CC BY
4
Недропользование. 2023. Т. 23, № 2. С.71-76. DOI: 10.15593/2712-8008/2023.2.3
УДК 622 Статья / Article © ПНИПУ / PNRPU, 2023
Анализ международного опыта закачки углекислого газа в различных геолого-технологических условиях разработки нефтяных месторождений
К.А. Заякин, А.И. Меньшиков, С.Г. Ашихмин, А.А. Мелехин, С.В. Галкин
Пермский национальный исследовательский политехнический университет (Россия, 614990, Пермь, Комсомольский пр., 29)
Analysis of International Experience of Carbon Dioxide Injection in Various Geological and Technological Conditions of Oil Field Development
Konstantin A. Zayakin, Aleksandr I. Menshikov , Sergey G. Ashikhmin, Aleksandr A. Melekhin, Sergei V. Galkin
Perm National Research Polytechnic University (29 Komsomolskiy av., Perm, 614990, Russian Federation)
Получена / Received: 20.12.2022. Принята / Accepted: 31.05.2023. Опубликована / Published: 22.03.2024
Ключевые слова: повышение нефтеотдачи, закачка углекислого газа, минимальное давление смесимости, коррозия промыслового оборудования, поверхностно-активные вещества.
Keywords:
enhanced oil recovery, carbon dioxide injection, minimum mixing pressure, corrosion of field equipment, surfactants.
В связи с ростом углекислого газа в атмосфере снижение его выбросов, несомненно, относится к одной из наиболее приоритетных экологических задач. При этом в качестве перспективного способа утилизации СО2 может рассматриваться его закачка в пласт с целью повышения нефтеотдачи. Анализируется отечественный и зарубежный опыт применения данной технологии. Проведен обзор и анализ методов, используемых для подачи СО2 в пласт, среди которых к наиболее часто применяемым на практике относятся: закачка карбонизированной воды, непрерывное нагнетание СО2, вытеснение нефти циклической закачкой СО2 и воды, а также ряд альтернативных технологий. Описаны процессы смешивающегося, ограниченно-смешивающегося и несмешивающегося вытеснений при применении газовых методов увеличения нефтеотдачи, определены термобарические условия данных процессов. Произведен анализ влияния минимального давления смесимости на эффективность закачки углекислого газа, проведен анализ теоретических и экспериментальных методов исследования данных процессов. Выполнена оценка влияния углекислого газа на коррозию промыслового оборудования. Сделаны выводы о необходимости при закачке углекислого газа использования труб из высоколегированной стали с высоким содержанием хрома с дополнительным использованием защитных неионогенных поверхностно-активных веществ.
Due to the growth of carbon dioxide in the atmosphere, reducing its emissions undoubtedly belongs to one of the most priority environmental tasks. At the same time, its injection into the reservoir in order to increase oil recovery can be considered as a promising method of CO2 utilization. The article considers the domestic and foreign experience of using this technology. The following methods used to supply CO2 to the reservoir were analyzed: injection of carbonized water, continuous injection of CO2, displacement of oil by cyclic injection of CO2 and water, as well as a number of alternative technologies. The processes of mixing, limited-mixing and immiscible displacement were described when using gas methods to increase oil recovery, thermobaric conditions of these processes were determined. The influence of the minimum mixing pressure on the efficiency of carbon dioxide injection was analyzed, the analysis of theoretical and experimental methods for studying these processes was carried out. The impact of carbon dioxide on the corrosion of field equipment was assessed. Conclusions about the necessity of using pipes made of high-alloy steel with a high chromium content with the additional use of protective nonionic surfactants when injecting carbon dioxide were drawn.
© Заякин Константин Андреевич - инженер 1-ой категории (тел.: +007 (961) 758 69 54, e-mail: zayakin65@gmail.com). © Меньшиков Александр Игоревич - руководитель группы (тел.: +007 (342) 239 10 70, e-mail: alexandr.menshikov@girngm.ru).
© Ашихмин Сергей Геннадьевич (ORCID: 0000-0001-7850-3415) - доктор технических наук, профессор кафедры «Маркшейдерское дело, геодезия и геоинформационные системы» (тел.: +007 (342) 219 84 22, e-mail: A_s_g_perm@mail.ru).
© Мелехин Александр Александрович (ORCID: 0000-0002-0737-1360) - кандидат технических наук, доцент кафедры «Нефтегазовые технологии» (тел.: +007 (342) 219 82 07, e-mail: melehin.sasha@mail.ru).
© Галкин Сергей Владиславович (ORCID: 0000-0001-7275-5419) - доктор геолого-минералогических наук, профессор (тел.: +007 342 219 81 18, e-mail: gnfd@pstu.ru). Контактное лицо для переписки.
© Konstantin A. Zayakin - 1st Category Engineer (tel.: +007 (961) 758 69 54, e-mail: zayakin65@gmail.com). © Aleksandr I. Menshikov - Group Leader (tel.: +007 (342) 239 10 70, e-mail: alexandr.menshikov@girngm.ru).
© Sergey G. Ashikhmin (Author ID in Scopus: 6603057955, ORCID: 0000-0001-7850-3415) - Doctor in Engineering, Professor at the Department of Mine Surveying, Geodesy and Geoinformation Systems (tel.: +007 (342) 219 84 22, e-mail: A_s_g_perm@mail.ru).
© Aleksandr A. Melekhin (Author ID in Scopus: 55531747500, ORCID: 0000-0002-0737-1360) - PhD in Engineering, Associate Professor at the Department of Oil and Gas Technologies (tel.: +007 (342) 219 82 07, e-mail: melehin.sasha@mail.ru).
© Sergei V. Galkin (Author ID in Scopus: 36711675500, ORCID: 0000-0001-7275-5419) - Doctor in Geology and Mineralogy, Professor (tel.: +007 342 219 81 18, e-mail: gnfd@pstu.ru). The contact person for correspondence.
Просьба ссылаться на эту статью в русскоязычных источниках следующим образом:
Анализ международного опыта закачки углекислого газа в различных геолого-технологических условиях разработки нефтяных месторождений / К.А. Заякин, А.И. Меньшиков, С.Г. Ашихмин, А.А. Мелехин, С.В. Галкин // Недропользование. - 2023. - Т.23, №2. - С.71-76. DOI: 10.15593/2712-8008/2023.2.3
Please cite this article in English as:
Zayakin K.A., Menshikov A.I., Ashikhmin S.G., Melekhin A.A., Galkin S.V. Analysis of International Experience of Carbon Dioxide Injection in Various Geological and Technological Conditions of Oil Field Development. Perm Journal of Petroleum and Mining Engineering,2023, vol.23, no.2, рр.71-76. DOI: 10.15593/2712-8008/2023.2.3
Perm Journal of Petroleum and Mining Engineering. 2023. Vol.23, no.2. P.71-76. DOI: 10.15593/2712-8008/2023.2.3
z
Введение
Подавляющая доля месторождений в «старых» нефтегазодобывающих районах на сегодняшний день находятся на поздней стадии разработки. Анализ показывает, что для Пермского края средняя обводненность для большинства крупных месторождений превышает 85 %, что определяет их запасы в категорию трудноизвлекаемых. Увеличить эффективность заводнения, которое уже много лет является основным методом разработки, можно с помощью газовых методов увеличения нефтеотдачи (МУН) [1, 2]. Одним из перспективных методов повышения коэффициента извлечения нефти (КИН) является закачка в продуктивные пласты углекислого газа (диоксида углерода) С02.
