ПЕРСПЕКТИВЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ СО2 НА НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Галикеев Руслан Маратович; Анурьев Денис Алексеевич; Харитонова Татьяна Александровна

НАУКИ О ЗЕМЛЕ

«НАУКА. ИННОВАЦИИ. ТЕХНОЛОГИИ», №4, 2020

25.00.17 РАЗРАБОТКА И эКСПЛУАТАЦИя НЕФТяНыХ

УДК 553.982.2 И ГАЗОВыХ МЕСТОРОЖДЕНИй

Р.М. Галикеев,

Д.А. Анурьев, Т.А. Харитонова,

ООО «Тюменский нефтяной научный центр», г. Тюмень, Россия и ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет», г. Тюмень, Россия; rmgalikeev@tnnc.rosneft.ru

ООО «Тюменский нефтяной научный центр», г. Тюмень, Россия; ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет», г. Тюмень, Россия

перспективы использования со2 на нефтегазовых месторождениях западной сибири

Введение: В работе рассмотрен мировой опыт использования СО2 в качес-

тве вытесняющего агента на месторождениях нефти. Проведена аналитическая оценка определения минимального давления смешения для условий Западной Сибири.

Материалы и методы

исследований: Изложен мировой опыт применения СО2 как агента по вытеснению остаточных извлекаемых запасов. Оценена возможность применения на основе эмпирических зависимостей.

Результаты исследований

и их обсуждение: Представлены результаты анализа развития методов увеличения нефтеотдачи, в частности газовых методов с применением СО2. Приведены результаты по дополнительной добыче нефти от применения газовых методов и география распространения данных методов. Определены основные эмпирические зависимости и проведена предварительная оценка применимости СО2 в качестве вытесняющего агента, с целью повышения нефтеотдачи. На основе крупных источников СО2 в России определены потенциальные поставщики газа.

Выводы: В последнее время, в связи с глобальным потеплением, в мире

развиваются технологии сокращения эмиссии СО2, основанные на улавливании промышленных выбросов и дальнейшего использования данного газа в качестве вытесняющего агента. Применение газовых методов по увеличению нефтеотдачина территории Российской Федерации имеют сравнительно не большое распространение по сравнению с другими методами и можно ожидать появление новых проектов закачки СО2 в пласт, использующих промышленные выбросы как источники данного газа.

Ключевые слова: методы увеличения нефтеотдачи, водогазовое воздействие, углекислый газ, минимальное давление смесимости

Tyumen Oil Research Center, Tyumen, Russia;

Federal State Budget Educational Institution of Higher Education «Industrial University of Tyumen», Tyumen, Russia * rmgalikeev@tnnc.rosneft.ru

prospects for the use оf in oil аnd Gas Fields in Western siberia

The paper considers the world experience of using CO2 as a displacing agent in oil fields. An analytical assessment of determining the minimum mixing pressure for the conditions of Western Siberia has been carried out.

Materials and methods

of the research: The world experience of using СО2 as an agent for displacement of residual recoverable reserves is described. The possibility of application based on empirical dependencies is estimated.

The results of the study

and their discussion: The results of the analysis of the development of enhanced oil recovery methods, in particular gas methods with the use of CO2, are presented. The results on additional oil production from the use of gas methods and the geography of distribution of these methods are presented. The main empirical relationships have been determined and a preliminary assessment of the applicability of CO2 as a displacing agent has been carried out to increase oil recovery. Potential gas suppliers have been identified based on large CO2 sources in Russia.

Conclusions: Recently, in connection with global warming, technologies for reducing

CO2 emissions, based on capturing industrial emissions and further using this gas as a displacing agent, have been developing in the world. The use of gas methods to enhance oil recovery on the territory of the Russian Federation is relatively small compared to other methods, and we can expect the emergence of new projects for CO2 injection into the reservoir, using industrial emissions as a source of this gas.

