Разработан инновационный способ снижения углеродного следа в нефтедобывающих регионах России путём широкого внедрения технологии ССUS, предусматривающей извлечение диоксида углерода из выбросов парниковых газов с промышленных предприятий и его газоциклическую закачку со специально подобранной оторочкой в нефтедобывающие скважины. Выявленное существенное повышение эффективности нефтеотдачи пластов обусловлено снижением вязкости нефти при растворении в ней углекислого газа и разрушением асфальтено-парафиногидратных отложений. В целях апробации новой технологии проведены расширенные опытно-промышленные испытания на месторождениях нефти в Самарской области, подтвердившие возможность её широкого использования на других нефтяных промыслах.
В последние годы существенно обострилась проблема с климатом на нашей планете, обусловленная колоссальными выбросами в атмосферу парниковых газов, прежде всего – диоксида углерода. По указанной причине в рамках Парижского соглашения предпринимаются действенные усилия в экономически развитых странах по широкому использованию водородных технологий и возобновляемых видов энергии в производстве топлива для транспортных средств и энергетики.
Достаточно позитивные результаты в этом направлении могут быть достигнуты путём реализации инновационных проектов по извлечению и применению диоксида углерода в нефтехимии и нефтедобыче [1–3].
На это нацелены усовершенствованные способы разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами (ТрИЗ). При этом доля ТрИЗ в общем балансе нефтедобычи в последние годы неуклонно растёт, и данная проблема стала весьма актуальной как для действующих месторождений, находящихся на заключительных стадиях эксплуатации, так и баженовской свиты в районах Сибири [4].
По указанной причине перспективность внедрения технологии ССUS (производство и переработка углекислого газа) сегодня ни у кого не вызывает сомнений [5, 6]. Основными источниками для промышленного получения СО2 являются природный газ и дымовые газы промышленных предприятий (гидроэлектростанции, химическая промышленность, металлургия, производство удобрений и цемента, сжигание отходов различного типа и пр.) [7–9]. В технологии использования углекислого газа для повышения нефтеотдачи пластов должен соблюдаться положительный баланс между извлечёнными углеводородами с целью получения прибыли и количеством хранимого диоксида углерода.
Важным направлением в области технологии ССUS является создание кластеров по объединению источников выбросов парниковых газов в единую систему транспортировки производимого углекислого газа до действующих нефтяных месторождений.
На следующем этапе осуществляется выбор оптимального потенциала использования СО2 в нефтедобыче. Расчёт проводится с использованием методики, базирующейся на практическом опыте реализации десятков проектов в континентальной части Соединённых Штатов Америки. В соответствии с ней массу потенциально утилизированного диоксида углерода рассматривают с позиций вероятностного процентиля. В зависимости от уровня закачки СО2 с учётом заполнения порового пространства пласта (Vзп) он принимает различные значения. Уровень Vзп = 3 означает, что объём закачиваемого газа в три раза больше начального запаса нефти. Предполагается, что в процессе нефтедобычи углекислый газ многократно рециркулирует – закачивается, частично добывается со скважинной продукцией и вновь закачивается. Значение Vзп = 3 признано наибольшим и соответствует максимально возможному приросту нефтедобычи [5, 6].
В случае Vзп = 0,5 заполняется лишь половина порового объёма нефтесодержащего пласта углекислым газом, что является типичным для утилизации без дополнительной нефтедобычи.
Необходимо иметь ввиду, что подобный подход справедлив лишь в случае правильного выбора способа повышения нефтеотдачи пластов.
При закачке диоксида углерода наблюдается эффект, связанный с увеличением нефти в объеме из-за растворения в ней СО2. Между коэффициентом набухания нефти и остаточной нефтенасыщенностью существует обратно пропорциональная зависимость. Кроме того, набухание способствует увеличению относительной проницаемости нефти в многофазном потоке на этапе добычи.
Несомненный практический интерес представляет газоциклический ввод диоксида углерода в добывающую скважину с последующим чередованием добычи нефти и 3 – 6 цикловой закачкой сжиженного СО2.
