В настоящее время во всем мире нефтедобывающие компании сталкиваются с проблемой истощения нефтяных запасов. В связи с этим реализуются программы по доразведке разрабатываемых месторождений, освоению трудноизвлекаемых пластов, в том числе низкопроницаемых коллекторов и высоковязкой нефти.
К числу перспективных методов нефтедобычи относится вытеснение нефти путем закачки в пласт углекислого газа или низших углеводородов [1, 2]. Это обеспечивает снижение энергетических затрат, исключение риска образования газовых гидратов, повышение нефтеотдачи эксплуатируемых месторождений.
Известно, что после заводнения нефтяных месторождений по обычной технологии в недрах остаются неизвлекаемыми до 30–70 % начальных запасов углеводородов, которые оказываются сложно рассредоточенными в заводненном объеме пластов в виде остаточной рассеянной нефти и не охваченных заводнением слоев, линз, пропластков.
Остаточную нефть способны вытеснять лишь те рабочие агенты, которые смешиваются с ней и водой, или имеют сверхнизкое межфазное натяжение на границе раздела фаз. Именно такие условия возникают при вытеснении высоковязкой нефти с использованием диоксида углерода.
Данные методы относятся к числу наиболее высокопотенциальных, так как способны снижать до 2–5 % остаточную нефтенасыщенность призабойной зоны, охваченной рабочим агентом. Применительно к российским нефтедобывающим организациям они имеют принципиальное значение, ибо основная часть остаточной нефти на известных разрабатываемых месторождениях остается в виде заводненных запасов, которые труднее извлекать, чем из незаводненных пластов.
Установлено, что при растворении в воде диоксида углерода ее вязкость несколько увеличивается, однако наблюдаемый прирост весьма незначителен. При содержании в воде 3–5 % мас. СО2 вязкость ее возрастает на 20–30 %. Образующаяся угольная кислота растворяет породы пласта и повышает их проницаемость. В случае песчаников она увеличивается на 5–15 %, а доломитов – на 6–75 %. В присутствии диоксида углерода также снижается набухаемость глинистых пород. Диоксид углерода в воде способствует разрыву и отмывке пленочной нефти, покрывающей зерна породы, и уменьшает возможность разрыва водной пленки. Вследствие этого капли нефти при малом межфазном натяжении свободно перемещаются в поровых каналах и вступают в агломерацию.
По мнению Ф.М. Гумерова и других известных российских исследователей, диоксид углерода не является средой, непосредственно смешивающейся с нефтью. Однако по мере продвижения по пласту он все больше растворяет в себе легкие углеводороды, одновременно и сам растворяясь в них. Все это приводит к образованию переходной зоны, и при длительном контакте возможно полное смешение диоксида углерода с нефтью. Таким образом, формируются условия для перемещения всей (включая высокомолекулярные компоненты) нефти в пласте. При этом важно отметить и то, что фактор растворения диоксида углерода в нефти обуславливает ее набухание. В результате насыщения диоксидом углерода нефтяных ганглий, сосредоточенных в пористом коллекторе, их объем увеличивается, некоторые из них сливаются, и часть нефти начинает вытекать из пласта [2, 3].
Увеличение объема углеводородной фазы способствует росту объема пор, что создает благоприятные условия для ее продвижения и вытеснения из пласта. Снижение вязкости приводит к росту подвижности и меньшему расходу вытесняющей фазы для достижения определенного коэффициента извлечения.
В отличие от традиционных методов закачки диоксида углерода в нефтеносные пласты, более эффективным способом может оказаться так называемая газоциклическая закачка (ГЦЗ-СО2) [4, 5].
Ее технология широко используется в мировой практике, особенно в США. В нашей стране экспериментальные проекты по закачке CO2 на нефтяных месторождениях были апробированы в 80-х гг. прошлого столетия в Самарской области и в других регионах. Наибольший объем диоксида углерода (787,2 тыс. т) был использован на Радаевском месторождении, и на нем же достигнут значительный прирост нефтедобычи.
ГЦЗ-CO2 предусматривает закачку углекислого газа в добывающую нефтяную скважину с последующей ее остановкой для пропитки призабойной зоны пласта в течение некоторого периода, после чего скважина переключается на добычу. Цикл может повторяться до 3–6 раз. Удельная эффективность составляет 0,28–9,45 м3 дополнительной добычи нефти на 1 тонну закачанного диоксида углерода. Технология ГЦЗ-CO2 применима и для извлечения высоковязкой нефти (до 1000 мПа·с в пластовых условиях). CO2 можно закачивать в добывающую скважину в сверхкритическом флюидном состоянии. Исследования на примере Марьинского месторождения Самарской области показали, что при насыщении нефти диоксидом углерода снижение ее вязкости достигает 18 раз (табл.1).