Необходимо отметить, что применение в качестве агента закачки С02, помимо повышения КИН, решает также экологические задачи. Так, в 2022 г. содержание диоксида углерода в атмосфере Земли достигло очередного максимума, что в еще большей степени повысило актуальность контроля за содержанием парниковых газов, основу которых составляет С02. Таким образом, закачка С02 в продуктивные пласты может рассматриваться как комплексное геолого-техническое мероприятие (ГТМ), решающее одновременно технологические и экологические задачи. В данном исследовании проведен обзор технологий по полезному использованию С02 для увеличения добычи нефти, рассмотрены вопросы его влияния в динамике на характеристики технологического оборудования.
Обзор и анализ эффективности применяемых методов закачки углекислого газа в продуктивные пласты
Для территории России проекты по закачке СО2 рассматриваются как высокоперспективные, так как ситуация существования техногенных источников С02 вблизи истощенных месторождений в целом достаточно типична [3]. Согласно проведенному авторами литературному обзору, использование закачки СО2 позволяет существенно повысить объемы добычи нефти. В работе [4] показано, что для месторождений Западной Сибири объем добычи при закачке СО2 на 60 % выше по сравнению с закачкой воды, также рассмотрена эффективная технология закачки углекислого газа под водонефтяной контакт. В работе [5] авторы отмечают, что благодаря использованию углекислого газа удалось добиться повышения КИН на 18 %.
К очевидным проблемным моментам закачки СО2 следует отнести повышенную коррозию оборудования добывающих и нагнетательных скважин. Стоит отметить, что при неполной смесимости СО2 с нефтью из нее выделяются легкие фракции, что приводит к уменьшению подвижности нефти [6]. При этом снижение температуры среды при растворении СО2 увеличивает вероятность образования асфальтено-смолисто-парафиновых
отложений (АСПО) [7]. Кроме этого, закачка газа предусматривает на предприятиях нефтегазового сектора особые технологические требования по обеспечению промышленной безопасности [8].
Известны следующие технологии закачки СО2 в пласт с целью повышения нефтеотдачи:
1. Закачка карбонизированной воды (т.е. воды, предварительно насыщенной углекислым газом). Реализация такой технологии на нефтепромысле относительно проста. При закачке карбонизированной воды наблюдается низкий расход СО2 (содержание в воде 4-5 %). При этом повышение нефтеотдачи оценивается
на 14 % выше по сравнению со стандартными методами заводнения [9].
2. Непрерывное нагнетание СО2. Основным преимуществом данного метода является возможность достижения высокого коэффициента вытеснения нефти, формирующегося за счет образования нефтяного фронта, который продвигается углекислым газом. К недостаткам данной технологии следует отнести возможное образование высоковязкой неустойчивой среды, что, в свою очередь, может приводить к прорыву углекислоты к нагнетательным скважинам.
3. Вытеснение нефти циклической закачкой СО2 и воды. Данный метод с чередующейся закачкой СО2 и воды является наиболее экономичным и может быть эффективен для неоднородных пластов. Согласно работе [10], применение данной технологии позволяет в ряде случаев получить КИН на 12 % выше, чем при непрерывной закачке углекислого газа, и на 30 % выше, чем при закачке воды.
4. Закачка СО2 совместно с попутным нефтяным газом (ПНГ). Технология может также реализовываться с непосредственной подачей ПНГ, если его основным компонентом является углекислый газ. В работе [11] показано, что при реализации метода КИН увеличивается на 6 %, а с использованием последовательной закачки ПНГ и воды рост может достигать 11-14 %.
Для различных технологий закачки газа современные пакеты гидродинамического моделирования обеспечивают возможность численных расчетов динамики добычи флюидов по скважинам [12-14].
В работе [15] на основе математической модели проведен анализ влияния объема закачиваемого СО2 на эффективность ГТМ. При закачке чистого СО2 с увеличением объемов закачки установлено постепенное возрастание добычи нефти, при этом рост скорости закачки также отмечен как благоприятный фактор для эффективности ГТМ. Анализ температурных условий продуктивных пластов позволил в работе [15] сделать выводы, что в диапазоне до 50 °С наблюдается снижение добычи нефти, после динамика меняется и начинается ее рост.
С помощью лабораторных исследований в работе [16] показано, что оптимальным давлением при закачке СО2 является близость забойных давлений к давлению насыщения нефти, а оптимальная температура СО2 при закачке должна быть близка к пластовой.
Одним из перспективных способов использования углекислого газа для повышения нефтеотдачи представляется его закачка в сверхкритическом состоянии (СКС), т.е. при жидком состоянии диоксида углерода, в котором он поддерживается при критической температуре и критическом давлении или выше них. В данном случае растворяющая способность СО2 при условии постоянства температуры увеличивается с ростом плотности закачиваемого агента [17].
При реализации технологии СКС важным свойством СО2 являются его адсорбционные способности, которые зависят от давления закачки [18]. Благодаря этому при давлениях свыше 25 МПа и температуре 90 °С наблюдается режим смешивающегося вытеснения, при котором коэффициент вытеснения нефти углекислым газов составил 0,96 [19].
В работе [20] комплексно рассмотрены вопросы эффективности закачки С02 в СКС для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов, представленных низкопроницаемым песчаником. Особое внимание при этом уделено влиянию осаждения асфальтенов, что увязывается с влиянием закачки С02 на проницаемость, пористость и смачиваемость продуктивного пласта. Согласно расчетам при заводнении с закачкой С02 в
сверхкритическом состоянии КИН достигает 45 %. Установлено, что добыча нефти в процессе закачки CO2 в СКС быстро снижается с увеличением количества циклов, а основной объем добычи (порядка 80 %) приходится на первые два цикла. При этом закачка CO2 в сверхкритическом состоянии приводит к осаждению асфальтенов в пористых средах, что ухудшает проницаемость и пористость пласта [20].
В [21] показано, что по сравнению с газообразным состоянием, в СКС углекислый газ имеет более высокие коэффициенты диффузии и массопереноса на границе раздела фаз. Интенсивная диффузия сверхкритического СО2 в легкую нефть приводит к более быстрым изменениям свойств нефти, что может применяться для оптимизации технологии повышения нефтеотдачи.