Наряду с ним предусмотрена подача в скважину оторочки, состоящей из продукта «Дельта АСПГО» по ТУ 2415-006-51281692-2007 и диметилкарбоната, взятых в равном объёмном соотношении в количестве 5–20 об. % от суточного объёма добываемой жидкости [10].
Композиция «Дельта АСПГО» по ТУ 2415-006-51281692-2007, выпускаемая фирмой «Дельта-пром инновации», содержит смесь вторичных нефтепродуктов процессов пиролиза и переработки углеводородного сырья, неионогенного ПАВ и деэмульгатора. Она нерастворима в воде и имеет цвет от светло-желтого до светло-коричневого, содержит смесь вторичных предельных, непредельных и ароматических углеводородов C6–C18, с плотностью 0,84–0,88 г/см3, с температурами начала и конца кипения не менее 65 °C и не более 280 °C соответственно.
Диметилкарбонат известен как «зелёный» растворитель для высокомолекулярных фракций нефти, в частности асфальтенов, и представляет собой прозрачную жидкость, содержащую 99,8 % мас. основного продукта с температурой кипения не выше 90 °C и плотностью при 20 °C равной 1,07 г/см3.
Выбор указанных компонентов обусловлен следующим. Композиция «Дельта АСПГО» выполняет функции ингибитора асфальтено-парафиногидратных отложений, а диметилкарбонат является хорошим растворителем асфальтенов. Вышеуказанные смеси при закачке проникают в зоны, содержащие отложения фракций пластовой нефти с высокой молекулярной массой, сначала разрыхляют их, а затем растворяют, восстанавливая исходную проницаемость вышеуказанных зон и предотвращая образование гидратов.
Проходя через нефтеносную породу, указанная смесь смывает тонкие пленки нефти с породы. Все это происходит благодаря тому, что закачиваемая смесь углеводородов и ПАВ снижает до 10 000 раз поверхностное натяжение на межфазной границе системы нефть – порода, нефть – углеводород. Наряду с этим уменьшается межфазная вязкость, которая способствует слиянию пленок нефти и образованию нефтяной зоны с измененным краевым углом смачивания рабочей среды.
Закачка СО2 при сверхкритических условиях (температура 31,1 °C и давление 7,38 МПа) обеспечивает регулирование фильтрационного поля диоксида углерода с исчезновением различия между жидкой и газовой фазой, при этом сжиженный диоксид углерода переходит в сверхкритический флюид (СКФ-CO2), который является эффективным растворителем и лучше других газовых агентов снижает вязкость нефти в пластовых условиях.
Преимуществами СКФ-CO2 как растворителя являются: сочетание свойств газов при высоком давлении, таких как низкая вязкость и высокий коэффициент диффузии, и жидкостей – высокая растворяющая способность. Так, коэффициент диффузии СКФ-CO2 равен 10-8 м2/с, что на порядок больше, чем у жидкого CO2. Сочетание малого межфазного натяжения с низкой вязкостью и высоким коэффициентом диффузии позволяет флюиду проникать в пористые среды более легко по сравнению с жидкостями и осуществлять быстрый массоперенос, а высокая чувствительность растворяющей способности СКФ-CO2 к изменению давления и температуры обеспечивает простоту разделения СКФ-СО2 и растворённых в нем веществ при сбросе давления [11].
Исследования, проведённые на объектах ТПТ «РИТЭК-Самара-Нафта», показали, что чем выше исходная вязкость нефти, например, 330,9 мПа⋅с со скважины № 301 и 785,1 мПа⋅с со скважины № 402 (см. табл. 1), тем в большей степени наблюдается эффект снижения вязкости при закачке СО2.
При содержании в нефти 5 % диоксида углерода показатель снижается до значений 217,2 мПа⋅с и 151,9 мПа⋅с соответственно.
В случае достижения 40%-ной концентрации углекислого газа вязкость нефти со скважин падает до 35,2 мПа⋅с и 12,4 мПа⋅с соответственно.
Для иллюстрации влияния одного из основных механизмов воздействия СКФ-CO2 на нефть – снижение её вязкости – была исследована взаимосвязь данного показателя с коэффициентами остаточной нефтенасыщенности (Kо.н.) и вытеснения нефти (Kвыт.). Расчет последних выполнялся по методике, предложенной в [12].