Key words: enhanced oil recovery methods, water-gas treatment, carbon dioxide,

minimum miscibility pressure

Введение

В настоящее время большое внимание уделяется «экологизации» добычи нефти и газа в мире, на фоне существующего тренда многие ученые и нефтегазодобывающие компании стран мира обратили свое внимание на утилизацию СО2 [1]. Другой тренд, - рост стоимости разработки вновь вводимых запасов, делает необходимым поиск методов и технологий увеличения нефтеотдачи на традиционных уже истощаемых месторождениях [2]. Одним из таких методов может являться закачка СО2 в нефтяной пласт с целью повышения нефтеотдачи.

Способы утилизации СО2 возможны в двух вариантах: закачка в истощенные горизонты месторождений [2, 3, 4] и использование в ка-

*Galikeev R.M., Anuriev D.A., Kharitonova T.A.

Introduction:

честве агента для увеличения нефтеотдачи, в качестве газового (водо-газового) метода [5, 6, 7, 8].

Во многом современные технологии разработки не позволяют добыть жидкие углеводороды (УВ) в полном объеме от начальных извлекаемых запасов, - как правило удается добыть от 30-55 % УВ, которые насыщают коллектор. В мировой практике имеется достаточно обширная часть публикаций, посвященная использованию СО2 в качестве метода увеличения нефтеотдачи.

Цель работы заключается в обобщении зарубежного и отечественного опыта по использованию СО2 для увеличения нефтеотдачи, а также оценки возможного эффекта от внедрения на объектах ПАО НК РОСНЕФТЬ.

материалы и методы исследований

Различают несколько вариантов реализации технологии газовых МУН.

Во-первых, по режиму вытеснения. При определенных свойствах флюидов и термобарических условиях, удается достичь смешивающегося (miscible) вытеснения. При этом граница раздела фаз между закачиваемым газом и нефтью исчезает, а коэффициент вытеснения приближается к 1. При несмешивающемся вытеснении часть закачиваемого газа растворяется в нефти, что приводит к снижению вязкости и плотности нефти.

Во-вторых, по способу совмещения закачки газа и закачки воды.

Закачка газа может осуществляться после длительного периода заводнения, или попеременными оторочками воды и газа (wateralternatinggas - WAG), или в форме водогазовой смеси. В отдельных случаях закачка газа реализуется как альтернатива заводнению.

Попеременная закачка воды и газа (ImmiscibleWAG, miscibleWAG) - в данной форме газ и вода закачиваются попеременно в одну и ту же скважину. Это может выполняться и при условии смешения и без смешения. Эффект схож с третичной закачкой газа, когда вода и газ замещают нефть из различных участков коллектора [9].

результаты исследований и их обсуждение

Мировой опыт увеличения нефтеотдачи путем закачки СО2 и природного газа географически представлен достаточно обширно в таких странах как США [10, 11, 12], Канада [13], Китай [14,

• Steam

O Hot Water

O Combustion

O Polymer

• Surfactant

• ASP

• Gas immiscible

О C02 miscible

О HC miscible

О WAG HC miscible

О N2 miscible

Рис. 1. Распределение проектов по увеличению нефтеотдачи по

миру.

Fig. 1. Distribution of EOR projects around the world.

15],Норвегия [1(5, 17], Россия [18, 19] и других странах, ведущих добр^ утлеводороднооо сырья.

На основе аиализа25 Оироектов,иа 2014 год, по увеличению нефтеотдачи авторами [20] было пои^яено слтдующее распределения по миру (рис. 50

Как мо-шкк заметоввсрелив202ктов газовыхМУН пвеобладают технологин топе-тм-нной звквоки ^е^-^b^i и гит a(waT5ral3emaeinKgBe-WAG) в режиме смешивающегыся оагсоснения которые

составляют более 38% от применяеаых теныалысиЛ рыеличения нефтеотдачи тмировых проекевх.

