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 %.
К числу наиболее перспективных разработок могут быть отнесены термотропные гелевые композиции с улучшенными реологическими свойствами, получаемые в пластовых условиях. К ним относятся гелеобразующий состав «Галка-Термогель» по ТУ 2163-015-00205067-01 на основе гидроксохлорида алюминия, карбамида и уротропина, композиция из полиакриламида, хлорида алюминия, карбамида и воды, реагентная смесь, включающая титановый коагулянт, гидроксохлорид алюминия, карбамид и воду. В пластовых условиях повышение температуры водного раствора на их основе до 80-120°С инициирует взаимодействие мочевины с гидроксохлоридом алюминия или с другими компонентами, что приводит к образованию диоксида углерода и качественного геля, который превосходит по своим характеристикам известные гели-аналоги.
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 СО2, 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, СО2 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-СО2, 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 CO2 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).
Помимо ТЭЦ, крупными источниками CO2 могут выступать и химические предприятия, на которых данный продукт является отходом основного производства. Например, только на ПАО "Тольяттиазот" и ООО «Томет» выбросы парникового газа превышают 7 млн. тонн ежегодно [7].
Таблица 2. Потенциально окупаемые проекты по закачке CO2 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.
Для интенсификации нефтедобычи предложен усовершенствованный способ - газоциклическая закачка CO2 (ГЦЗ-CO2) [7–9]. Он предусматривает подачу в призабойную зону пласта (ПЗП) сжиженного углекислого газа с последующей остановкой скважины. В течение определённого периода происходит созревания ПЗП, взаимодействие газа с пластовой нефтью со снижением её вязкости [10], после чего скважина переключается на добычу. Описанный цикл при необходимости может повторяться до 3-6 раз. Технология ГЦЗ-CO2 применима на месторождениях с вязкостью нефти до 1000 мПа·с в пластовых условиях. Удельная эффективность при этом составляет 0,28-9,45 м3 дополнительной добычи нефти на одну тонну закачанного CO2 [11] , срок получения технологического эффекта составляет 1÷6 месяцев.
Взамен трубопроводной затратной перекачки доставка сжиженного CO2 от источников эмиссии до месторождений осуществляется автомобильным транспортом. Кроме того, ГЦЗ-CO2 может стать тестовым проектом для проверки эффективности закачки CO2 в масштабах всего месторождения.
Ограничением при реализации ГЦЗ-CO2 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.
![](/upload/medialibrary/b73/b73c2bb3371069143778a59a133685a7.png)
Рис. 1. Оценка вероятности выпадения асфальтенов в пластах нефтяных месторождений Самарской области:
1 – Марьинское,
2 – Радаевское ,
3– Сергеевское ,
4 – Козловское.
CO2 может закачиваться в добывающую скважину в жидком состоянии, либо в виде сверхкритического флюида (СКФ-CO2). 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-СО2. Свойства сверхкритического флюида можно регулировать: при повышении давления его растворяющая способность резко увеличивается. Таким образом, в рассматриваемом состоянии CO2 является эффективным и экологически чистым растворителем органических веществ.
Термодинамические условия, существующие в некоторых нефтяных пластах, позволяют СО2 переходить в состояние СКФ-СО2, что обуславливает его преимущества перед другими газовыми агентами, не достигающими данного состояния в пластовых условиях. Это обусловлено сравнительно низкими критическими давлением и температурой CO2, составляющими, соответственно, Pкр.=7,38 МПа и Tкр.=31,1ºC. Благодаря переходу в состояние СКФ-CO2 обеспечивается эффективное снижение вязкости нефти в пластовых условиях.
В ходе изучения возможности применения газоциклической закачки CO2 на месторождениях Самарской области были проведены лабораторные эксперименты по определению влияния СО2 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.
![](/upload/medialibrary/da6/da6dcab2f2365c9641216ce5611891bd.png)
Затем были выполнены измерения динамической вязкости смесей нефти с растворённым CO2. 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 CO2. 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-СО2.
Представленные в таблице 4 результаты показывают, что обработка ПЗП посредством закачки сжиженного CO2 приводит к значительному снижению вязкости нефти, причем диоксид углерода в состоянии СКФ действует более эффективно.
Проведённые исследования позволили разработать проект реализации газоциклической закачки CO2 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 CO2 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.
В качестве совершенствования данного метода можно рассматривать дополнительную закачку в скважину оторочки «Дельта- АСПГО» и диметилкарбоната [14].
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 СО2, 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 200оС 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 СО2 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 CO2 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].
Литература:
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.
5. Афанасьев С.В. Углекислый газ как сырьё для крупнотоннажной химии// Neftegaz.ru. Деловой журнал. 2019. №9.С.94 – 106.
6. Сидорова К.И. Экономическая оценка использования технологии утилизации углекислого газа в нефтяных месторождениях для повышения нефтеотдачи, диссертация на соискание ученой степени к. э. н., ФГБОУ ВПО Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», Санкт-Петербург, 2016 г.
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.