Таблица 1.
Результаты нефтедобычи нефтяной компанией Лукойл на месторождениях Самарской области с использованием сжиженного углекислого газа
В то же время следует отметить, что применяемые вторичные методы повышения нефтеотдачи не в полной мере позволяют обеспечить необходимый уровень добычи углеводородов вследствие снижения запасов легкоизвлекаемой нефти относительно трудноизвлекаемых флюидов. Например, структура запасов нефти в ООО «РИТЭК» такова, что 80 % – это трудноизвлекаемые запасы. В связи с этим применение в нефтегазовом секторе современных третичных методов повышения нефтеотдачи указанных пластов становится все более актуальным [6 – 8].
Считается признанным, что наиболее эффективным методом может являться закачка СО2 в добывающие скважины по технологии Huff and Puff (вдох – выдох). Это технология основана на следующих положениях. Известно, что при постоянной температуре с ростом давления или при изменении состава газа взаимная растворимость газа в нефти возрастает, а при некоторых условиях (величина давления, состав газа и т.п.) достигается полная их смесимость (межфазная граница раздела исчезает, а межфазное натяжение становится равным нулю).
В пластовых условиях в зависимости от температуры и давления углекислый газ может находиться в газообразном, жидком, а также сверхкритическом состоянии. Согласно проведенным исследованиям при температуре выше 31,2 оС диоксид углерода будет находиться в газообразном состоянии при любом давлении (сверхкритическое состояние) В этом случае плотность углекислого газа соответствует плотности жидкости, а его вязкость и поверхностное натяжение характерны для газа.
Снижение вязкости флюида также представляет собой механизм процесса технологии «вдох – выдох». Основные причины снижения вязкости при закачке СО2 – разбавление вязкой нефти закачиваемым диоксидом углерода и разрушение эмульсии тяжелой нефти. Коэффициент снижения вязкости системы изменяется в зависимости от температуры, давления и растворимости СО2.
Среди запатентованных технических решений несомненный практический интерес представляют RU № 2 652 049 и RU № 2 677 524 [9, 10].
Первый способ касается добычи трудноизвлекаемых запасов нефти с помощью диоксида углерода, находящегося в сверхкритическом состоянии. Данный процесс осуществляется подачей в скважину двух оторочек смеси композиции «Дельта АСПГО» и диметилкарбоната до и после закачки оптимального количества углекислого газа.
Для обеспечения в стволе скважины и далее в пласте сверхкритического состояния диоксида углерода в случае добычи высоковязкой нефти, закачку жидкого диоксида углерода желательно проводить при температуре не менее Ткр = 31,1°C и давлении свыше 7,38 МПа [11].
Наряду с приведенными инновационными решениями предложен и мобильный комплекс для ввода жидкого диоксида углерода в нефтедобывающую скважину, который включает терморегулируемую автомобильную цистерну с сжиженным газом, плунжерный насос высокого давления и систему автоматического контроля и управления давлением и температурой в линии его нагнетания [12].
Моделирование способа газоциклической закачки жидкого диоксида углерода в нефтедобывающую скважину достигается путем его смешения с попутным нефтяным газом в определенном соотношении при сверхкритических условиях.
Все рассмотренные технологии являются экологически безопасными ввиду высокой степени растворимости СО2 в нефти. В пластовых условиях, в зависимости от температуры и давления, углекислый газ может находиться в газообразном, жидком, а также сверхкритическом состоянии. При пребывании углекислого газа в сверхкритическом агрегатном состоянии его плотность соответствует плотности сжиженного продукта, а вязкость и поверхностное натяжение характерны для газа [13].
Из положительных эффектов воздействия CO2 можно отметить уменьшение величины вязкости и набухание нефти, а также снижение межфазного натяжения на границе «нефть – вытесняющий агент». Убыль величины внутреннего трения флюида представляет собой важный механизм процесса циклической закачки. Основные причины снижения вязкости при закачке СО2 – это разбавление вязкой нефти закачиваемым диоксидом углерода и разрушение эмульсии тяжелой нефти. Достигаемый положительный эффект находится в прямой зависимости от температуры, давления и растворимости диоксида углерода [14].
