Углеродный след, парниковые газы, декарбонизация – все эти понятия связаны с проблемой изменения климата и попытками человека замедлить и обернуть вспять опасные для Земли последствия выбросов диоксида углерода (СО2) в окружающую среду. Любое производство оставляет углеродный след. CO2 постоянно попадает в атмосферу естественным путем из таких источников, как круговорот углерода в океане, разложение органических веществ в природе, дыхание и извержения вулканов. В свою очередь, естественные поглотители, такие как леса и океан, удаляют CO2 из атмосферы. Но избыточные выбросы, производимые человеком со времен промышленной революции, привели к увеличению концентрации газа в атмосфере, превышающей возможности существующих поглотителей. В результате атмосфера стала теплее и продолжает нагреваться.
Выбросы CO2
человеком невелики по сравнению с природными источниками. Около
750 гигатонн (одна гигатонна (Гт) равна миллиарду тонн) CO2
естественным образом проходит через углеродный цикл каждый год, в то время как люди в настоящее время производят дополнительно 36 Гт. Избыток CO2
нарушает естественный цикл и не может быть полностью поглощен существующими поглотителями углерода. Когда CO2 выбрасывается в атмосферу в результате сжигания ископаемого топлива, то примерно 50 процентов поглощается растениями, деревьями и океаном, в то время как остальная часть накапливается в атмосфере. Деятельность человека является причиной значительного увеличения содержания парниковых газов в атмосфере за последние 150 лет.
По данным на 2024 год, энергетический сектор производит наибольшее количество выбросов парниковых газов (75,7 % от общего объема). В него входят выбросы от выработки электричества и тепла (29,7 % от всех выбросов), транспорта (13,7 %), производства и строительства (12,7 %), зданий (6,6 %).
Транспорт – один из крупных источников выбросов в энергетическом секторе, на него приходится 13,7 % от глобальных выбросов.
Промышленность вносит вклад в 6,5 % от общего объема выбросов. К этому сектору относятся, например, выбросы от производства химических веществ и цемента (без учета использования энергии).
Сельское хозяйство – второй по величине источник выбросов после энергетики, на него приходится 11,7 % от общего объема. Основные источники выбросов в этом секторе – животноводство и сельскохозяйственные почвы, например, при образовании метана из навоза.
По информации IEA [1], в 2024 году общий объем выбросов CO2, связанных с энергетикой, достиг нового рекорда – 37,8 Гт CO2. При этом выбросы от сжигания топлива выросли на 1 % (357 Mт CO2), а от промышленных процессов – снизились на 2,3 % (62 Mт CO2) [4].
Сценарий достижения нулевого уровня углеродных выбросов к 2050 году (NZE) предполагает трансформацию глобальной энергетической системы, которая не имеет аналогов по скорости и масштабам. Быстро внедряются стратегии по сокращению выбросов в результате использования существующей инфраструктуры, работающей на ископаемом топливе, и более широкому внедрению экологически чистых энергетических технологий. Таким образом, инвестиции в экологически чистую энергетику в период до 2030 года вырастут в три раза – с 1,4 трлн долларов США в 2022 году до более чем 4 трлн долларов США в 2030 году. Этот всплеск инвестиций приведет к снижению выбросов, связанных с энергетикой, и спроса на ископаемое топливо [2].
В ряду мероприятий, направленных на снижение эмиссии СО2, значительное место занимают методы извлечения СО2 из поступающих на переработку потоков попутных и природных газов с последующим возвращением СО2 в истощаемые пласты месторождений [3]. Интенсификация добычи нефти и газа с использованием CO2 – это способ повышения эффективности извлечения углеводородов из нефтяных, газовых и газоконденсатных пластов, основанный на физико-химических свойствах углекислого газа. Разнообразные технологии позволяют увеличить добычу нефти за счет ее набухания, снижения вязкости, улучшения смешиваемости с вытесняющими агентами и других эффектов. Закачку CO2 в газовые и газоконденсатные пласты применяют для извлечения выпавшего в пласте ретроградного конденсата, поддержания пластового давления и др., что в конечном итоге приводит к увеличению коэффициента извлечения газа и конденсата.