Из статистики США [21] по про ект ам ув еличе ния нефтеотдачи (EOR) наиболкшем .вапространвние нккучиктгазовыс методам продолжая вытесливь нтфске з^^тс^д^^ на иротмжение бовее 10 лет (рисунок) . Рост дополн ительно добыт ой нефтигазовееми ме тод ам и возрос с 40,6 тыс. т/сут до 64,2 тыс. т/сут.

Предпосылками применения газовых методов является наличие источников недорогого газа. Как правило, это проекты где нет возмож-

Количество проектов, ед.

Рис. 2. динамика изменения количества проектов по разным ме-

тодам в США.

Fig. 2. Dynamics of changes in the number of projects by different methods in the USA.

ности монетизировать попутный нефтяной газ или имеются близко расположенные источники СО2. Например в США большое количество проектов по закачке СО2 объясняется наличием природных залежей данного газа вблизи нефтяных месторождений (рис. 3) [21].

Если обратить внимание на опыт СССР и РФ по использованию газовых методов, то можно увидеть, что большинство проектов связаны с закачкой попутного нефтяного газа 1-3 ступени сепарации на промысле по технологии WAGв режиме смешивающегося вытеснения. Стоит отметить, что в период с 1945 по настоящее время реализовано не более 25 проектов по водогазовому воздействию на различных месторождениях. За столь длительный период технологический эффект ( % КИН) составил в среднем от 3,3 до 12 %, на объекте БВ10 Само-тлорского месторождения данный эффект составил 19 % [22]. В целом опыт применения технологий водогазового воздействия показал свою эффективность не ниже мировых уровней, но для развития нужна соответствующая инфраструктура, которая сдерживает развитие данных технологий.

Количество проектов, ед. 140

130

120

110

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014

^ Углеводородные газы (смешение / без смешения) СО2 со смешением ^ СО2 без смешениея Азот

Щ Дымовые газы (смешение / без смешения) ^В Другие

Рис. 3.

Активные проекты по увеличению нефтеотдачи газовыми методами в США.

Fig. 3. Active gas enhanced oil recovery projects in the USA.

0

Эффективность газовых методов во многом определяется возможностью реализации смешивающегося вытеснения. Условия достижения данного режима зависят от состава нефти, закачиваемого газа, пластовых давлений и температуры. Давление, при котором достигается смешивающееся вытеснения (для заданных нефти, газа и температуры) называется минимальным давлением смесимости (minimummiscibility pressure MMP). Минимальное давление смесимости определяется в ходе лабораторных опытов, например, вытеснение на тонких трубках, рисунок 4 (slimetube). На текущий момент опубликовано достаточно много результатов подобных экспериментов и опираясь на них построены несколько эмпирических зависимостей.

Эмпирические зависимости расчета минимального давления смесимости:

№4, 2020

НАУКИ О ЗЕМЛЕ

21

К выт

ММР

Давление, атм

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

350 400 450 500 500 500

Рис. 4. Зависимость достижения смешивающегося вытеснения

при минимальном давлении смесимости.

Fig. 4. Dependence of achieving miscible displacement at minimum miscibility pressure.

Cronquist [23]:

ММР (СО) = 15 988 • J^744206 + 0.00110З8 .х(С5+) + 0.0015279 .*(ci) (1)

где: Т - температура, oF;

х(С 5+) - мольная доля компонентов, г/моль;

х(С1) - мольная доля компонента С1 в нефти, г/моль.

Yelling and Metcalfe [24]: ММР (СО2) = 1822.717 + 2.2518055 • Т + 0.0180067 + Т2 - 105949/^ (2)

Yuan [25]:

Минимальное давление смешения, МПа

Рис. 5.

138,2

131,0

Cronquist (1977) Yellig and Vetcalfe Cronquist (1977)

122,0

113,0

104,0

Glaso

Расчетные значения минимального давления смесимости для условий Западной Сибири.