В указанной статье приведены единые обобщенные корреляционные зависимости для коэффициентов остаточной нефтенасыщенности и вытеснения в масштабе практически всех северных месторождений Самарской области. При этом задействован обширный массив экспериментальных данных по определению Kо.н. и Kвыт., благодаря чему расчеты выполнены с высокой степенью достоверности.
По данным авторов [12], корреляционные зависимости имели следующий вид:
Указанные характеристики были рассчитаны и нами как для исходной нефти, добытой из двух скважин в отсутствии закачки диоксида углерода, так и после обработки пластов различными количествами СО2.
Результаты исследования представлены в таблицах 2 и 3.
Из приведённых данных видно, что применение СКФ-CO2 позволяет повысить коэффициент вытеснения нефти для скважин № 301 и № 402 на 3–11 % и 9–21 % соответственно, в зависимости от исходной вязкости нефти и от содержания в ней CO2.
Высокий уровень растворения углекислого газа наблюдается в случае нефти, содержащей различные высокомолекулярные фракции при условии, что давление закачиваемого в скважину СКФ-СО превышает Pкрит = 7,38 МПа.
Чем больше это превышение, тем лучше растворяющая способность флюида и соответственно выше растворимость в нём асфальтенов и других компонентов. Поэтому опасно допускать перепады давления в сторону его понижения, так как высокомолекулярные фракции при давлении ниже критического стремительно выходят из растворенного состояния и осаждаются в области призабойной зоны пласта.
Нефтяные залежи, подстилаемые водой или имеющие обширные водонефтяные зоны, благоприятны для закачки диоксида углерода при сверхкритических условиях. Проникая в коллектор, диоксид углерода замещает мобильную водяную фазу в обводненной добывающей скважине. Вода быстро насыщается диоксидом углерода. Но растворимость в ней СО2 намного меньше, чем в углеводородах. Поэтому нефть вмещает в себя диоксида углерода в несколько раз больше, чем вода в пластовых условиях.
Как правило, техника стимуляции циклической закачкой диоксида углерода в добывающую скважину является коммерчески успешной. Об этом свидетельствуют опытно-промышленные испытания по циклической закачке диоксида углерода, проведённые ООО «Ритэк» на месторождениях Самарской области. Апробация нового метода была выполнена в период с 21 по 24 августа 2017 г., при среднем расходе 5,3 т/час продолжительность закачки составила 58 часов, а максимальное давление не превышало 12 МПа. С учетом особенностей углекислого газа на данном месторождении было использовано специализированное скважинное оборудование: фонтанная арматура, рассчитанная на давление 35 МПа, компоновка насосно-компрессорных труб в коррозионностойком исполнении, а также система подачи ингибитора коррозии. После завершения этапа выдержки скважина была введена в эксплуатацию фонтанным способом с начальным дебитом 11 т/сут. В результате испытаний: скважина была выведена из бездействия, а дополнительная добыча нефти за 18 месяцев превысила 1000 т, в том числе за счет снижения вязкости – 230 т. Достигнутый положительный эффект применения инновационной технологии позволил ООО «РИТЭК» продолжить опытно-промышленные испытания и на других месторождениях [4].
В случае нефти иного фракционного состава результаты могут оказаться другими. Это обусловлено тем, что при добыче нефти присутствующие в ней фракции с низкой молекулярной массой являются более подвижными по сравнению с ТрИЗ. Часто низкая скорость потока нефти из скважины объясняется тем, что фракции сырой пластовой нефти с высокой молекулярной массой при понижении пластового давления осаждаются в проточных каналах пласта, примыкающих к добывающей скважине, и уменьшают проницаемость этих зон.
При этом заметно ухудшаются фильтрационные характеристики и снижается приток нефти к забою скважины. В результате происходит формирование осадка в призабойной зоне, который содержит осевшие фракции пластовой нефти с высокой молекулярной массой. Такие зоны, прилегающие к добывающей скважине, теряют пропускную способность нефти частично или полностью.