В условиях растущего внимания к экологическим проблемам и снижения дебита скважин решение проблем повышения коэффициента извлечения нефти и газа из существующих месторождений за счет использования СО2 является перспективным направлением в нефтегазовой отрасли, имеющим ряд преимуществ по сравнению с традиционными методами (закачка воды, газа и т.д.), в том числе применимость к широкому спектру месторождений. Задачей данного обзора является обобщение опыта интенсификации газо- и нефтедобычи за счет ввода в пласт СО2 и информация о ряде перспективных разработок в этой области.
Технологии и исследования закачки диоксида углерода в пласт для увеличения нефте- и газоотдачи
Наиболее эффективные газы, используемые для увеличения нефтеотдачи с точки зрения физики процесса – это СО2 и жирный углеводородный газ, который в первую очередь, является ценным сырьем газохимической промышленности. СО2, наоборот, является отходом производства, который с позиции экологии является вредным загрязнителем и одновременно обладает важными химико-технологическими качествами.
Диоксид углерода, вводимый в продуктивный пласт истощающегося месторождения нефти или газа, может взаимодействовать с природным газом, нефтяными оторочками, с пластовой и подошвенной водой, с минеральной основой пласта. Многообразие взаимодействий требует тщательного анализа реальных ситуаций контактов и возможных как негативных, так и позитивных последствий.
При контакте СО2 и углеводородов различают смешивающееся и несмешивающееся взаимодействия. При смешивающемся взаимодействии молекулы СО2 интегрируются в структуру нефтяных молекул. При этом нефть может растворяться в СО2 или СО2 растворяться в нефти в зависимости от того, какая среда будет служить растворителем. При растворении СО2 в нефти возможно изменение химического состава нефти с образованием углеводородных веществ, содержащих атом углерода из СО2. При растворении СО2 в нефти увеличивается объем получаемой системы, что вызывает увеличение перепада давления в поровом пространстве пласта и способствует вытеснению нефти из пласта, одновременно снижается вязкость нефти, возрастает ее подвижность, что снижает сопротивление течению нефти по каналам и трещинам пласта к скважине. Растворимость СО2 в нефти существенно зависит от температуры, давления и состава нефти.
При несмешивающемся взаимодействии СО2 и нефть остаются разделенными фазами в пласте, и СО2 выступает в роли агента, который вытесняет нефть из порового пространства. Процесс начинается с инъекции СО2 в пласт, содержащий нефть: СО2, будучи легче нефти, стремится подняться в поровом пространстве. В результате этого движения СО2 оказывает давление на нефть, вытесняя ее из пор.
Часто используются комбинированные подходы: например, смешивающееся взаимодействие для улучшения текучести нефти, а затем несмешивающееся – для вытеснения нефти.
С водой углекислый газ взаимодействует и диссоциирует на ионы H+, HCO3–
и CO32–.
На протекание реакций влияют температура и давление в пласте, от которых зависит растворимость CO2. При растворении СО2 в воде вязкость воды увеличивается незначительно, происходит образование карбонизированной воды. Образующаяся при растворении СО2
угольная кислота (H2CO3) растворяет некоторые виды породы, увеличивая их проницаемость. С повышением степени минерализации снижается растворимость СО2 в воде. Растворение СО2
в воде сопровождается снижением температуры раствора – чем выше концентрация CO2, тем сильнее этот эффект.
Основные факторы воздействия CO2 на нефть в трещинах и полостях нефтеносного пласта включают:
- снижение вязкости нефти: при растворении в нефти CO₂ уменьшает ее вязкость, что улучшает подвижность и способствует более легкому извлечению;
- набухание нефти: растворение CO₂ в нефти приводит к увеличению ее объема, что способствует вытеснению остаточной нефти из пор пласта;
- смешиваемость с углеводородами: при достижении минимального давления смесимости CO₂ может неограниченно растворяться в нефти, переходя в состояние полного смешивания, что улучшает эффективность вытеснения;
- снижение межфазного натяжения: уменьшение натяжения на границе нефть–CO₂ ослабляет капиллярные силы, препятствующие движению нефти в пласте;
- очистка призабойной зоны: CO₂ способствует удалению асфальтосмолопарафиновых отложений, что улучшает проницаемость призабойной зоны и пласта в целом.