Одной из главных проблем, возникающих при закачке СО2, является его возможный прорыв в нагнетательные или добывающие скважины. В связи с этим существует необходимость в ограничении подвижности закачиваемого агента. Одним из способов является создание пенообразного СО2, что снижает скорость выброса газообразного СО2, а также уменьшает вероятность возможного прорыва путем уменьшения газовой шапки. В работе [22] разработана феноменологическая модель, на основе которой решена задача оценки баланса пены в ячейке породы. В работе [23] выполнено сравнение технологий закачки СО2 пены, а также применения наночастиц. Показано, что при использовании данной технологии возможно повышение КИН на 13 %.
В работе [24] проведены эксперименты по измерению минимального давления смесимости и эксперименты с пенообразованием обогащенного газа, которые показали рост КИН на 19 %. В целом проблемным моментом данной технологии является нестабильность пены в условиях высокой температуры и высокой солености. Стабильность пены может быть улучшена за счет введения поверхностно-активных веществ (ПАВ), в том числе могут быть использованы наночастицы, например SiO2.
Анализ влияния минимального давления
смесимости на эффективность закачки
углекислого газа
При применении газовых МУН можно выделить процессы, сопровождающиеся смешивающимся, ограниченно-смешивающимся и несмешивающимся вытеснением нефти газом. Например, в работе [25] показано, что использование углекислого газа может увеличить добычу нефти на 21 % и снизить ее вязкость на 63 % при смешивающемся вытеснении. Эффект от смешивающегося вытеснения на 38 и 16 % выше, чем при ограниченно-смешивающемся и несмешивающемся вытеснении соответственно.
Наибольшую эффективность показывают методы, при которых обеспечивается смешивающееся вытеснение, когда газ полностью растворяется в пластовой нефти благодаря снижению поверхностного натяжения на границе раздела фаз [26]. Данный вид вытеснения достигается при минимальном давлении смесимости (МДС), которое и является основным критерием, влияющим на эффективность технологии закачки СО2.
При определении МДС с использованием лабораторных установок наиболее распространенным является эксперимент в тонкой трубке (slim tube test) [27-29]. В работе [29] был проведен расчет МДС с использованием уравнения состояния и корреляционной зависимости Маклавани. С помощью проведения эксперимента с тонкой трубкой удалось повысить
точность расчета МДС, а также скорректировать эмпирические формулы.
Одним из перспективных направлений, как было показано выше, является возможность подачи не чистого СО2, а его смеси с ПНГ. Определение МДС смеси СО2 и ПНГ для применения технологии газоциклической закачки было исследовано в работе [30]. Показано, что МДС смеси начинает возрастать при массовой доле ПНГ более 20 %. При этом в зависимости от геолого-технологических условий разработки оптимальные доли СО2 и ПНГ в смеси составляют 75-95 и 5-25 % соответственно [30].
В работе [31] авторы рассматривают применение газовых методов увеличения нефтеотдачи для пластов с большими глубинами залегания и низкой проницаемостью. Оценка минимального давления смесимости с использованием корреляционных зависимостей показала, что при закачке ПНГ и СО2 вытеснение нефти будет осуществляться на смешивающемся режиме, а для сухого газа установлена ограниченная смесимость. Согласно проведенным численным экспериментам, закачка ПНГ имеет более высокий КИН по сравнению с закачкой воды [31].
В целом обзор мирового опыта применимости методов закачки С02 (США, Канада, Турция и др.) показывает его высокие перспективы в различных геолого-технологических условиях разработки нефтяных месторождений [32-34]. Диапазоны геолого-физических характеристик эксплуатационных объектов с применением технологии следующие: пластовое давление - 3,1-12,7 МПа; пористость - 11-23 %; проницаемость - 0,017-400 мкм2; плотность нефти -953-1044 кг/м3, вязкость нефти - 114-936 мПас [35, 36]. В целом можно сделать вывод, что характеристики продуктивных пластов Пермского края соответствуют условиям с успешной реализацией закачки СО2. При этом технология преимущественно применяется в условиях повышения нефтеизвлечения высоковязких нефтей, что необходимо учитывать при ее реализации.
Анализ методов снижения
воздействия углекислого газа
на промысловое оборудование
При закачке СО2 наиболее уязвимыми в плане коррозии являются следующие элементы оборудования: насосно-компрессорные трубы (НКТ), эксплуатационные колонны, а также глубинно-насосное оборудование (ГНО). Агрессивная среда возникает при взаимодействии поверхности металла с угольной кислотой, образующейся при растворении СО2 в воде, вследствие чего имеет место углекислотная коррозия. При увеличении концентрации СО2 растет и агрессивность добываемой среды. Высокая концентрация диоксида углерода способствует росту интенсивности осаждения на поверхности металла карбонатов ионов Са, Бе, № и др. Одним из основополагающих факторов, оказывающих влияние на процесс углекислотной коррозии, является температура [37]. С ростом температуры наблюдается увеличение скорости химических реакций, скорость диффузии и растворимость продуктов коррозии, защищающих поверхность [38].
В работе [39] описаны закономерности коррозионного растрескивания сталей, которое оказывает основное влияние на возможность применения обсадных труб и НКТ для добычи при высоких концентрациях углекислого газа. Показано, что коррозионная стойкость при высоких концентрациях СО2 достигается при использовании стали мартенситного класса. Однако наиболее часто используются углеродистые (Ст20 и Х65) и
низколегированные стали (0,05-0,2 % хрома). Скорость коррозии таких сталей может достигать высоких значений. Проведенные испытания [39] показали, что они подвергаются коррозионному разрушению с образованием глубоких дефектов, а скорость локальной коррозии достигает 1 мм/год. Также стоит отметить, что процессы точечной коррозии обнаруживаются и в системах, содержащих 02 и И28 [40].
При закачке С02 в пласт на нефтегазовых объектах широко используются трубы из высоколегированной стали. В работе [41] изучено коррозионное поведение стали Х65 с различным содержанием хрома, которая подвергалась воздействию насыщенного С02 при 60°С и 100 бар при различном времени погружения. На ранних стадиях наблюдалось отсутствие значительного образования продуктов коррозии. Коррозионная стойкость материалов повышалась с увеличением содержания Сг. При этом в экспериментах с отсутствием защитных пленок с увеличением содержания Сг уменьшалось растворение металла, что снижало скорость коррозии в 2,5 раза.
Еще одной причиной возникновения коррозии оборудования или трубопроводов является высокая минерализации воды, а также термобарические условия. В этом случае для обеспечения защиты используемого оборудования требуются более коррозионно-стойкие стали или использование альтернативных средств защиты, например, ингибиторов коррозии или др. [42]. В целом результаты анализа воздействия агрессивной среды показывают полное отсутствие коррозионных проявлений при использовании сталей мартенситного класса и использовании ингибиторов коррозии.
