Снижение динамической вязкости нефти в пластовых условиях при газоциклической закачке сжиженного диоксида углерода.

Затем были выполнены измерения динамической вязкости смесей нефти с растворённым CO ₂ . Концентрация газа в них составляла 5, 20 и 40% мас. Подготовка смесей осуществлялась на PVT-установке FLUID Eval Standard G4 фирмы Vinci Technologies. В ячейке PVT смешивались образцы дегазированной нефти Марьинского месторождения (скважины 301 и 402) и CO ₂ . Динамическая вязкость смесей измерялась на электромагнитном вискозиметре EV 1000 при пластовых условиях (давление и температура) для соответствующей скважины. Результаты эксперимента приведены в табл. 4. Следует отметить, что для скважины 402 пластовые условия способствуют переходу диоксида углерода в состояние СКФ-СО ₂ .

Представленные в таблице 4 результаты показывают, что обработка ПЗП посредством закачки сжиженного CO ₂ приводит к значительному снижению вязкости нефти, причем диоксид углерода в состоянии СКФ действует более эффективно.

Проведённые исследования позволили разработать проект реализации газоциклической закачки CO ₂ на Марьинском месторождении Самарской области, определить необходимые технологические параметры.

Параллельно составлена схема мобильной насосной установки для закачки углекислого газа в добывающие нефтяные скважины (рис. 2).

Рис. 2. Схема мобильной насосной установки для закачки CO ₂ в добывающие нефтяные скважины.

Предлагаемый к реализации технологический процесс включает доставку сжиженного диоксида углерода на месторождение с использованием специальных автомобильных цистерн, в которых поддерживается температура минус (18 ÷ 27) ºC и давление 1,5÷1,8 МПа. С цистерн продукт перекачивается в накопительную емкость, из которой насосной установкой с давлением P=20÷25 МПа и температурой T>31,1ºC подаётся на устье скважины.

Большой практический интерес представляет и использование диоксида углерода для разработки нефтяных отложений баженовской свиты. Выбор данного метода обусловлен неэффективностью закачки пара ввиду кольматации поровых каналов диспергированными частицами глины и твёрдого органического вещества [15;16]. По мнению учёных РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина в качестве альтернативного рабочего агента можно использовать газы, например СО ₂ , которые обладают хорошей растворимостью. В условиях баженовской свиты эффективными окажутся только комбинированные методы, сочетающие тепло-, газо-, химико-физические процессы. Таким инновационным способом может стать технология, основанная на прогреве пласта электронагревательным кабелем, спущенным в горизонтальную скважину, и последующей циклической закачке диоксида углерода. Прогрев пласта с температурой до 200 о С приводит к растрескиванию горной породы и началу термического преобразования керогена, возникновению или повышению проницаемости в околоскважинной зоне пласта, что увеличивает площадь контакта закачиваемого газа и горной породы. Последующая циклическая закачка СО ₂ работает на растворение керогена, что в свою очередь приводит не только к образованию подвижных углеводородов, но и к увеличению объёма пласта, вовлекаемого в процесс физико-химических преобразований, а впоследствии – в процесс дренирования. Скважины эксплуатируются в режиме закачка – выдержка – отбор.

На приведённых данных убедительно показано, что применение МУНП на основе использования CO ₂ позволяет решать актуальные экологические задачи сокращения выбросов парниковых газов в атмосферу и разработки месторождений с трудноизвлекаемой нефтью. Газоциклическая закачка диоксида углерода в добывающие нефтяные скважины является наиболее перспективной и наименее затратной технологией для повышения нефтеотдачи, особенно баженовской свиты.

Данный подход после его корректировки приемлем и для добычи нефти на шельфе. Ожидаемый позитивный результат с учётом характеристик призабойной зоны пластов удастся достичь благодаря синергизму от циклической закачки диоксида углерода с термодинамически совместимыми с ним поверхностно-активными веществами и другими реагентами.

