Перспективные пути осуществления в России проектов захоронения техногенного CO2 с получением эффекта от добычи нефти

Хлебников В. Н.; Зобов П. М.; Хамидуллин И. Р.; Рузанова Ю. Ф.; Гущин П. А.; Винокуров В. А.

502.211 + 622.276.344

В. Н. Хлебников (д.т.н., зав. лаб.) П. М. Зобов (к.т.н., зам. зав. лаб.) И. Р. Хамидуллин Ю. Ф. Рузанова (маг. н.с.) П. А. Гущин (н.с.) 2, В. А. Винокуров (д.х.н., проф. зав. каф.) 2

Перспективные пути осуществления в России проектов захоронения техногенного CO2 с получением эффекта от добычи нефти

1 ООО «Объединенный центр исследований и разработок», лаборатория нефтедобычи 119333, г. Москва, Ленинский проспект, 55/1 стр.2, тел. (495)730-61-01, факс (495)730-61-02, e-mail: KhlebnikovVN@yrd.ru, ZobovPM@yrd.ru, khamidullin_85@mail.ru, RuzanovaJF@yrd.ru, 2 Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина, кафедра физической и коллоидной химии 119331, г. Москва, Ленинский проспект, 65, тел. (499)233-95-89, e-mail: guschin.p@mail.ru, vinok_ac@mail.ru

V. N. Khlebnikov P. M. Zobov I. R. Chamidullin 1, Yu. F. Ruzanova 1, P. A. Guschin 2, V. A. Vinokurov 2

Long-term ways performing anthropogenic CO2 sequestration projects in Russia in order to receive enhanced oil recovery

1 United Research and Development Center 55/1, str. 2,, Leninskii pr, 119333, Moscow, Russia; Ph.: (495)7306101, Fax: (495)730-61-02, e-mail: KhlebnikovVN@yrd.ru, ZobovPM@yrd.ru, khamidullin_85@mail.ru, RuzanovaJF@yrd.ru, 2 Gubkin Russian State University of Oil and Gas 65, Leninskii pr., 119331, Moscow, Russia; Ph.: (499)233-95-89, e-mail: guschin.p@mail.ru, vinok_ac@mail.ru

Показано, что использование техногенного СО2 в технологиях добычи трудноизвлекаемых запасов нефти и для повышения нефтеотдачи действующих месторождений позволит не только секвестрировать парниковые газы, а также увеличить извлекаемые запасы нефти. Реализация проектов захоронения СО2 в нефтяных коллекторах является перспективным способом решения проблем энергообеспечения страны, «второй жизни» многих нефтяных месторождений и старых нефтедобывающих регионов.

Ключевые слова: нефть; парниковые газы; повышение нефтеотдачи; секвестрация СО2.

Usage of anthropogenic CO2 into hard recoverable oil reserves technologies and enhanced oil recovery can permit sequestrate hothouse gases and as well as increase recoverable oil reserves. Perspective way to solve country energy supply problems to give «second life» for many oil fields and old oil regions is implementation CO2 sequestrate projects. Substantial costs for realization these projects may be reduced by quotes for emission hothouse gases.

Key words: CO2; hothouse gases; increase oil recovery; oil; sequestration.

Изменение климата на планете связывают с эмиссией техногенных парниковых газов. Принятие Киотского протокола 1 является началом международного сотрудничества в этой области. Отношение в мире к проблемам сокращения эмиссии и захоронению (секвестрации) техногенных парниковых газов неоднозначно. Наибольшее внимание к вопросам уменьшения эмиссии парниковых газов и их захоронению уделяется в Европе, особенно в Норвегии 2. Китай и Индия ратифицировали Киотский протокол, но не приняли обязательств по его исполнению. США подписали,

но не ратифицировали Киотский протокол 1, однако исследовательские работы в данном направлении ведутся длительное время 2. Обязательства России по Киотскому протоколу также требуют приступить к подготовке к осуществлению проектов секвестрации основного техногенного парникового газа — диоксида углерода.