В работе [43] проведена серия лабораторных исследований коррозии в условиях сверхкритического состояния С02. На основании проведенных испытаний коррозионной активности пластовой воды с минерализацией 55 г/л при постоянном пропуске через нее СО2 показано, что азотсодержащее модифицированное неионогенные поверхностно-активные вещества (НПАВ) проявляют защитную способность к металлу порядка 98 % при скорости потока 0,5 м/с; 49 % - при скорости потока 2 м/с при дозировке ингибитора 25 мг/л. Увеличение защитных свойств НПАВ выше 75 % наблюдается при добавлении азотсодержащего
Библиографический список
катионного поверхностно-активного вещества (КПАВ) и фосфорсодержащего анионного поверхностно-активного вещества (АПАВ). Полученные результаты могут быть использованы при подборе ингибирующих композиций [44].
В работе [45] отмечено, что при сверхкритическом состоянии С02 может обладать свойствами растворителя, поэтому необходимо уделять внимание сохранности резиновых и пластмассовых компонентов, которые используются в оборудовании. Воздействие С02 на три вида резиновых материалов изучено в работе [46] путем моделирования условий, характерных для нагнетательных скважин. Согласно проведенному анализу, образцы резины, подвергшиеся воздействию жидкого С02, проявляли большую реакционную способность по сравнению с газообразным С02. Отмечено, что коррозионная стойкость фтороуглеродного каучука и гидрогенизированного бутадиен-нитрильного каучука лучше, чем у бутадиен-нитрильного каучука.
В работе [47] установлено, что присутствие воды в добываемом флюиде является одним из ключевых факторов, влияющих на интенсивность коррозионных процессов. В системах транспорта и закачки С02 случайное попадание воды может вызвать коррозионные повреждения, что требует снижения и оперативного контроля за содержанием воды.
Заключение
Таким образом, проведено комплексное исследование опыта применения технологий повышения нефтеотдачи путем использования углекислого газа в качестве рабочего агента. Рассмотрены основные и альтернативные методы закачки С02 в продуктивные пласты, выполнен анализ с установлением основных преимуществ и проблемных моментов реализации технологии.
Описаны способы определения минимального давления смесимости. Указаны оптимальные условия для применимости закачки С02, сделан вывод о перспективах использования технологии на нефтяных месторождениях Пермского региона. Для минимизации влияния углекислотной коррозии на промысловое оборудование рекомендовано применение труб из высоколегированной стали с высоким содержанием Сг, а также использование защитных неионогенных поверхностно-активные веществ.
1. К вопросу реализации технологии водогазового воздействия / П.Ю. Илюшин, С.В. Галкин, Н.Ю. Колычева, К.С. Илюшина // Ресурсовоспроизводящие, малоотходные и природоохранные технологии освоения недр: материалы XIII Международной конференции. - 2014. - С. 167-168.
2. Технология и техника водогазового воздействия на нефтяные пласты / А.Н. Дроздов [и др.] // Территория Нефтегаз. - 2006. - №. 2. - С. 54-59.
3. Ильинова А.А., Ромашева Н.В., Стройков Г.А. Перспективы и общественные эффекты проектов секвестрации и использования углекислого газа // Записки Горного института. - 2020. - Т. 244. - С. 493-502. DOI: 10.31897/pmi.2020.4.12
4. Долгих М.Ю., Синцов И.А., Балина О.С. Анализ эффективности смешивающегося вытеснения углекислым газом для верхнеюрских отложений Западной Сибири по результатам моделирования // Нефтепромысловое дело. - 2019. - № 7. - С. 13-17. DOI: 10.30713/0207-2351-2019-7(607)-13-17
5. Галикеев Р.М., Анурьев Д.А., Харитонова Т.А. Перспективы использования СО2 на нефтегазовых месторождениях Западной Сибири // Наука. Инновации. Технологии. - 2020. - № 4. - С. 15-28.
6. Трухина О.С., Синцов И.А. Опыт применения углекислого газа для повышения нефтеотдачи пластов // Успехи современного естествознания. - 2016. - № 3. -С. 205-209.
7. Апробация технологии закачки сжиженного диоксида углерода для увеличения дебита нефтяных и газовых скважин оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения / А.Г. Ефимов, С.К. Самарцев, В.Ф. Володченко, С.К. Самарцев // Газовая промышленность. Спецвыпуск № 3. - 2022. - С. 100-104.
8. Илюшин П.Ю., Лекомцев А.В., Галкин С.В. Разработка автоматизированной системы промышленной безопасности предприятий нефтегазового сектора // Сборник научных трудов VI Всероссийской научной конференции с международным участием «Прикладные информационные системы (ПИС-2019)». -Ульяновск, 2019. - С. 40-48.
9. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: учебное пособие для вузов. - М.: Недра. - 1999. - С. 75.
10. Михайлов Н.В., Жданов И.И., Перепелица Д.О. Закачка CO2 в нефтегазоносные пласты. Применение технологии на примере крупного месторождения Западной Сибири // Материалы XXII международной молодежной научной конференции «Севергеоэкотех». - Ухта, 2021. - С. 485-488.
11. Лабораторные исследования применения попутного нефтяного газа с высоким содержанием CO2 для закачки на Толумском месторождении / Р.Р. Мардамшин, А.В. Стенькин, С.А. Калинин, О.А. Морозюк, С.А. Калинин, А.С. Скворцов, Г.А. Усачев, Д.А. Метт // Недропользование. - 2021. - Т. 21, № 4. - С. 163-170.
12. Уршуляк Р.В. Особенности обоснования извлекаемых запасов нефти в неоднородных карбонатных коллекторах с использованием пакетов гидродинамического моделирования // Нефтепромысловое дело. - 2008. - № 8. - С. 23-24. DOI: 10.15593/2712-8008/2021.4.3
13. Моделирование водогазового воздействия при разработке Змеевского нефтяного месторождения / П.Ю. Илюшин, М.С. Турбаков, С.В. Галкин, Д.А. Керн // Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 11. - С. 116-117.
14. Шевко Н.А., Мордвинов В.А. Гидродинамическое моделирование нефтяных залежей // Недропользование. - 2000. - № 4. - С. 88-93.
15. A Review of CO2-Enhanced Oil Recovery with a Simulated Sensitivity Analysis / M.S.A. Perera, R.P. Gamage, T.D. Rathnaweera, A.S. Ranathunga, A. Koay, X. Choi // Energies. - 2016. -Vol. 9, № 7. DOI: 10.3390/en9070481
16. Исследование смесимости углекислого газа в нефти месторождений юго-востока Республики Татарстан с целью определения возможности его применения для методов увеличения нефтеотдачи / И.М. Юнусов, Р.Ш. Тахаутдинов, М.Г. Новиков, А.А. Исаев, Е.А. Миронов // Экспозиция Нефть Газ. -2022. - № 5. - С. 60-64. DOI: 10.24412/2076-6785-2022-5-60-64
17. Хромых Л.Н., Литвин А.Т., Никитин А.В. Применение углекислого газа в процессах повышения нефтеотдачи пластов // Вестник Евразийской науки. - 2018. -№ 5. - С. 1-10.