Кроме всего сказанного, дополнительным преимуществом является то, что диоксид углерода может подаваться в пласт в газообразном, жидком или сверхкритическом состояниях в зависимости от температуры и давления.
Принципиально технологию использования СО2 можно поделить на два различающихся способа доставки СО2 в пласт. Первое – закачка в нагнетательные скважины, которая позволяет частично утилизировать СО2 и при этом увеличить коэффициент извлечения нефти, что ставит данное направление в разряд методов увеличения нефтеотдачи. Минусы данной технологии: длительное ожидание эффекта, высокие капитальные и операционные затраты, коррозия оборудования, недостаток опыта. Второе направление – закачка в добывающие скважины [4]. Данная технология имеет различные модификации, но в целом по своей сути является газоциклической закачкой (или Huff and Puff). При закачке СО2 в добывающие скважины идет воздействие на призабойную зону пласта, что относит данное направление к интенсификации добычи. К плюсам технологии можно отнести отсутствие капитальных вложений, низкие операционные затраты и быстрое получение эффекта в виде увеличения дебита и эффективного использования СО2 (частичной утилизации). Согласно сделанному в 2021 году прогнозу Международного энергетического агентства [3], благодаря новым методам увеличения нефтеотдачи в 2040 году в мире будет добываться 4,7 млн барр. нефти в сутки, причем газовым методам принадлежит основная доля в структуре методов увеличения нефтеотдачи (40 %), она будет расти до 57 % с основным вкладом от закачки СО2. Таким образом, использование СО2 для увеличения нефтеотдачи – стратегически верное направление, успешно развивающееся последние 50 лет. Первые проекты воздействия СО2 на нефтеносный пласт в США осуществлены в 1968 г. на месторождении Ritchie и в 1975 г. на месторождении Lick Creek, основная задача проектов в настоящее время – поиск оптимальных технико-экономических решений по закачке СО2.
Этапы технологического процесса закачки СО2 в нагнетательную скважину в целом схожи с этапами закачки в добывающую скважину: проектная подготовка, техническая подготовка, проведение мероприятия по закачке, авторский надзор. Исключение составляет этап 4 (освоение скважины и запуск в добычу), он отсутствует, так как в рассматриваемом случае закачка СО2 ведется в нагнетательную скважину, которая в добыче не участвует.
Основные различия при закачке СО2 в скважину сводятся к следующему. Во-первых, велик объем закачки: если при циклической закачке газа в добывающую скважину закачивается порядка 300–500 и более тонн, то при реализации технологии с закачкой в нагнетательную скважину для получения положительного технологического эффекта необходимо прокачать не менее 30–50 % порового объема пласта (от 15 000 тонн и более на скважину в зависимости от участка опытных работ). Во-вторых, физика процесса: за счет большого объема закачки воздействие идет не только на призабойную зону пласта, а на пласт целиком. После закачки CO2 в нагнетательную скважину происходит процесс растворения и распределения газа в пласте, повышение давления, снижение вязкости нефти, расширение эффективного порового объема. Большие объемы закачанного углекислого газа распределяются по низкопроницаемым каналам пласта, эффективно вовлекая остаточную нефть, что приводит к увеличению коэффициента вытеснения и, соответственно, коэффициента извлечения нефти. В-третьих, это сроки получения технологического эффекта: прирост коэффициента извлечения нефти после закачки в нагнетательную скважину возможно оценить не ранее, чем будет реализована прокачка 30–50 % порового объема пласта, и это в зависимости от участка работ не менее одного года, а при подаче СО2 в добывающую скважину рост дебита прослеживается сразу после запуска скважины с сохранением положительного эффекта на 6–18 месяцев. Четвертым ключевым отличием можно отметить экономические затраты. Для реализации большого объема закачки необходимы значительно большие затраты в сравнении с обработкой призабойной зоны пласта, связано это как с необходимым большим объемом агента закачки, так и компоновкой и техническими возможностями оборудования [3].