Этапы циклической обработки добывающей скважины
Этап 1 – закачка углекислоты в пласт. Газ непрерывно закачивается в добывающую скважину с помощью мобильного насосного агрегата. Диоксид углерода вытесняет часть подвижной нефти вглубь залежи, одновременно приводя к сокращению водонасыщения в призабойной зоне скважины, в результате чего увеличивается фазовая проницаемость по нефти. Скорость закачки (порядка 4–5 т/час) позволяет на данном этапе очистить призабойную зону пласта от асфальтеносмолопарафиновых отложений. Оставшаяся часть нефти подвергается воздействию нагнетаемого углекислого газа. При этом процесс диффузии СО2 на этапе закачки незначителен, поскольку диоксид углерода закачивается с высокой скоростью. По завершении этапа закачки давление в призабойной зоне будет намного выше, чем в начале.
Этап 2 – технологическая выдержка скважины (длительность выдержки 2–3 недели). На этом этапе скважина закрывается на время реакции. Происходит диффузия СО2 и вступают в действие ключевые механизмы, связанные с увеличением объема нефти, снижением ее вязкости и уменьшением фильтрационных сопротивлений. Происходит эффект «набухания», что вызывает увеличение объема и снижение вязкости нефти.
Этап 3 – освоение скважины. На этом этапе часть СО2, которая не растворилась в нефти, извлекается как газообразная фаза, после чего осуществляется отбор нефти. Следовательно, за счет целого ряда положительных факторов от закачки диоксида углерода увеличивается дебит скважины.
Эффективность технологии для месторождений высоковязкой нефти основывается в большей степени на снижении вязкости в призабойной зоне, тогда как для пластов с легкой нефтью итоговый результат достигается за счет очистки призабойной зоны и повышения давления. Двуокись углерода способствует отмывке пленочной нефти, покрывающей поверхность породы. Вследствие этого капли нефти при малом межфазном натяжении свободно перемещаются в поровых каналах, при этом фазовая проницаемость по нефти увеличивается [15].
Удельная эффективность (соотношение между объемом добычи до и после закачки СО2) зависит от отношения объема закачанного углекислого газа к нефтенасыщенному объему продуктивного интервала.
Средний объем закачки сжиженного диоксида углерода составляет
200–800 т/скв.-опер. Процесс технологии циклической закачки СО2 в большинстве случаев эффективен для двух или трех циклов закачки.
Оценка эффективности газоциклической закачки
В настоящей работе были проведены гидродинамические расчеты эффективности газоциклической обработки для добывающих скважин трех объектов крупных месторождений Самарской области, условно обозначенных «А», «В» и «С». Для моделирования закачки углекислоты к рекомендуемым вариантам разработки, рассчитанным на трехфазных моделях нелетучей нефти, было применено расширение растворителя (сольвента) согласно модели смешивающегося вытеснения Тодда-Лонгстаффа.
Стоит отметить, что расчеты на гидродинамической модели показали рост эффективности закачки СО2 при снижении вязкости нефти. Таким образом, выбранная технология может способствовать интенсификации добычи нефти из низкодебитных скважин, скважин с проблемами выпадения асфальтеносмолопарафиновых отложений, а также из залежей вязкой и высоковязкой нефти.
По результатам расчетов за опытно-промышленный период в 10 лет увеличение добычи нефти по рассмотренным объектам составило 111,3–189,9 тыс. т при приросте коэффициента нефтеизвлечения на уровне 0,080–0,138. Суммарный эффект по трем объектам был оценен в размере 482,6 тыс. т дополнительной добычи нефти при среднем приросте нефтеотдачи – 0,106. Результаты расчетов эффекта от газоциклической закачки на модели месторождения представлены на рисунке 1.РИСУНОК 1. Результаты моделирования циклической закачки СО2 на месторождениях
«А», «В» и «С» в течение 10 условных годов (у.г.)
Масштабирование технологии закачки СО2 в добывающие скважины на месторождениях Самарской области, в том числе с высоковязкой нефтью, является перспективным вследствие постепенно ухудшающегося фонда скважин-кандидатов для стимуляции и увеличения доли трудноизвлекаемых запасов [16].