Технология захоронения СО2 включает две основные стадии: улавливание (выделение) углекислого газа из дымового газа и захоронение его в геологических формациях, морях и т. п. Схематически современные подходы к улавливанию техногенного диоксида углерода представлены на рис. 1 3. Общепри-

Дата поступления 30.12.08

Промышленные процессы

Сырье Гаэ. аммиак, сталь

Рис. 1. Обзор процессов и способов улавливания СО2 3.

нятый подход к улавливанию СО2 2-4

заключается в получении концентрированного (жидкого или сверхкритического) диоксида углерода, который в дальнейшем предполагается хранить в геологических ловушках, на дне морей или превращать в растительную биомассу. В качестве геологических ловушек предполагается использовать глубокозалегающие водоносные горизонты, истощенные нефтяные и газовые коллекторы и неразрабатываемые угольные пласты.

Главным недостатком общепринятого подхода к секвестрации техногенного диоксида углерода являются большие капитальные затраты 2. Для того, чтобы приступить к осуществлению проекта секвестрации необходимо создать установки для улавливания, концентрирования и осушки СО2, создать транспортную инфраструктуру и полностью обустроить ловушку. Осуществление проектов секвестрации техногенного диоксида углерода также потребует больших производственных затрат. Не стоит ожидать (особенно на начальных стадиях осуществления проектов), что стоимость квот компенсирует затраты на улавливание, транспорт и захоронение диоксида углерода.

Поэтому необходимо искать пути, позволяющие увеличить экономическую привлекательность проектов секвестрации СО2, т. е. уменьшить начальные капитальные затраты и получать положительный эффект от осуществления проектов. Цель настоящей работы

заключается в рассмотрении перспективных путей осуществления процессов захоронения техногенного СО2 в России.

Реально достигнуть экономического эффекта от осуществления проектов по хранению СО2 можно только в случае его использования в технологиях добычи углеводородного сырья. Согласно общепринятому подходу 2-4 захоронение концентрированного СО2 предполагается осуществлять в истощенных газовых и нефтяных пластах (т.е. в пластах, разработка которых прекращена), т. е. именно в тех случаях, когда не приходится ожидать значительного и быстрого эффекта от добычи углеводородного сырья.

Истощенное нефтяное месторождение содержит значительное количество нефти (обычно не менее 50% от начальных геологических запасов), однако вал вытесняемой СО2 нефти дойдет до добывающих скважин только через длительное время (не менее 1—2 лет). Добыча газа из истощенных пластов еще менее эффективна, т. к. после истощения пластового давления происходит заполнение коллектора подстилающими водами.

Фонд скважин на старых месторождениях обычно сильно изношен и не подходит для закачки агрессивного СО2. Поэтому старые скважины придется ликвидировать, скважины для нагнетания диоксида углерода придется строить заново. Основное достоинство старых месторождений заключается в хорошей изу-

ченности геологии ловушки. Можно ожидать, что при использовании данного типа геологических ловушек экономический результат будет мало отличаться от захоронения СО2 в глу-бокозалегающих водоносных горизонтах.

По-видимому, более правильным является использование техногенного СО2 для добычи углеводородного сырья в тех случаях, в которых обычные методы не эффективны.

Во-первых, это добыча трудноизвлекае-мых запасов (ТИЗ) нефти, т. е. запасов нефти в низкопроницаемых, гидрофобных коллекторах, вязкой нефти и т.п. Применение заводнения в данном случае малоэффективно или невозможно. В настоящее время ТИЗ составляют значительную долю от остаточных извлекаемых запасов нефти и с каждым годом эта доля увеличивается.

Во-вторых, извлечение остаточных запасов нефти из действующих месторождений с высокими коллекторскими свойствами и находящихся на поздних и заключительных стадиях разработки. К данному типу коллекторов относится значительное число истощенных девонских и угленосных пластов в Татарии, Башкирии, Самарской, Оренбургской областях и т. д. В пластах осталось 50—60 % исходных геологических запасов и повышение коэффициента извлечения нефти (КИН) на 5—10 пунктов даст громадный экономический эффект.