Когда начинается закачка CO2, он подается и закачивается в жидкой фазе из-за более высокого давления в устье скважины; таким образом, закачиваемая жидкость остается в единой жидкой фазе по всему стволу скважины. По мере повышения пластового давления закачиваемый CO2 будет приближаться к границе раздела фаз в стволе скважины и может привести к нестабильному изменению фазы. Моделирование закачки предполагает, что это произойдет только на средней стадии закачки, когда давление закачки CO2 и пластовое давление в пласте достигнут критической точки. Хотя неясно, произойдет ли это явление, конструкция для завершения срока добычи должна быть подходящей для закачки газа и жидкой фазы и обеспечивать возможность перехода от одной фазы к другой. Одной из важных ситуаций, связанных с этим переходом, является изменение плотности жидкости, которое приводит к тому, что гидростатический напор содержимого насосно-компрессорных труб становится больше, чем пластовое давление.
Экспериментальное исследование сверхкритической флюидной экстракции органического вещества диоксидом углерода из горных пород и почвы показало, что сверхкритическая (SC) жидкость может растворять, переносить и накапливать углеводороды, в том числе реликтовые. Было выдвинуто предположение, что во время сверхкритической экстракции растворение органических веществ сопровождается их механохимической трансформацией в микропорах и микротрещинах твердого вещества. Возникающие в результате изменения в составе, структуре и распределении отдельных углеводородов аналогичны изменениям в нефтеносных породах. Предположено также, что в потоке глубинного сверхкритического флюида происходит быстрая механохимическая трансформация дисперсного органического вещества осадочных пород. Это, в свою очередь, позволило бы пересмотреть временные рамки накопления нефти с миллионов до, возможно, сотен лет.
При вытеснении нефти диоксидом углерода в форме двухфазного течения вязкость тяжелой фазы в двухфазной зоне увеличивается, повышение описывается экспоненциальной зависимостью. При этом тяжелая фаза утяжеляется постоянно; легкая же фаза в интервале давлений от 30 до 35 МПа и концентрациях углекислоты от 26 до 58 % облегчается, в остальных диапазонах давлений и концентраций утяжеление легкой фазы значительно выше утяжеления тяжелой фазы. Однако взаимодействие между CO2 и углеводородной жидкостью также может вызвать ряд проблем, таких как осаждение асфальтенов из-за нестабильности сырой нефти в процессе заливки CO2.
В ряде работ отмечается, что при отсутствии потребителя диоксида углерода в необходимых масштабах СО2 следует закачивать в подземные пустоты и отработанные газовые месторождения. При этом рекомендуется отдавать предпочтение хорошо изученным в геологическом отношении отработанным месторождениям [5, 6]. В экологическом отношении представляет интерес предложение охлаждать и подвергать аминовой очистке отходящие газы турбореактивных двигателей газоперекачивающих агрегатов от диоксида углерода, который после регенерации абсорбента компримируется и закачивается в отработанные пласты газового месторождения, однако отсутствие технико-экономического обоснования оставляет эту задачу открытой.
Математическое моделирование поведения сложных систем СО2–углеводороды–вода–пласт в различных сочетаниях на основе теории фильтрации флюида сквозь проницаемую среду рассмотрено во многих работах. Модели проницаемых сред весьма разнообразны и могут учитывать как первичную трещиноватость пласта, так и более развитую вторичную, возникающую при гидроразрывах пласта. Трещиноватость пласта, в свою очередь, может быть выражена эквивалентной непрерывной моделью (одно-, двух- и многопористой), дискретной моделью сети трещин и дискретной моделью трещин в матрице. Для численного решения более сложной модели пласта требуются более мощные вычислительные ресурсы. Например, в работе [34] в дискретной матричной модели трещин используются явные низкоразмерные интерфейсы, которые эквивалентно заменяют многомерные области, занятые трещинами. Матрица и низкоразмерные трещины сохраняются как отдельные геометрические объекты, а дискретная сеть трещин явно моделируется в рамках общей структуры. Двумерная вычислительная область эквивалентно описывается как двумерная матричная область и одномерная область разрушения. Поэтому этот метод также известен как смешанноразмерная или гибридноразмерная дискретная модель трещин. Вычислительная область трещин содержит любое количество полностью или частично взаимосвязанных трещин [7]. Такая модель пласта содержала в трещинах нефть и обрабатывалась диоксидом углерода. Численное моделирование выполнялось при следующих допущениях:
- процесс фильтрации является изотермическим;
- CO2 и сланцевая нефть – несмешивающиеся жидкости;
- скорости движения свободных жидкостей в матрице и трещинах удовлетворяют закону Дарси;
- массообмен CO2 и сланцевой нефти в матрице и трещинах удовлетворяет линейным уравнениям массопереноса;
- эффектом дифференциального капиллярного давления между матрицей и трещиной пренебрегают, модель капиллярного давления и относительной проницаемости.