Подобная инновационная технология интенсификации нефтедобычи затронута в последние годы в отечественной и зарубежной патентной литературе и нет оснований для сомнений в возможности её практической реализации и перспективности [17].

1. Фомкин А.В., Жданов С.А. Тенденции и условия развития технологий повышения эффективности нефтеизвлечения в России и за рубежом. Нефтепромысловое дело, 2015. №12. С.3 – 5.

2. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов нефтяных месторождений //Успехи химии. 2007. Т.76 (10). С.1034 – 1052.

3. Патент RU№ 2685516. Состав для повышения нефтеотдачи. Варианты./Опубл. 2019 г.

4..Хлебников В.Н., Зобов П.М., Хамидуллин И.Р. и др. Перспективные регионы для осуществления проектов по хранению парниковых газов в России. Башкирский химический журнал// 2009. Т.16. №2. С.73-80.

7. Афанасьев С.В., Сергеев С.П., Волков В.А. Современные направления производства и переработки диоксида углерода // Химическая техника. Межотраслевой журнал для главных специалистов предприятий. 2016. №11. С. 30 – 32.

8. Патент RU №2652049. Способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину /Опубл. 2018 г.

9. Волков В.А., Прохоров П.Э., Турапин А.Н., Афанасьев С.В. Газоциклическая закачка диоксида углерода в добывающие скважины для интенсификации добычи высоковязкой нефти// Нефть. Газ. Новации. Научно-технический журнал. 2017.№4. С.62 – 65.

10. Orr F.M., Heller J.P., Taber J.J. Carbon dioxide flooding for enhanced oil recovery: promise and problems // JAOCS. 1982. Vol. 59. № 10. P. 810A − 817A

11 Прохоров П.Э., Волков В.А., Турапин А.Н., Афанасьев С.В. Технологические аспекты реализации газоциклической закачки диоксида углерода для увеличения добычи высоковязких нефтей //Нефть. Газ. Новации. Научно-технический журнал. 2018.№8.С.20 – 25.

12. De Boer R. B., Leerlooyer K., Eigner M. R. P., Van Bergen A. R. D. Screening of Crude Oils for Asphalt Precipitation: Theory, Practice, and the Selection of Inhibitors. SPE Production & Facilities, Feb. 1995, pp. 55–61. SPE-24987.

13. Shokrlu Y.H., Kharrat R., Ghazanfari M. H., Saraji S. Modified Screening Criteria of Potential Asphaltene Precipitation in Oil Reservoirs // Petroleum Science and Technology 2011. Vol. 29. №13. Р. 1407-1418.

14. Патент RU№ 2677524. Мобильный комплекс для закачки жидкого диоксида углерода в нефтедобывающую скважину /Опубл. 2019 г.

15. Хлебников В.Н., Зобов П.М., Антонов С.В. и др. Исследование гидротермального воздействия на породу баженовской свиты //Башкирский химический журнал. 2011. №4. С.182 – 187.

16. Назарова Л.Н., Скоров Д.С. Комплексная технология воздействия на керогенсодержащие пласты баженовской свиты // Нефтяное хозяйство. 2020. №3. С.14 – 17.

17. Патент RU№ 2612756. Применение неионных поверхностно-активных веществ, растворимых в диоксиде углерода, для повышения нефтедобычи.

Читайте также:

Разработка месторождений с использованием закачки в пласт двуокиси углерода реферат

Разработка месторождений с использованием закачки в пласт двуокиси углерода со2

Ключевые слова

Похожие статьи

Развитие технологии добычи высоковязкой нефти на.

Обзор методов борьбы с сероводородом при добыче нефти

Практический метод разделения образцов тяжелой нефти.

Экологические проблемы нефтяной промышленности России

Установка экстракции углей диоксидом углерода. На примере.

Модификация нефтяного кокса Атырауского НПЗ (Республика. )

Анализ и разработка месторождений с подгазовыми нефтяными.

Образование продуктов деструкции в аминовых растворах.