В-третьих, добыча ретроградного конденсата из истощенных газоконденсатных месторождений.

Важность разработки ТИЗ в России связана с тем, что доля данного вида запасов нефти оценивается в 55% от остаточных извлекаемых запасов, и с каждым годом эта доля будет увеличиваться 5 В России имеется значительное количество ТИЗ в низкопроницаемых коллекторах, рентабельная разработка которых требует применения новых методов и технологий 6.

Газовые технологии являются наиболее перспективными для добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов, однако в России они практически не внедряются. Наиболее эффективным газовым агентом является диоксид углерода, однако запасов природного углекислого газа в России нет и СО2 для добычи нефти не используется. Ресурсы попутного нефтяного газа недостаточны для широкомасштабного внедрения газовых методов воздействия, кроме того попутный газ используется на промыслах для получения тепла и электричества и является ценным сырьем. В большинстве случаев на месторождениях с ТИЗ вообще отсут-

ствуют ресурсы попутного нефтяного газа. Получение азота из воздуха требует больших капитальных затрат и сложного оборудования 7. Закачка воздуха (термогазовый метод) в России пока находится на стадии подготовки к промысловым испытаниям. Термогазовый метод применим только на месторождениях с высоки-

8 9

ми пластовыми температурами 8 9.

Водогазовое воздействие (ВГВ) является эффективным способом разработки запасов вязких нефтей 10' 11 и повышения нефтеотдачи месторождений, разрабатываемых заводнением 12. Многочисленные экспериментальные, численные и промысловые эксперименты показывают, что ВГВ лучше вытесняет нефть на микро- (из пор) 13 и макро- (из неоднородных пластов) 14 уровнях, а также из неодно-

15

родностей сантиметрового размера 15.

Разработка газоконденсатных месторождений в режиме истощения пластовой энергии является причиной выпадения газового конденсата в пласте. В России не применяется сайклинг-процесс для добычи газа из газокон-денсатных месторождений, поэтому данная проблема является актуальной. Решить проблему извлечения ретроградного конденсата из истощенных пластов газоконденсатных месторождений можно, подняв давление в пласте путем закачки сухого газа. Применение для этого метана (товарного газа) нецелесообразно (товарный продукт), требуется более доступный газовый агент.

Решение проблем разработки ТИЗ нефти, повышение КИН месторождений со значительными остаточными запасами нефти, добычи ретроградного конденсата требует больших объемов доступных газовых агентов. Решить проблему газового агента возможно, если использовать техногенный СО2. Именно реализация проектов секвестрации СО2 в нефтяных пластах может дать существенный прирост нефтедобычи, и во многих случаях, обеспечить «вторую жизнь» нефтяных месторождений и нефтедобывающих регионов.

Экономическим препятствием на пути осуществления проектов по хранению СО2 являются высокие начальные капитальные затраты. Согласно общепринятым подходам, перед началом осуществления проекта необходимо создание полного цикла процессов секвестрации, включающего:

— установки выделения, концентрирования и осушки диоксида углерода из дымовых газов, образующихся при сжигании минерального топлива;

— системы трубопроводного транспорта

и компремирования концентрированного диоксида углерода;

— обустройство и подготовку ловушки для хранения;

— создание служб мониторинга и борьбы с авариями при транспорте и хранении СО2.

Одномоментное создание полного цикла хранения, состоящего из технически разнородных стадий, сложно и требует больших затрат, которые невозможно компенсировать стоимостью квот 2. Кроме того, данный метод не позволяет постадийно осуществлять, отрабатывать и совершенствовать технологии разделения, закачки и хранения, что особенно важно при пилотных работах.