Разница в начальных значениях переменных между эксплуатационной скважиной и сланцевым коллектором увеличивает нелинейные характеристики уравнений двухфазного потока. Для дальнейшего улучшения сходимости и стабильности модели в этом исследовании используется метод добавления штрафной функции для задания граничных условий Дирихле. После валидации модели дискретной матрицы трещиноватости, включающей как прерывистый, так и непрерывный методы конечных элементов Галеркина, в [8] был проведен всесторонний анализ гидродинамики и эксплуатационных характеристик сланцевой нефти в зависимости от закачки CO2 и показано, что более высокая скорость закачки CO2 повышает как эффективность замены, так и добычу сланцевой нефти. Поскольку скорость закачки CO2 увеличивается с 7,5×10−6 кг/м2∙с до 3,0×10-5 кг/м2∙с, коэффициент извлечения сланцевой нефти повышается с 0,14 кг/сут до 0,22 кг/сут, а масса извлечения увеличивается с 82 до 109 кг. Кроме того, при одинаковом общем объеме закачки CO2 выбранные параметры закачки газа существенно влияют на извлечение сланцевой нефти.
Особенно полезно применение численного моделирования при продолжительной закачке СО2 в пласт с целью повышения его газо- или нефтеотдачи. Так, в [8] представлены результаты численного моделирования закачки 100 000 тонн CO2, нагнетаемого в течение двух лет от нагнетательной скважины S13 к эксплуатационной скважине S14 на месторождении природного газа Альтмарк (Германия). Моделируемый участок месторождения – многослойная 3D-модель размером 4,4 км × 2 км × 1 км. Через два года диоксид углерода достиг промежуточных наблюдательных скважин S1 и S16, но в эксплуатационной скважине его прорыва не произошло; пластовое давление увеличилось на 2,5 бар, что благоприятно сказывается на добыче газа. При удвоении скорости закачки среднее давление увеличилось на 5,3 бар, но CO2 так и не достиг эксплуатационной скважины S14 после двух лет закачки.
В статье [9] обсуждена новая версия T2Well в сочетании с модифицированным уравнением состояния ECO2M, способная моделировать трехфазный поток в стволе скважины с одновременным присутствием жидкого и газообразного CO2.
Моделирование в области молекулярной динамики стало мощным инструментом, позволяющим пролить свет на фундаментальные механизмы, управляющие поведением жидкости в различных фазах, таких как газ, жидкость и твердое тело, на молекулярном уровне. В сланцевых коллекторах понимание наноразмерных явлений, таких как микроскопическое трение, взаимодействие нефти и газа в процессе подачи CO2 и влияние сорастворителей, имеет решающее значение для повышения нефтеотдачи пластов и разработки стратегий геологического связывания CO2 в сланцах. В [10] исследуется уникальная роль молекулярно-динамического моделирования в выявлении микроскопических механизмов переноса жидкости и улучшенного извлечения во время закачки CO2, при этом особое внимание уделяется влиянию гидратационной пленки, зон, подверженных воздействию CO2, и сорастворителей. Механизм влияния гидратных пленок на трение монтмориллонита позволяет по-новому взглянуть на механику поверхности раздела фаз, что имеет значение для подвижности жидкостей в замкнутых средах [10].
Одновременно с разработкой математических моделей выполняется большое количество экспериментальных исследований с целью формирования достоверных баз данных, особенно для высоковязких нефтей и нефтяных и газоконденсатных оторочек.