Fig. 5. Calculated values of the minimum miscibility pressure for the conditions of Western Siberia.

P

ММР (СО2) = а1 + а2 • Мс7+ + а3 • Рс2-6 + (а4 + а5 • Мс7+ + + а6 Рс2-6/Мс7+ + (а7 + а8 • Мс7+ + а9 • Мс7+2 + аю • Рс2-6) • Т2 (3)

где: а1 = -1,4634 • 103, а2 = 6,612, а3 = - 44,979, а4 = 2,139, а5 = 0,11667, а6 = 8,1661, а7 = - 0,12258, а8 = 1,2283 • 103, а9 = -4,0152 • 10-6, а10 = -9,2577 • 10-4, Мс7+ молекулярная масса компонентов Мс7+, Рс2-6 г/моль, - мольная доля, %.

Glaso [26]:

ММР (СО2) = 810.0 - 3.404 • Мс7+ + (1.7 • 109 ) а3 • Рс2-6 +

+ (а4 + а5 • Мс7+3-730 • е ) • Т (4)

Рис. 6. Распределениенаиболее мощных источников Со2.

Fig.6.Distгibution ofthemostpoweгfulCO2 souгces.

По всем рассмотренным методам, минимальное давление смесимости в диашлоне гшастовой температурыниже гщасто-вого давлмшеа Оеетм оО^а^с^!^, мтсвеыннныв вависымостипозволяют спрогнозировать, что газовое воздействие будет осуществляться по ме-хсеиззд^ смеоенсс щоастоеой аезе 5)

скодоваеалено, иметь потенциал достюоешо аысо—ого КИН. Дпк даое нейшей проработки необходимо проведение собственных лаборатор-гпап :^^отер^1ва^по и е°онка щюцессоане ^тмпот^1еион^т^ гид^вви-нтммеекой модели.

Как правило, применение СО как агента закачки характеризуется минимальным давлением смесимости ниже, чем при использовании углеводор одных газов. Но природные источники СО2 достаточно редко вкоопомтея, поэтов дт те^1лтплерт^^^, Лодвжаочасоь щюеюне зое качки СО2 расположена в США. В последнее время, в связи с глобаль-ылем потепиеш1ем,в мире оазври аюосяыеднoнoгtш сопращен% эмиссып СЫо.еоновашеыс на улавливании промышленных выбросов и дальнейшего ^отдезс^^^ь^ сеннооозлааСс^Ьопсар-истааОееЗВоОюп-ССи) .

В связи с этим можно ожидать появление новых проектов закачки С02 с пласТт ыополсгоеощид ономышеонные вы бевеа- от асточни--шдано-оо г^ а. Оснтш ив с^п^^ат^^ь^^^ иcтоп—лкоы ве1^н осдс пСК 2 являются выбросы теплоэлектростанций. На рисунке 6 приведено рас-т^ао^^е^а наиболее мощпых ттыловдтктрпстеощий о ооасыи. Среди

них есть близко расположенные к нефтегазовым месторождениям. Соответственно может быть рассмотрена технология CCU.

Выводы

1. Обобщен современный мировой опыт по применению газовых методов увеличения нефтеотдачи со средним увеличением КИН от 8-24 % от начальных геологических запасов.

2. Одним перспективных методов газового воздействия являются газовые, где в качестве рабочего агента применяется СО2, в среднем данный метод позволяет увеличить КИН от 5-18 % от начальных геологических запасов. Также необходимо моделирование процессов использования смеси СО2 и попутного нефтяного газа, сжигаемого на месторождениях.

3. На основании проведенных аналитических исследований по моделированию процесса газового воздействия на разрабатываемый объект, можно сделать вывод о перспективности данного метода, т.к. при закачке СО2 необходимо значительно меньшее давление, чем при закачке попутного нефтяного газа. Использованные эмпирические зависимости необходимо уточнять в лабораторных условиях по определению минимального давления смешения.