При стимуляции пластов с вводимым диоксидом углерода дебит нефтяных скважин увеличивается за счет снижения вязкости и очистки призабойной зоны. Одним из важных преимуществ является то, что СО2 как рабочий агент не загрязняет окружающую среду. Утилизация диоксида углерода в нефтяных пластах, достигаемая путем геоаккумулирования, увеличивает полезное использование попутного нефтяного газа и снижает выбросы парниковых газов, что соответствует стратегии углеродного менеджмента.
Приведенная в статье информация весьма полезна для организации нефтедобычи как на месторождениях Самарской области, так и в других регионах РФ. Предложенные в ней технологии позволяют решить и такую важную проблему, как снижение «углеродного следа» путем извлечения диоксида углерода из дымовых газов крупных российских предприятий [17].
Литература
1.Афанасьев С.В. Инновации и «зеленые технологии» в газохимии и нефтедобыче. Монография под ред. к.х.н., д.т.н. Афанасьева С.В. – Самара: АНО «Изд. СНЦ».2022. – 198 с.
2.Афанасьев С.В. Снижение углеродного следа в нефтедобыче // Neftegaz.ru. Деловой журнал. 2021. №10. С.72–77.
3. 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.
4. Прохоров П.Э., Волков А.В., 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.
5. Афанасьев С.В. Углекислый газ как сырье для крупнотоннажной химии // Neftegaz.RU. Деловой журнал. 2019. №9 С.94–106.
6. Дарищев В.И., Харланов С.А., Бабинец Ю.И., Зиновьев А.В., Антонова Д.О. Опытно-промышленные работы по использованию углекислого газа для интенсификации добычи высоковязкой нефти // Нефть. Газ. Новации. 2022. № 2. С. 29–34.
7. Афанасьев С.В. и др. Диоксид углерода как реагент интенсификации нефтедобычи // Neftegaz. RU. Деловой журнал. 2020. №8. С. 30–35.
8. 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. 2017. № 4. С. 62–66.
9. Патент RU № 2 652 049. МПК Е21В 43/16. Способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину // В.А. Волков, В.Г. Беликова, П.Э. Прохоров, С.В. Афанасьев и др. Заявка № 2017117208 от 17.05. 2017. Опубл. 24.04. 2018. Бюл. № 12.
10. Патент RU № 2 677 524. МПК E21В 43/16. Мобильный комплекс для закачки жидкого диоксида углерода в нефтедобывающую скважину // В.А. Волков, В.Г. Беликова, П.Э. Прохоров и др. Заявка № 2017139844 от 15.11.2017, опубл. 17.01.2019. Бюл. № 2.
11. Патент RU № 2728295. Мобильный комплекс для закачки жидкого диоксида углерода в нефтедобывающую скважину. МПК Е21В 43/16// В.А. Волков, В.Г. Беликова, П.Э. Прохоров, С.В. Афанасьев и др. Заявка № 2020107641 от 20.02.2020, опубл. 22.07.2020. № 22.
12. Патент № 2745489. Способ газоциклической закачки смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину. МПК МПК Е21В 43/16// В.А. Волков, В.Г. Беликова, П.Э. Прохоров, С.В. Афанасьев и др. Заявка № 2020133426.
13. Зиганшин Р.Ш., Рощин П.В. Обоснование применения СО2 в сверхкритическом состоянии для увеличения нефтеотдачи пластов (на примере месторождений Самарской области) // Актуальные вопросы и инновационные решения в нефтегазовой отрасли. Сборник трудов Всероссийской научно-практической конференции. 2020. С. 66–68.
14.Лобанов А.А., Щеколдин К.А., Звонков М.А., Хлань М.В., Пустова Е.Ю., Коваленко В.А., Стручков И.А., Золотухин А.Б. Особенности взаимодействия сжиженного углекислого газа с высоковязкой нефтью. Часть 1. Объемное и фазовое поведение смесей // Нефтепромысловое дело. 2018. № 4. С. 24–30.
15. Никитин А.В., Рощин П.В., Кожин В.Н., Демин С.В., Киреев И.И., Пчела К.В., Стручков И.А., Литвин А.Т. Подбор компонентов комплексной кислотной обработки карбонатных коллекторов для интенсификации добычи высоковязкой нефти // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2020. № 5. С. 35–39.
16. 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.
17. Афанасьев С.В. Переработка дымовых газов как способ выполнения Парижского соглашения иувеличения нефтеотдачи // Neftegaz.RU. Деловой журнал. 2021. № 1. С. 52–55.