Перспективные разработки по закачиванию диоксида углерода в нефтегазовые месторождения
Наиболее результативные разработки, как правило, защищены патентами. При огромном многообразии тем патентов, их можно объединить в несколько классов или групп по наличию одного общего признака.
В первую группу патентов по закачиванию диоксида углерода в функционирующие нефтегазовые месторождения можно отнести классические патенты, которые изначально базировались на закачке СО2 в нагнетательные скважины, воздействие СО2 на углеводороды (снижение вязкости и увеличение подвижности нефти, вытеснение более легких углеводородов, в первую очередь метана, в верхнюю часть пласта) и за счет этого увеличение дебита эксплуатационной скважины, восходя по своей сути к первым работам по закачке СО2 в нефтяное месторождение. Так, в [11] отмечено, что способ добычи нефти из подземного нефтяного пласта, сообщающегося между собой нагнетательной скважиной и добывающей скважиной, включает очистку указанного пласта газом путем закачки в него через нагнетательную скважину в количестве от 0,1 до 0,5 объема углеводородных пор одной порции газа, содержащего диоксид углерода, после этого через нагнетательную скважину в пласт закачивают инертную жидкость. К первой группе можно отнести все патенты, в которых диоксид углерода выступает как единственный компонент по крайней мере одной стадии обработки пласта. При этом диоксид углерода может вводиться в пласт как в газообразном, так и в жидком и сверхкритическом состоянии.
В патенте [12] обоснована стадия закачки CО2 в нагнетательную скважину и добычи углеводородов из эксплуатационной скважины, когда зона дренирования эксплуатационной скважины имеет среднее пластовое давление, равное или меньшее заданного давления. Добываемые углеводороды, по существу, включают природный газ, и нагнетательная скважина сообщена по текучей среде с добывающей скважиной. Вариант осуществления также включает перекрытие добывающей скважины и подачу CО2 в нагнетательную скважину, когда добытые углеводороды содержат мольную долю CО2, превышающую или равную заданной мольной доле.
Ко второй группе патентов можно отнести изобретения, в которых диоксид углерода поступает в обрабатываемый истощающийся газо- или нефтеносный пласт месторождения через нагнетательную скважину совместно с другими технологическими потоками. При этом образуется смесь реагентов, которая интенсивнее воздействует на углеводороды в пласте, чем чистый СО2, например, вместо подачи потока сверхкритического диоксида углерода в нефтесодержащий пласт, выполняется нагнетание потока поверхностно-активного вещества в поток сверхкритического диоксида углерода, где сверхкритический диоксид углерода и поверхностно-активное вещество образуют смесь, формируя эмульсию смеси в воде в нефтесодержащем пласте.
Ряд патентов направлен на совместную подачу в пласт диоксида углерода и дополнительных реагентов. Так, в целях повышения нефтеотдачи пластов в [14] рекомендуется использовать композиции для извлечения нефти, которые по изобретению включают неионогенное, неэмульгирующее поверхностно-активное вещество, обладающее СО2-активностью в диапазоне от примерно 1,5 до примерно 5,0, диоксид углерода в жидкой фазе или сверхкритической фазе и воду, где неионогенное, неэмульгирующее поверхностно-активное вещество способствует образованию устойчивой пены, образованной из диоксида углерода и воды. Стабилизация пены, которая может быть использована для повышения нефтеотдачи пластов, может формироваться наночастицами полиэлектролита. Стабильность дополнительно повышается за счет оптимизации рН и соотношения поликатионных и полианиоиновых компонентов, что приводит к получению более прочной и долговечной пены в присутствии сырой нефти.
Третья группа патентов объединяет конструкторские разработки, направленные на совершенствование оборудования. Например, устройство для впрыска углекислотной пены в нефтяную скважину имеет устойчивость к высокому давлению до 25 МПа; устройство снабжено электронагревателем и решает проблему замерзания в процессе вытеснения нефти пеной из диоксида углерода и эффективно обеспечивает пенообразование в системе пенообразования из диоксида углерода [15]. Необходимость обеспечения длительных локальных закачек СО2 на больших территориях месторождений привела к разработке ряда вариантов мобильных систем, формируемых на автотранспортных платформах и подключаемых к нагнетательным скважинам, при этом часть оборудования (насос, электростанция и др.) устанавливается на грунте, тогда как в [16] мобильный комплекс полностью размещается на перемещаемых платформах, включая станцию с рабочим и бытовым отсеками.