18. Adsorptive behaviors of supercritical CO2 in tight porous media and triggered chemical reactions with rock minerals during CO2-EOR and - sequestration / B. Wei, X. Zhang, J. Liu, X. Xu, W. Pu, M. Bai // Chemical Engineering Journal. - 2020. - Vol 381. - 122577. DOI: 10.1016/j.cej.2019.122577
19. Оценка эффективности извлечения нефти из низкопроницаемого коллектора экстракцией сверхкритическим диоксидом углерода / А.И. Шаяхметов, В.Л. Малышев, Е.Ф. Моисеева, А.И. Пономарев // SOCAR Proceedings. Special Issue. - 2021 - № 2. - С. 210-220.
20. Supercritical CO2-EOR in an asphaltenic tight sandstone formation and the changes of rock petrophysical properties induced by asphaltene precipitation / B. Wei, X. Zhang, J. Liu, R. Wu, H. Xiang, X. Xu // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2020. - Vol. 184. - 106515. DOI: 10.1016/j.petrol.2019.106515
21. Rezk M.G., Foroozesh J. Effect of CO2 mass transfer on rate of oil properties changes: Application to CO2-EOR projects // Journal of Petroleum Science and Engineering. - Vol. 180. - P. 298-309. DOI: 10.1016/j.petrol.2019.05.053
22. Foam assisted CO2-EOR: A review of concept, challenges, and future prospects / S.H. Talebian, R. Masoudi, M. Tan Isa, P. Zitha // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2014. - Vol. 120. - P. 202-215. DOI: 10.1016/j.petrol.2014.05.013
23. Xu X., Saeedi A., Liu K. An experimental study of combined foam/surfactant polymer (SP) flooding for carbone dioxide-enhanced oil recovery (CO2-EOR) // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2016. - Vol. 149. - P. 603-611. DOI: 10.1016/j.petrol.2016.11.022
24. Zhang F., Schechter D.S. Gas and foam injection with CO2 and enriched NGL's for enhanced oil recovery in unconventional liquid reservoirs // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2021. - Vol. 202. - 108472. DOI: 10.1016/j.petrol.2021.108472
25. CO2-prepad injection EOR simulation and sensitivity analysis considering miscibility and geomechanics in tight oil reservoirs / L. Fan, L. Li, Y. Su, M. Cai, M. Tang, X. Gao, Z. Chen, C. Wang // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2020. - Vol. 195. - 107905. DOI: 10.1016/j.petrol.2020.107905
26. Григорьев Р.С., Шарф И.В., Шарф К.А. Проблематика применения газовых методов повышения нефтеотдачи на Ванкорском месторождении // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2022. - Т. 333, № 3. - С. 90-98. DOI: 10.18799/24131830/2022/3/3502
27. Валидация корреляционных зависимостей для определения минимального давления смесимости газа с пластовой нефтью / А.В. Кобяшев, К.М. Федоров, В .А. Захаренко, С.К. Грачева // Нефть и газ. - 2020. - № 1. - С. 53-60. DOI: 10.31660/0445-0108-2020-1-53-60
28. Polischuk A.M., Khlebnikov V.N., Gubanov V.B. Usage of a formation slim tubes for physical modeling of oil displacement processes by miscible agents. Part 1. methodology of the experiment. // Oil field engineering. - 2014. - № 5. - P. 19-24 (In Russ).
29. Оценка минимального давления смесимости и минимального уровня обогащения при вытеснении нефти попутным нефтяным газом для условий месторождения Восточной Сибири / А.В. Кобяшев, А.А. Пятков, В.А. Захаренко, Е.А. Громова, И.А. Долгов // Экспозиция Нефть Газ. - 2021. - № 4. - С. 35-38. DOI: 10.24412/2076-6785-2021-4-35-38
30. Газоциклическая закачка смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину /
B.А. Волков, С.В. Афанасьев, П.Э. Прохоров, А.Н. Турапин // Материалы конференции «Устойчивое развитие, экоинновации и «зеленые» экономика и технологии». - Самара, 2021. - С. 61-65. DOI: 10.24412/cl-36578-2021-3-61-65
31. Оценка применимости газовых методов увеличения нефтеотдачи для освоения трудноизвлекаемых запасов объектов-аналогов ачимовских отложений / А.В. Кобяшев, В.Н. Архипов, В.А. Захаренко, А.В. Дубровин, М.А. Стариков // Экспозиция Нефть Газ. - 2023. - № 1. - С. 46-53. DOI: 10.24412/2076-6785-2023-1-46-53
32. Физическое моделирование процессов молекулярной диффузии при закачке диоксида углерода в продуктивные пласты / С.А. Хан, В.М. Троицкий,
C.Г. Рассохин [и др.] // Газовая промышленность. - 2013. - Спецвып. № 1, - С. 68-72.
33. The Baltic Basin: structure, properties of reservoir rocks, and capacity for geological storage of CO2 / A. Shogenova, S. Sliaupa, R. Vaher, K. Shogenov, R. Pomeranceva // Estonian Journal of Earth Sciences - 2009. - P. 259-267. DOI: 10.3176/earth.2009.4.04
34. Verdon J.P. Microseismic Monitoring and Geomechanical Modelling of CO2 Storage in Subsurface Reservoir // Geophysics. - 2012. - № 76. - P. 102. DOI: 10.1007/978-3-642-25388-1
35. A successful immiscible СО2 field pilot in a carbonate heavy oil reservoir in the Ikiztepe Field, Turkey / H. Ishii, H.K. Sarma, K. Ono, K. Issever // 9th European Symposium on Improved Oil Recovery, The Hague - The Netherlands, 20-22 October, 1997. DOI: 10.3997/2214-4609.201406800
36. Cyclic CO2 Injection for Heavy-Oil Recovery in Halfmoon Field: Laboratory Evaluation and Pilot Performance / S. Olenick, F.A. Schroeder, H.K. Haines, T.G. Monger-McClure // 67th Annual Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers held in Washington. DC, October 4-7. USA, 1992. DOI: 10.2118/24645-MS
37. Конструкционные особенности скважин на объектах с применением закачки углекислого газа / Р.Ш. Зиганшин, Н.С. Бодоговский, П.В. Рощин, А.В. Никитин, А.М. Зиновьев // Вестник евразийской науки. - 2022 - Т. 14, № 3. - С. 1-12.