Для снижения затрат на выделение имеет смысл рассмотреть возможность секвестрации диоксида углерода не в виде концентрированного газа с содержанием основного вещества не менее 90%, а в виде дымового газа. В дальнейшем возможно постепенно увеличивать концентрацию СО2 в секвестрируемом газе вплоть до 90—100 % по мере отработки технологии концентрирования. Предполагаемый инновационный подход к началу осуществления проектов хранения СО2 позволяет:

— Уменьшить начальные капитальные затраты на осуществление.

— Постадийно развивать технологии выделения, очистки, транспорта и закачки СО2.

— Снизить затраты на обустройство нефтяных месторождений и подготовку скважин к закачиванию газа.

— Повысить безопасность осуществления проектов.

Ясно, что емкость ловушек при использовании дымового газа уменьшится, однако степень снижения будет существенно меньше, чем можно ожидать сравнивая содержание СО2 в дымовом газе (10—20 %) с содержанием СО2 в газе, после концентрирования (около 90%). Дело в том, что по мере прокачки газа через коллектор нефтяного месторождения диоксид углерода будет растворяться в пластовых флюидах (остаточных нефти и воде) и адсорбироваться породой. В результате этого скорость продвижения диоксида углерода в пласте будет существенно ниже, чем скорость продвижения инертного азота.

Емкость перспективных геологических ловушек очень велика и не играет определяющей роли, особенно на начальных стадиях осуществления процессов хранения парниковых газов.

Необходимо оценить перспективность процесса секвестрации СО2 в виде дымового

газа с точки зрения получения положительного эффекта от нефтедобычи. При вытеснении нефти газовыми агентами реализуются три режима протекания процесса. Во-первых, это смешивающийся режим вытеснения, т. е. режим, при котором в результате массообмена между газовой и нефтяной фазами достигается полная смесимость и исчезает межфазное натяжение. Во-вторых, несмешивающееся вытеснение, когда процессы массообмена между нефтью и газом не оказывают заметного влияния на пластовые процессы. В-третьих, ограниченно смешивающийся режим, занимающий промежуточное положение между смешивающимся и несмешивающимся вытеснением нефти газом.

При использовании чистого СО2 обычно реализуется смешивающийся или ограниченно смешивающийся режимы вытеснения нефти газом, что обеспечивает высокую степень вытеснения нефти. Дымовой газ является менее активным газовым агентом, поэтому вытеснение нефти будет происходить в основном в режимах несмешивающегося вытеснения и ограниченной смесимости, т.е. менее эффективно. В случае азота и дымового газа смешивающийся режим может быть реализован только в случае легкой нефти, высоких пластовых давлений и температуре .

Принято считать, что концентрированный СО2 является более эффективным вытесняющим агентом, чем дымовой газ или азот. Однако хорошая растворимость диоксида углерода в нефти может привести к снижению эффекта. Хуже растворимый в нефти газ (например, азот) лучше замещает нефть в пласте, что обеспечивает более быстрое проявление эффекта 17

от закачки газа ", что очень важно при разработке ТИЗ в низкопроницаемых коллекторах. Кроме того, при растворении диоксида углерода в вязкой нефти возможно осаждение ас-фальтенов и кольматация пористой среды 18.

Ряд исследований и промысловых экспериментов показывают, что несмешивающее вытеснение нефти газом достаточно эффективно при разработке ТИЗ вязкой нефти и в низкопроницаемых пластах 17' 19-23, т. е. можно ожидать высокой технологической эффективности при применении дымового газа при разработке ТИЗ указанного типа.

Для повышения нефтеотдачи месторождений с хорошими коллекторами лучше всего использовать ВГВ в варианте одновременной закачки воды и газа. Метод одновременной закачки воды и газа позволяет не только увеличить степень вытеснения нефти, но и увели-

чить охват пласта воздействием, т. е. извлечь нефть из плохо дренированных пропластов и зон. Одновременная закачка газа и воды является высокотехнологичной, т.к. не требует сложного компрессорного оборудования (может осуществляться насосно-бустерными агрегатами) и существенных изменений в системе поддержания пластового давления на месторождении. Таким образом, секвестрации СО2 в виде дымового газа может оказаться более экономически привлекательным и безопасным подходом по сравнению с общепринятым .