В четвертой группе можно объединить патенты, связанные с проблемами автоматизации, проектирования, экономики, а также частные технические проблемы [17–20].
В ряде патентов решается задача интенсификации добычи высоковязкой нефти при наличии подошвенной воды за счет создания экранов между водой и продуктивным пластом и формирования комплексов оборудования [17].
В патенте [18] раскрыт метод экономической оценки зон остаточной нефти («ROZ»), поддержки проектирования систем повышения нефтеотдачи пластов с использованием CO2 («EOR»), связанных с добычей нефти из ROZ, поддержки операций по повышению нефтеотдачи пластов и последующего управления, и мониторинга CO2, удерживаемого в ROZ. Такая эффективная идентификация и оценка ROZ значительно расширяет географический охват и целевые местоположения, в которые CO2 может быть закачан и в конечном счете использован и постоянно изолирован коммерческим способом, создавая ценность, которая частично компенсирует паразитические издержки, связанные с улавливанием антропогенного CO2. Условия микробиологического самоограничения (MSL) в ROZ используются для целей оценки и управления ROZ.
В институте «Петон» в 1981 году был разработан комплекс совместной переработки углеводородных газов и легких жидкостей нескольких месторождений природного газа, газового конденсата и нефти, в котором система охлаждения внутренних технологических потоков комплекса адаптирована к жестким климатическим условиям функционирования с перепадом температуры окружающего воздуха в течение года от плюс 50 до минус 30 °С при дефиците охлаждающей воды и электроэнергии, при этом линии комплексной подготовки газообразных углеводородов предваряются узлами смешения газовых и жидких потоков, поступающих со всех месторождений, с последующим выделением из них примеси воды. Выделенный в результате переработки диоксид углерода направляется на месторождения на объекты подготовки к подаче нефти и газового конденсата. Вырабатываемый топливный газ разделяют на четыре части: первая часть направляется в магистральный трубопровод, вторая – используется для обеспечения топливом объектов добычи газа и углеводородов для комплекса, третья – для получения электрической энергии для снабжения внутризаводских нужд, четвертая – на выработку автомоторного сжиженного топлива с минимальным содержанием примеси углекислого газа.
В патенте [20] обеспечивается формирование связей между добывающим и перерабатывающим элементами единого кластера, его функционирование в динамических условиях изменения состава добываемого углеводородного газа и различной продуктивности месторождений, входящих в кластер, а также увеличение выхода товарной продукции. Способ включает по крайней мере два газоконденсатных месторождения с нефтяными оторочками – истощаемое и высокопродуктивное – с различным содержанием примесей сероводорода и диоксида углерода в добываемом углеводородном газе и входящих в состав единого газодобывающего и газоперерабатывающего кластера. Также способ включает закачку в пласты газоконденсатного месторождения с нефтяными оторочками диоксида углерода и извлечение газожидкостной смеси с последующим разделением ее на углеводородный газ и жидкость. Также способ включает очистку от примесей сероводорода и диоксида углерода на газоперерабатывающем элементе кластера с возвращением выделенного диоксида углерода на газодобывающий элемент кластера. В зависимости от соотношения диоксида углерода к сероводороду в очищаемом углеводородном газе извлечение этих примесей из газа истощаемого и высокопродуктивного газоконденсатных месторождений с нефтяными оторочками на газоперерабатывающем элементе кластера выполняют раздельно в одну или две ступени абсорбционной очистки с последующим направлением части полученных кислых газов на установку по производству серы. Газ высокопродуктивного газоконденсатного месторождения с нефтяными оторочками, в котором соотношение сероводорода к диоксиду углерода существенно более 1:1, направляют на установку селективной аминовой очистки углеводородного газа, где выделяют сероводород с допустимой примесью диоксида углерода, поступающий на установку получения элементной серы. При соотношении диоксида углерода к сероводороду существенно более 1:1 очищают в две ступени: на первой ступени абсорбционной селективной очистки обогащенного диоксидом углерода газа извлекают максимально сероводород и частично диоксид углерода в соотношении, необходимом для эффективной работы установки по производству серы. На второй ступени глубокой абсорбционной очистки газа извлекают диоксид углерода, направляемый далее на газодобывающий элемент кластера, извлеченный из газа избыточный диоксид углерода в процессе его подготовки направляют на компримирование до давления 7,0–8,0 МПа и конденсируют для последующего транспорта в жидком виде на истощаемое и высокопродуктивное газоконденсатные месторождения с нефтяными оторочками в диапазоне от 0 до 100 % от всего объема выработки диоксида углерода, поддерживая отклонение прироста углекислого газа от природного содержания на разрабатываемых месторождениях на уровне не более 20 %, в пределах допустимого для проведения процесса абсорбции первой и второй ступеней.