38. Effects of Temperature on Corrosion Behaviour of 2205 Duplex Stainless Steel in Carbon Dioxide-Containing Environments / Z. Han, C. He, J. Lian, Y. Zhao, X. Chen // International Journal of Electrochemical Science. - 2020. - № 15. - P. 3627-3645. DOI: 10.20964/2020.05.73
39. Трубы нефтяного сортамента, стойкие против углекислотной коррозии / Б.А. Ерехинский, В.И. Чернухин, К.А. Попов, А.Г. Ширяев, С.А. Рекин, С.Г. Четвериков // Территория Нефтегаз. - 2016. - № 6. - С. 72-76.
40. Saji V.S., Umoren S.A. Corrosion Inhibitors in the Oil and Gas Industry. - New Jersey: Wiley, 2020. - P. 464.
41. Comparisons of corrosion behaviour for X65 and low Cr steels in high pressure CO2-saturated brine / Y. Hua, S. Mohammed, R. Barker, A. Neville // Journal of Materials Science and Technology. - 2019. - Vol. 41. - P. 21-32. DOI: 10.1016/j.jmst.2019.08.050
42. Usman B.J., Ali S.A. Carbon Dioxide Corrosion Inhibitors: A review // Arabian Journal for Science and Engineering. - 2018. - № 43. - P. 1-22. DOI: 10.1007/s13369-017-2949-5
43. Кантюков Р.Р., Запевалов Д.Н., Вагапов Р.К. Анализ применения и воздействия углекислотных сред на коррозионное состояние нефтегазовых объектов // Записки Горного института. - 2021. - Т. 250. - С. 578-586. DOI: 10.31897/PMI.2021.4.11
44. Царьков А.Ю., Роднова В.Ю., Нечаева О.А. Исследование защитного действия ингибиторов углекислотной коррозии в динамических условиях // Экспозиция Нефть Газ. - 2021. - № 4. - С. 54-56. DOI: 10.24412/2076-6785-2021-4-54-56
45. Parker P.E., Meyer J.P., Meadows S.R. Carbon Dioxide Enhanced Oil Recovery. Injection Operations Technologies. // Energy Procedia. - 2009. - № 1. - P. 3141-3148. DOI: 10.1016/j.egypro.2009.02.096
46. Corrosion Evaluation of Packer Rubber Materials in CO2 Injection Wells under Supercritical Conditions / D. Zhu, Y. Lin, H. Zhang, Y. Li, D. Zeng, W. Liu, C. Qiang, K. Deng // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2017. - Vol. 151. - P. 311-317. DOI: 10.1016/j.petrol.2017.01.012
47. Wang Z.M., Song G-L., Zhang J. Corrosion Control in CO2 Enhanced Oil Recovery From a Perspective of Multiphase Fluids // Frontiers in Materials. - 2019. - Vol. 6. -00272. DOI: 10.3389/fmats.2019.00272
References
1. Iliushin P.Iu., Galkin S.V., Kolycheva N.Iu., Iliushina K.S. K voprosu realizatsii tekhnologii vodogazovogo vozdeistviia [On the issue of implementing water-gas stimulation technology]. Resursovosproizvodiashchie, malootkhodnye iprirodookhrannye tekhnologii osvoeniia nedr. Materialy XIIIMezhdunarodnoikonferentsii, 2014, pp. 167-168.
2. Drozdov A.N. et al. Tekhnologiia i tekhnika vodogazovogo vozdeistviia na neftianye plasty [Technology and technique of water-gas stimulation of oil reservoirs]. Territoriia Neftegaz, 2006, no. 2, pp. 54-59.
3. Il'inova A.A., Romasheva N.V., Stroikov G.A. Perspektivy i obshchestvennye effekty proektov sekvestratsii i ispol'zovaniia uglekislogo gaza [Prospects and social effects of carbon dioxide sequestration and utilization projects]. Zapiski Gornogo instituta,2020, vol. 244, pp. 493-502. DOI: 10.31897/pmi.2020.4.12
4. Dolgikh M.Iu., Sintsov I.A., Balina O.S. Analiz effektivnosti smeshivaiushchegosia vytesneniia uglekislym gazom dlia verkhneiurskikh otlozhenii Zapadnoi Sibiri po rezul'tatam modelirovaniia [Analysis of the mixed displacement efficiency by carbon dioxide gas of the Upper Jurassic deposits of the Western Siberia by modeling results]. Neftepromyslovoe delo, 2019, no. 7, pp. 13-17. DOI: 10.30713/0207-2351-2019-7(607)-13-17
5. Galikeev R.M., Anur'ev D.A., Kharitonova T.A. Perspektivy ispol'zovaniia CO2 na neftegazovykh mestorozhdeniiakh Zapadnoi Sibiri [Prospects for the use C02 in oil and Gas Fields in Western Siberia]. Nauka. Innovatsii. Tekhnologii,2020, no. 4, pp. 15-28.
6. Trukhina O.S., Sintsov I.A. Opyt primeneniia uglekislogo gaza dlia povysheniia nefteotdachi plastov [Experience of carbone dioxide usage for enhanced oil recovery]. Uspekhi sovremennogo estestvoznaniia, 2016, no. 3, pp. 205-209.
7. Efimov A.G., Samartsev S.K., Volodchenko V.F., Samartsev S.K. Aprobatsiia tekhnologii zakachki szhizhennogo dioksida ugleroda dlia uvelicheniia debita neftianykh i gazovykh skvazhin orenburgskogo neftegazokondensatnogo mestorozhdeniia [Testing the liquefied carbon dioxide injection technology to improve the flow rate of oil and gas wells at the Orenburgskoye oil, gas, and condensate field]. Gazovaiapromyshlennost'. Spetsvypusk№ 3,2022, pp. 100-104.
8. Iliushin P.Iu., Lekomtsev A.V., Galkin S.V. Razrabotka avtomatizirovannoi sistemy promyshlennoi bezopasnosti predpriiatii neftegazovogo sektora [Development of an automated industrial safety system for oil and gas sector enterprises]. SSbornik nauchnykh trudov VI Vserossiiskoi nauchnoi konferentsii s mezhdunarodnym uchastiem "Prikladnye informatsionnye sistemy (PIS-2019)".Ulianovsk, 2019, pp. 40-48.
9. Zheltov Iu.P. Razrabotka neftianykh mestorozhdenii [Oil field development]. Moscow: Nedra, 1999, 75 p.
10. Mikhailov N.V., Zhdanov I.I., Perepelitsa D.O. Zakachka CO2 v neftegazonosnye plasty. Primenenie tekhnologii na primere krupnogo mestorozhdeniia Zapadnoi Sibiri [Injecting CO2 into oil and gas bearing formations. Application of technology on the example of a large field in Western Siberia]. Materialy XXII Mezhdunarodnoi molodezhnoi nauchnoi konferentsii "Severgeoekotekh". Ukht, 2021, pp. 485-488.