С целью увеличения дополнительной добычи нефти из труднодоступных зон, которые содержат осадки с высоким содержанием асфальтенов, парафинов и смол, в качестве дополнительного рычага комплексного воздействия на призабойную зону пласта целесообразно использовать химические методы.
Эту задачу успешно решает композиция на основе «Дельта АСПГО» и диметилкарбоната, которая разрыхляет и растворяет осевшие осадки в призабойной зоне, способствуя тем самым восстановлению исходной ее проницаемости. Прирост добычи нефти по предлагаемому способу может достигать 1,62–1,85 тонн на тонну закачиваемого диоксида углерода.
Для реализации предложенного инновационного процесса разработана схема мобильной насосной установки по закачке сжиженного углекислого газа, либо СКФ-CO2 в добывающие нефтяные скважины. Её краткая технологическая схема описана в [11].
Технология закачки включает доставку сжиженного CO2 на месторождение с использованием специальных автомобильных цистерн, в которых поддерживается температура -18...-27 ºC и давление 1,5–1,8 МПа. Поступивший CO2 перекачивается в накопительную емкость, из которой насосной установкой с давлением P = 20–25 МПа и температурой T > 31,1 ºC подаётся на устье скважины.
С учётом установленных закономерностей можно выделить критерии применимости технологии СКФ-CO2 и основные факторы, благоприятствующие её использованию:
Дальнейшее усовершенствования разработанного высокоперспективного метода позволит не только уменьшить углеродный след в нефтедобывающей отрасли, но и решить такую глобальную задачу, как вовлечение в нефтедобычу попутных нефтяных газов, направляемых в большинстве случаев на сжигание [12–14].
Литература
1. Афанасьев С.В. Углекислый газ как сырьё для крупнотоннажной химии // Neftegaz.ru. Деловой журнал. 2019. № 9. С. 94–106.
2. Колеватов А.А., Афанасьев С.В., Закенов С.Т. и др. Состояние и перспективы повышения нефтеотдачи пластов в России (Часть 1) // Бурение и нефть. 2020. № 12. С. 3–19.
3. Афанасьев С.В., Волков В.А. Диоксид углерода как реагент интенсификации нефтедобычи // Neftegaz.ru. Деловой журнал. 2020. № 8. С. 30–35.
4. Дарищев В.В., Харланов С.А., Газизянов А.И. и др. Реализация технологии закачки углекислого газа в добывающие скважины // Нефть. Газ. Новации. Научно-технический журнал. 2020. № 7. С. 33–38.
5. IEA, CCUS in Clean Energy Transitions. – Paris: International Energy Agency. 2020. P. 154–158.
6. Кожин В.Н., Коновалов В.В., Губа А.С. и др. Оценка потенциала утилизации углекислого газа на нефтяных месторождениях Оренбургской области // Нефтепромысловое дело. 2021. № 8. С. 43–49.
7. Физико-химические основы природных и антропогенных процессов в техносфере. Учебник для ВУЗов. Под ред. д.т.н. С.В. Афанасьева. Самара. Изд. СНЦ РАН. 2019. – 252 с.
8. Патент RU № 2733774. Способ выделения диоксида углерода из дымовых газов и устройство для осуществления способа / Опубл. 2020 г.
9. Афанасьев С.В., Волков В.А. Переработка дымовых газов как способ выполнения Парижского соглашения и увеличения нефтеотдачи // Neftegaz.ru. Деловой журнал. 2021. № 1. С. 52–55.
10. Патент RU № 2652049. Способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину / Опубл. 2018 г.
11. 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. 62–66.
12. Борисов Б.Ф., Корень А.В., Лепешкина О.Ю. и др. Применение обобщенных корреляционных зависимостей для определения остаточной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения высоковязкой и сверхвязкой нефти на месторождениях Самарской области // Нефтяное хозяйство, 2017. № 2. С. 72–74.
13. Патент RU № 2728295. Мобильный комплекс для закачки жидкого диоксида углерода в нефтедобывающую скважину / Опубл. 2020 г.
14. Патент RU № 2745489. Способ газоциклической закачки смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину / Опубл. 2021 г.