Заключение
Снижение эмиссии диоксида углерода при дополнительной обработке добываемых нефтепродуктов с возвращением СО2 в продуктивные пласты позволяет по литературным и патентным материалам увеличить добычу нефти и газа на 5–12 %.
Литература
1. Crippa M, Guizzardi D, Banja M, Solazzo E, Muntean M, Schaaf E, et al. CO2 DOI emission of all world countries. European Comission. JRS science for policy report. JRS/IEA/PBL 2022; 261. DOI: 10.2760/07904 2019
3. Treatment of natural gas by adsorption of CO2. Acta Polytechnica, 2015
4. Muskat M. Oil Recovery – 100 percent Industrial & Engineering. Chemistry, 1953; 45(7): 1401–1405.
5. Carbon storage in depleted gas fields: Key challenges
6. Ubani CE, Ikpaisong US and Uti OS. Sequestration of CO2 in Depleted Reservoirs: A Case Study of a Niger Delta Field, International Research Journal of Advanced Engineering and Science. 2021; 4(1); 264–269.
7. Jang E, Wiese B, Pilz P et al. Geochemical modeling of CO2 injection and gypsum precipitation at the Ketzin CO2 storage site. Environ Earth Sci. 2022; 81: 286. DOI: 10.1007/s12665-022-10290-3.
8. Hejuan Liu, Li Qi, Yang Gou, Liwei Zhang, Wentao Feng et al. Numerical modelling of the cooling effect in geothermal reservoirs induced by injection of CO2 and cooled geothermal water. Oil & Gas Science and Technology – Revue d’IFP Energies nouvelles. 2020; 75: 15. DOI: 10.2516/ogst/2020005.
9. Bao J, Du J, Zhan S et al. A molecular perspective on the microscopic mechanisms of CO2 injection and water films in fluid transport and enhanced oil recovery. Advances in Geo-Energy Research, 2025; 16(3): 288-292. DOI: 10.46690/ager.2025.06.08.
10. Monitoring a large-volume injection at Cranfield, Mississippi – Project design and recommendations
11. CO2 storage in organic-rich rock formation with hydrocarbon recovery
12. Sequestration of greenhouse gasses by generating an unstable gas/saline front within a formation
13. Hwang, Shuen-Cheng Enhanced oil recovery method using CO2 injection. EP 1 258 595 EP 1 258 595, 2002.
14. Portman L. Chemical injection with subsea production flow boost pump. Patent US 100066465, 2018.
15. Carbon dioxide foam injecting device of oil well. Patent CN102747996, 2012.
16. Mnushkin IA, Shuer AG. Mobile complex for injection of carbon dioxide into well. Patent RU 2811095, 2024.
17. Mnushkin IA, Shuer AG. Method of extracting oil, gas, condensate from well. Patent RU 2636988, 2017.
18. Vance. D Method for petroleum recovery and carbon dioxide sequestration in residual oil zones
19. Mnushkin IA, Maltscev DI, Miftahov DI. Complex for the joint processing of hydrocarbon gases and light liquids from several natural gas, gas condensate, and oil fields. Patent RU 2843293, 2024.
20. Mnushkin IA. Method for extracting oil, condensate, and hydrocarbon gas. Patent Ru 2809364, 2023.