11. Mardamshin R.R., Sten'kin A.V., Kalinin S.A., Moroziuk O.A., Kalinin S.A., Skvortsov A.S., Usachev G.A., Mett D.A. Laboratornye issledovaniia primeneniia poputnogo neftianogo gaza s vysokim soderzhaniem CO2 dlia zakachki na Tolumskom mestorozhdenii [Laboratory investigations of using high CO2 associated petroleum gas for injection at the Tolum field]. Nedropol'zovanie, 2021, vol. 21, no. 4, pp. 163-170.
12. Urshuliak R.V. Osobennosti obosnovaniia izvlekaemykh zapasov nefti v neodnorodnykh karbonatnykh kollektorakh s ispol'zovaniem paketov gidrodinamicheskogo modelirovaniia [Features of substantiation of recoverable oil reserves in heterogeneous carbonate reservoirs using hydrodynamic modeling packages]. Neftepromyslovoe delo, 2008, no. 8, pp. 23-24. DOI: 10.15593/2712-8008/2021.4.3
13. Iliushin P.Iu., Turbakov M.S., Galkin S.V., Kern D.A. Modelirovanie vodogazovogo vozdeistviia pri razrabotke Zmeevskogo neftianogo mestorozhdeniia [Simulation of the water-alternated-gas injection for Zmeevskoye oil field development]. Neftianoe khoziaistvo,2012, no. 11, pp. 116-117.
14. Shevko N.A., Mordvinov V.A. Gidrodinamicheskoe modelirovanie neftianykh zalezhei [Hydrodynamic modeling of oil reservoirs]. Nedropol'zovanie, 2000, no. 4, pp. 88-93.
15. Perera M.S.A., Gamage R.P., Rathnaweera T.D., Ranathunga A.S., Koay A., Choi X. A Review of CO2-Enhanced Oil Recovery with a Simulated Sensitivity Analysis. Energies, 2016, vol. 9, no.7. DOI: 10.3390/en9070481
16. Iunusov I.M., Takhautdinov R.Sh., Novikov M.G., Isaev A.A., Mironov E.A. Issledovanie smesimosti uglekislogo gaza v nefti mestorozhdenii iugo-vostoka Respubliki Tatarstan s tsel'iu opredeleniia vozmozhnosti ego primeneniia dlia metodov uvelicheniia nefteotdachi [Analysis of carbon dioxide miscibility in oil from the fields of the South-East of the Republic of Tatarstan to determine the possibility of its application for enhanced oil recovery]. Ekspozitsiia Neft' Gaz, 2022, no. 5, pp. 60-64. DOI: 10.24412/2076-6785-2022-5-60-64
17. Khromykh L.N., Litvin A.T., Nikitin A.V. Primenenie uglekislogo gaza v protsessakh povysheniia nefteotdachi plastov [Application of carbon dioxide in enhanced oil recovery]. VestnikEvraziiskoinauki. 2018, no. 5, pp. 1-10.
18. Wei B., Zhang X., Liu J., Xu X., Pu W., Bai M. Adsorptive behaviors of supercritical CO2 in tight porous media and triggered chemical reactions with rock minerals during CO2-EOR and - sequestration. Chemical Engineering Journal, 2020, vol. 381, 122577. DOI: 10.1016/j.cej.2019.122577
19. Shaiakhmetov A.I., Malyshev V.L., Moiseeva E.F., Ponomarev A.I. Otsenka effektivnosti izvlecheniia nefti iz nizkopronitsaemogo kollektora ekstraktsiei sverkhkriticheskim dioksidom ugleroda [Estimation of efficiency of oil extraction with supercritical CO2 in a low-permeability reservoir]. SOCAR Proceedings. Special Issue, 2021, no. 2, pp. 210-220.
20. Wei B., Zhang X., Liu J., Wu R., Xiang H., Xu X. Supercritical CO2-EOR in an asphaltenic tight sandstone formation and the changes of rock petrophysical properties induced by asphaltene precipitation. Journal of Petroleum Science andEngineering,2020, vol. 184, 106515. DOI: 10.1016/j.petrol.2019.106515
21. Rezk M.G., Foroozesh J. Effect of CO2 mass transfer on rate of oil properties changes: Application to CO2-EOR projects. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2019, vol. 180, pp. 298-309. DOI: 10.1016/j.petrol.2019.05.053
22. Talebian S.H., Masoudi R., Tan Isa M., Zitha P. Foam assisted CO2-EOR: A review of concept, challenges, and future prospects. Journal of Petroleum Science and Engineering,2014, vol. 120, pp. 202-215. DOI: 10.1016/j.petrol.2014.05.013
23. Xu X., Saeedi A., Liu K. An experimental study of combined foam/surfactant polymer (SP) flooding for carbone dioxide-enhanced oil recovery (CO2-EOR). Journal of Petroleum Science and Engineering, 2016, vol. 149, pp. 603-611. DOI: 10.1016/j.petrol.2016.11.022
24. Zhang F., Schechter D.S. Gas and foam injection with CO2 and enriched NGL's for enhanced oil recovery in unconventional liquid reservoirs. Journal of Petroleum Science andEngineering,2021, vol. 202, 108472. DOI: 10.1016/j.petrol.2021.108472
25. Fan L., Li L., Su Y., Cai M., Tang M., Gao X., Chen Z., Wang C. CO2-prepad injection EOR simulation and sensitivity analysis considering miscibility and geomechanics in tight oil reservoirs. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2020, vol. 195, 107905. DOI: 10.1016/j.petrol.2020.107905
26. Grigor'ev R.S., Sharf I.V., Sharf K.A. Problematika primeneniia gazovykh metodov povysheniia nefteotdachi na Vankorskom mestorozhdenii [Problems of applying gas method of enhanced oil recovery in Vankor oil field]. Izvestiia Tomskogopolitekhnicheskogo universiteta. Inzhiniringgeoresursov, 2022, vol. 333, no. 3, pp. 90-98. DOI: 10.18799/24131830/2022/3/3502
27. Kobiashev A.V., Fedorov K.M., Zakharenko V.A. Gracheva, S.K. Validatsiia korreliatsionnykh zavisimostei dlia opredeleniia minimal'nogo davleniia smesimosti gaza s plastovoi neft'iu [Correlation dependencies validation for minimum miscibility pressure of gas and reservoir oil determinination]. Neft' i gaz,2020, no. 1, pp. 53-60. DOI: 10.31660/0445-0108-2020-1-53-60
28. Polischuk A.M., Khlebnikov V.N., Gubanov V.B. Usage of a formation slim tubes for physical modeling of oil displacement processes by miscible agents. Part 1. methodology of the experiment. Oil field engineering,2014, no. 5, pp. 19-24 (In Russ).