4. Необходимо провести оценку экономических показателей по применению данного метода и доступных технологий по получению СО2 в промышленных объемах, в связи с отсутствием доступного СО2 для реализации данной технологии.

Библиографический список

1. Bickle M.J. Geological carbon storage // Nature Geosci. 2009. V. 2. P. 815-818.

2. Хромых Л.Н., Литвин A.T., Никитин A.B. Применение углекислого газа в процессах повышения нефтеотдачи пластов // Вестник Евразийской науки, 2018 №5, https://esj.today/PDF/06NZVN518. pdf (доступ свободный).

3. Oldenburg C.M., Pruess R., Benson S.M. Process modeling of CO2 injection into natural gas reservoirs for carbon sequestration and enhanced gas recovery // Energy an Fuel. 2001. V/ 15. P. 293-298.

4. Benson S.M., Cole D.R. CO2 sequestration in deep sedimentary formations // Elements. 2008. V. 4. H. 325-331.

5. Антониади Д.Г. Увеличение нефтеотдачи пластов газовыми и парогазовыми методами // Недра. - 1998.

6. Кокорев В.И. Газовые методы - новая технология увеличения нефтеотдачи пластов // Нефтепромысловое дело. - Москва, 2009. - № 11. - С. 24-26.

7. Газоциклическая закачка диоксида углерода в добывающие скважины для интенсификации добычи высоковязкой нефти / Волков В.А., Прохоров П.Э., Турапин А.Н., Афанасьев С.В. // Нефть. Газ. Новации. 2017. № 4. С. 62-66.

8. Балинт В., Бан А., Долешан Ш. Применение углекислого газа в добыче нефти. М.: Недра, 1977. 240 с.

9. Hinderaker, L., &Njaa, S. (2010, January 1). Utilization of Associated Petroleum Gas (APG). The Norwegian Experience (Russian). SocietyofPetroleumEngineers. doi:10.2118/136316-RU.

10. Babson, E. C. (1989, January 1). A Review of Gas Injection Projects in California. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/18769-MS.

11. Manrique, E. J., Muci, V. E., &Gurfinkel, M. E. (2006, January 1). EOR Field Experiences in Carbonate Reservoirs in the United States. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/100063-MS.

12. Brodie, J. A., Jhaveri, B. S., Moulds, T. P., &MellemstrandHetland, S. (2012, January 1). Review Of Gas Injection Projects In BP. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/154008-MS.

13. Gary S. Birarda, Chris W. Dilger, Ian Mcintosh Re-Evaluation of the Miscible WAG Flood in the Caroline Field, Alberta // SPE Reservoir Engineering. 1990. V. 5. P. 453-458. https://doi.org/10.2118/18066-PA.

14. Feng Baojun, Du Xingjia, Yu Cai Pilot Test of Water Alternating Gas Injection in Heterogeneous Thick Reservoir of Positive Rhythm Sedimentation of Daqing Oil Field // SPE Advanced Technology Series. 1997. Vol. 5. No. 1. P. 41-48. https://doi.org/10.2118/30842-PA.

15. Qi, Z., Liu, T., Xi, C., Zhang, Y., Shen, D., Mu, H., ... Babadagli, T. (2020, October 26). A Field Pilot Test on CO2 Assisted Steam-Flooding in a Steam-flooded Heavy Oil Reservoir in China (Russian). Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/201832-RU.

16. Rune Instefjord, Annick ChazyTodnem 10 Years of WAG Injection in Lower Brent at the Gullfaks Field // European Petroleum Conference, 29-31 October, Aberdeen, United Kingdom. 2002, https://doi. org/10.2118/78344-MS.

17. H. Agustsson, G.H. Grinestaff A Study of IOR by CO2 Injection in the Gullfaks Field, Offshore Norway // SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery, 17-21 April, Tulsa, Oklahoma. 2004. https:// doi.org/10.2118/89338-MS.

