USD 76.2711

+0.23

EUR 89.4813

-0.52

BRENT 41.5

-0.16

AИ-92 43.38

+0.02

AИ-95 47.5

+0.05

AИ-98 53.48

+0.01

ДТ 47.38

0

11 мин
223
0

Диоксид углерода как реагент интенсификации нефтедобычи

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.

Диоксид углерода как реагент интенсификации нефтедобычи

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.

 



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.


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.



Статья «Диоксид углерода как реагент интенсификации нефтедобычи» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№8, Август 2020)

Авторы:
Читайте также