29. Kobiashev A.V., Piatkov A.A., Zakharenko V.A., Gromova E.A., Dolgov I.A. Otsenka minimal'nogo davleniia smesimosti i minimal'nogo urovnia obogashcheniia pri vytesnenii nefti poputnym neftianym gazom dlia uslovii mestorozhdeniia Vostochnoi Sibiri [Estimating minimum miscibility pressure and minimum oil swelling when displaced by associated petroleum gas for the conditions of an East Siberian field]. Ekspozitsiia Neft' Gaz,2021, no. 4, pp. 35-38. DOI: 10.24412/2076-6785-2021-4-35-38
30. Volkov V.A., Afanas'ev S.V., Prokhorov P.E., Turapin A.N. Gazotsiklicheskaia zakachka smesi dioksida ugleroda s poputnym neftianym gazom pri sverkhkriticheskikh usloviiakh v neftedobyvaiushchuiu skvazhinu [Gas-cyclic injection of a mixture of carbon dioxide with associated petroleum gas under supercritical conditions into oil production well]. Materialy konferentsii "Ustoichivoe razvitie, ekoinnovatsii i "zelenye" ekonomika i tekhnologii". Samara, 2021, pp. 61-65. DOI: 10.24412/cl-36578-2021-3-61-65
31. Kobiashev A.V., Arkhipov V.N., Zakharenko V.A., Dubrovin A.V., Starikov M.A. Otsenka primenimosti gazovykh metodov uvelicheniia nefteotdachi dlia osvoeniia trudnoizvlekaemykh zapasov ob"ektov-analogov achimovskikh otlozhenii [Evaluation of the applicability of gas methods of enhanced oil recovery for the development of tight oil of fields-analogues of the Achimov formation]. Ekspozitsiia Neft'Gaz,2023, no. 1, pp. 46-53. DOI: 10.24412/2076-6785-2023-1-46-53
32. Khan S.A., Troitskii V.M., Rassokhin S.G. et al. Fizicheskoe modelirovanie protsessov molekuliarnoi diffuzii pri zakachke dioksida ugleroda v produktivnye plasty [Physical modeling of molecular diffusion processes during injection of carbon dioxide into productive formations]. Gazovaia promyshlennost, 2013, Spetsvypusk no. 1, pp. 68-72.
33. Shogenova A., Sliaupa S., Vaher R., Shogenov K., Pomeranceva R. The Baltic Basin: structure, properties of reservoir rocks, and capacity for geological storage of CO2. Estonian Journal of Earth Sciences,2009, pp. 259-267. DOI: 10.3176/earth.2009.4.04
34. Verdon J.P. Microseismic Monitoring and Geomechanical Modelling of CO2 Storage in Subsurface Reservoir. Geophysics,2012, no. 76, 102 p. DOI: 10.1007/978-3-642-25388-1
35. Ishii H., Sarma H.K., Ono K., Issever K. A successful immiscible СО2 field pilot in a carbonate heavy oil reservoir in the Ikiztepe Field, Turkey. 9th European Symposium on Improved Oil Recovery, The Hague - The Netherlands, 20-22 October, 1997DOI: 10.3997/2214-4609.201406800
36. Olenick S., Schroeder F.A., Haines H.K., Monger-McClure T.G. Cyclic CO2 Injection for Heavy-Oil Recovery in Halfmoon Field: Laboratory Evaluation and Pilot Performance. 67th Annual Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers held in Washington. DC, October 4-7. USA, 1992.DOI: 10.2118/24645-MS
37. Ziganshin R.Sh., Bodogovskii N.S., Roshchin P.V., Nikitin A.V., Zinov'ev A.M. Konstruktsionnye osobennosti skvazhin na ob"ektakh s primeneniem zakachki uglekislogo gaza [Structural features of wells at fields with carbon dioxide injection]. Vestnik evraziiskoi nauki, 2022, vol. 14, no. 3, pp. 1-12.
38. Han Z., He C., Lian J., Zhao Y., Chen X. Effects of Temperature on Corrosion Behaviour of 2205 Duplex Stainless Steel in Carbon Dioxide-Containing Environments. International Journal of Electrochemical Science,2020, no. 15, pp. 3627-3645. DOI: 10.20964/2020.05.73
39. Erekhinskii B.A., Chernukhin V.I., Popov K.A., Shiriaev A.G., Rekin S.A., Chetverikov S.G. Truby neftianogo sortamenta, stoikie protiv uglekislotnoi korrozii [OCTG resistant against carbon dioxide corrosion]. Territoriia Neftegaz,2016, no. 6, pp. 72-76.
40. Saji V.S., Umoren S.A. Corrosion Inhibitors in the Oil and Gas Industry. New Jersey: Wiley, 2020, 464 p.
41. Hua Y., Mohammed S., Barker R., Neville A. Comparisons of corrosion behaviour for X65 and low Cr steels in high pressure CO2-saturated brine. Journal of Materials Science and Technology, 2019, vol. 41, pp. 21-32. DOI: 10.1016/j.jmst.2019.08.050
42. Usman B.J., Ali S.A. Carbon Dioxide Corrosion Inhibitors: A review. Arabian Journal for Science and Engineenng, 2018, no. 43, pp. 1-22. DOI: 10.1007/s13369-017-2949-5
43. Kantiukov R.R., Zapevalov D.N., Vagapov R.K. Analiz primeneniia i vozdeistviia uglekislotnykh sred na korrozionnoe sostoianie neftegazovykh ob"ektov [Analysis of the application and impact of carbon dioxide media on the corrosion state of oil and gas facilities]. Zapiski Gornogo instituta, 2021, vol. 250, pp. 578-586. DOI: 10.31897/PMI.2021.4.11
44. Tsar'kov A.Iu., Rodnova V.Iu., Nechaeva O.A. Issledovanie zashchitnogo deistviia ingibitorov uglekislotnoi korrozii v dinamicheskikh usloviiakh [Investigation of the protective effect of carbon dioxide corrosion inhibitors under dynamic conditions]. Ekspozitsiia Neft'Gaz, 2021, no. 4, pp. 54-56. DOI: 10.24412/2076-6785-2021-4-54-56
45. Parker P.E., Meyer J.P., Meadows S.R. Carbon Dioxide Enhanced Oil Recovery. Injection Operations Technologies. Energy Procedia, 2009, no. 1, pp. 3141-3148. DOI: 10.1016/j.egypro.2009.02.096
46. Zhu D., Lin Y., Zhang H., Li Y., Zeng D., Liu W., Qiang C., Deng K. Corrosion Evaluation of Packer Rubber Materials in CO2 Injection Wells under Supercritical Conditions. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2017, vol. 151, pp. 311-317. DOI: 10.1016/j.petrol.2017.01.012
47. Wang Z.M., Song G-L., Zhang J. Corrosion Control in CO2 Enhanced Oil Recovery From a Perspective of Multiphase Fluids. Frontiers in Materials, 2019, vol. 6, 00272. DOI: 10.3389/fmats.2019.00272
Финансирование. Исследование выполнено при поддержке Министерства науки и высшего образования Российской Федерации (проект № FSNM-2023-0005).
Конфликт интересов. Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов. Вклад авторов равноценен.