18. А.И. Вашуркин, С.В. Гусев, Г.В. Ложкин, А.С. Трофимов, Г.К. Цымлянский // Испытание технологий газового и водогазового воздействия на самотлорском месторождении. - М.: ВНИИО-ЭНГ, 1989.

19. Kalinin, S. A., Morozuyk, O. A., &Kosterin, K. S. (2020, October 26). Experimental Study of Heavy Oil Displacement by Carbon Dioxide on Carbonated Cores (Russian). SocietyofPetroleumEngineers. doi:10.2118/201821-RU.

20. Siena, M., Guadagnini, A., Delia Rossa, E., Lamberti, A., Massera-no, F., &Rotondi, M. (2016, July 1). A Novel Enhanced-Oil-Re-covery Screening Approach Based on Bayesian Clustering and Principal-Component Analysis. SocietyofPetroleumEngineers. doi:10.2118/174315-PA.

21. VelloKuuskraa, Matt Wallace CO2-EOR set for growth as new CO2 supplies emerge // V. 112. Issue 4, Apr 7th, 2014.

22. Зацепин B.B., Максутов РА. Современное состояние промышленного применения технологий водогазового воздействия // Нефтепромысловое дело. - 2009. - №7. - С. 13-21.

23. Cronquist, C. Carbon Dioxide Dynamic Miscibility with Light Reservoir Oils, Proc. Fourth Annual US DOE Symposium, 1977, Tulsa, Oklahoma.

24. Yellig, W. F., & Metcalfe, R. S. (1980, January 1). Determination and Prediction of CO2 Minimum Miscibility Pressures (includes associated paper 8876). Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/7477-PA.

25. Yuan, H., Johns, R. T., Egwuenu, A. M., &Dindoruk, B. (2005, October 1). Improved MMP Correlation for CO2 Floods Using Analytical Theory. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/89359-PA;

26. Glaso, O. (1985, December 1). Generalized Minimum Miscibility Pressure Correlation (includes associated papers 15845 and 16287). Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/12893-PA.

References

1. Bickle M.J. Geological carbon storage // Nature Geosci. 2009. V. 2. P. 815-818.

2. Khromykh L.N., Litvin A.T., Nikitin A.V. Primenenie uglekislogo gaza v protsessakh povysheniya nefteotdachi plastov // VestnikEvra-ziiskoinauki. - 2018. - №5, https://esj.today/PDF/06NZVN518.pdf (dostupsvobodnyi).

3. Oldenburg C.M., Pruess R., Benson S.M. Process modeling of CO2 injection into natural gas reservoirs for carbon sequestration and enhanced gas recovery // Energy an Fuel. 2001. V/ 15. P. 293-298.

4. Benson S.M., Cole D.R. CO2 sequestration in deep sedimentary formations // Elements. - 2008. - V. 4. - H. 325-331.

5. Antoniadi D.G. Uvelichenie nefteotdachi plastov gazovymii parogazovymi metodami // Nedra. - 1998.

6. Kokorev V.I. Gazovye metody - novayatek hnologiya uvelicheniya nefteotdachi plastov // Neftepromyslovoe delo. - Moskva, 2009. -№ 11. - S. 24-26.

7. Gazotsiklicheskaya zakachka dioksida ugleroda v dobyvay ush-chieskvazhinydlya intensifikatsii dobychivysokovyazkoi nefti / Volkov V.A., Prokhorov P.E., Turapin A.N., Afanas'ev S.V. // Neft'. Gaz. Novatsii. - 2017. - № 4. - S. 62-66.

8. Balint V., Ban A., Doleshan Sh. Primenenieuglekislogogaza v doby-chenefti - M.: Nedra, 1977 - 240 s.

9. Hinderaker, L., &Njaa, S. (2010, January 1). Utilization of Associated Petroleum Gas (APG) - The Norwegian Experience (Russian).

Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/136316-RU.