Развитие нефтяной промышленности России невозможно без поддержания ресурсной базы. Начавшееся в 2008 г. снижение добычи нефти связано не только со снижением цены на нефть, но и с истощением легкодоступных нефтяных запасов 24. Поэтому необходимо искать пути более полного извлечения нефти из действующих месторождений и разработке ТИЗ нефти, т. е. перейти от экстенсивного типа развития к интенсивному. Развитие проектов захоронения СО2 в нефтяных коллекторах является перспективным способом решения проблем энергообеспечения страны, «второй жизни» многих нефтяных месторождений и старых нефтедобывающих регионов. Значительная часть затрат на осуществление проектов может быть погашена за счет стоимости квот на эмиссию парниковых газов или стимулироваться налоговым законодательством (по примеру Норвегии 2).

Литература

1. Киотский протокол /http://ru.wikipedia.org/.

2. Stevens S. H., Gale J. Geologic CO2 sequestration // Oil & Gas Journal.— May 15.— 2000.- Р. 40.

3. Улавливание и хранение двуокиси углерода: Специальный доклад МГЭИК.- 2005. ISBN 929169-419-3.

4. Рябов Г. А., Медник Е. Н. / Ежеквартальный специализированный бюллетень «Экология производства».- 2007.- №1.- С. 34.

5. Лысенко В. Д., Грайфер В. И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений.- М.: ООО «Недра-Бизнезцентр», 2001. - 562 с.

6. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений.- М.: ООО «Недра-Бизнезцентр», 2000. - 516 с.

7. Kuo J. C., Luna-Melo J., De Leon Perez J. B. // Oil & Gas J.- Mar 12.- 2001.- Р. 41.

8. Боксерман А. А., Ямбаев М. Ф. Метод закачки и внутрипластовой трансформации воздуха на месторождениях легкой нефти // Сб. док. 12 Европейского симпозиума по повышению нефтеотдачи.- Казань, 2003.

9. Хлебников В. Н., Вежнин С. А. Перспективы применения термогазового метода повышения нефтеотдачи в условиях юрских пластов месторождений ОАО «Томскнефть» // Перспективы технологии нефтегазовой индустрии. Сб.трудов Объединенного центра исследований и разработок. - 2006, вып.2.- С. 79.

10. Jayasekera A. J., Goodyear S. G. The development of heavy oilfields in the United Kindom Continental shelf: past, present and future // SPE Res. Eval. & Eng. - October 2000.- №3 (5).- Р. 371.

11. Васильев В. И., Гибадуллин Н. З., Леви В. Б. и др. // Нефтяное хозяйство.- 2004.- №4.-С. 76.

12. Буторин О. И., Пияков Г. Н. // Нефтепромысловое дело.- 1995.- №8-10.- С. 54.

14. Лысенко В. Д. // Нефтяное хозяйство.-2004.- №12.- С. 94.

16. Stalkup F. I. Miscible displacement // SPE AIME.- 1984.- 164 p.

17. Srivastava R. K. Huang S. S., Dong M. // SPE

Res. Eval. & Eng.- June 1999.- Р. 238.

18. Dahaghi A., Gholami V., Adbi R. // SPE Production and Operations.- May 2008.- Р. 210.

19. Doscher T. M., Oyekan R. O., Arabi M. El. // SPEJ.- December 1984.- Р. 593.

22. Хлебников В. Н., Антонов С. В. // Интервал.-2007.- №2 (97).- С. 12.

24. Боксерман А. А. // Нефтяное хозяйство.-2004.- №10.- С. 34.

Исследование производилось в рамках Государственного контракта №02.515.11.5086 от 26 июня 2008 года с Федеральным агентством по науке и инновациям.

Long-term ways performing anthropogenic CO2 sequestration projects in Russia in order to receive enhanced oil recovery

Текст научной работы на тему «Перспективные пути осуществления в России проектов захоронения техногенного CO2 с получением эффекта от добычи нефти»