CC BY
51
УДК 52.47.27
ПРОБЛЕМАТИКА ПРИМЕНЕНИЯ ГАЗОВЫХ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
НА ВАНКОРСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
Григорьев Роман Сергеевич1,
Шарф Ирина Валерьевна1,
Шарф Кристина Андреевна2,
1 Национальноый исследовательский Томский политехнический университет, Россия, 634050, г. Томск, пр. Ленина, 30.
2 Schlumberger Logelco Inc,
Россия, 625048, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 14.
Актуальность исследования обусловлена, с одной стороны, снижением эффективности разработки месторождений углеводородного сырья традиционными методами, а с другой стороны, климатической повесткой, императивом которой является сокращение углеродного следа в процессе добычи. Мировой опыт показывает растущую востребованность газовых методов повышения нефтеотдачи, которые наиболее соответствуют достижению баланса между нефтеизвлечением и углеродным следом.
Целью исследования является обоснование возможности применения газовых методов увеличения нефтеотдачи пласта для основных разрабатываемых залежей углеводородного сырья пластов Як-III-VII, Нх-I, Нх-III-IV.
Объект: Ванкорское нефтегазоконденсатное месторождение, расположенное в Красноярском крае и входящее в состав Ван-корского кластера.
Метод: расчет минимального давления смесимости по методикам, применяемым в российской и зарубежной практике. Результаты. С учетом особенностей процесса вытеснения нефти газовым агентом и основных факторов, влияющих на данный процесс и выбор газового агента (термобарические условия, геолого-физические характеристики пластов, физико-химический состав пластовых флюидов), были проведены расчеты минимального давления смесимости (Minimum Miscibility Pressure, MMP), при котором газ может полностью раствориться в пластовой нефти в результате многоконтактного процесса смешивания при пластовой температуре. Были обоснованы виды смешиваемости газа с пластовым флюидом для выбранных продуктивных пластов Ванкорского нефтегазоконденсатного месторождения, а также обоснована наибольшая эффективность углекислого газа в качестве газового агента для повышения нефтеотдачи по сравнению с азотом и углеводородным газом с концевых ступеней сепарации. Однако в силу современных инфраструктурных, производственных, макроэкономических условий деятельности добывающего предприятия данный проект не рентабелен.
Ключевые слова:
Месторождение, продуктивный пласт, газовый метод, углекислый газ, минимальное давление смесимости, повышение нефтеотдачи пласта.
Введение
В связи с ростом выработанности запасов нефти категорий А+В1+С1 в России (в среднем 57,1 %) и разбуренных запасов газа (34,4 %), увеличением доли трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ) углеводородного сырья (в среднем 65 %), снижением доли приращиваемых запасов, в основном за счет открытия мелких и очень мелких месторождений (60-85 %) и доразведки флангов и глубокозалегающих горизонтов открытых месторождений, разработка которых является практически нерентабельной в существующих макроэкономических условиях [1], с каждым годом актуализируется вопрос о применении инновационных технологий, позволяющих повысить нефтеотдачу пластов и вовлечь в разработку остаточные запасы углеводородного сырья.
Согласно данным Международного энергетического агентства (МЭА) [2] на 2017 г. по всему миру насчитывалось 374 действующих проекта с применением различных методов увеличения нефтеотдачи
(МУН) (рис. 1). Наиболее востребованными являются газовые методы, лидером в применении которых являются США, где реализуется >75 % всех добычных проектов в мире с применением данных методов, основанных на закачке в пласт углекислого газа (двуокиси углерода), азота, углеводородных или дымовых газов с целью вытеснения нефти. Преобладающими являются технологии с применением углекислого газа (СО2), что обусловлено не только технико-экономической эффективностью для разных производственно-геологических условий, что подтверждается получаемыми объемами дополнительной добычи нефти, которые сопоставимы с объемами добытой нефти с использованием тепловых МУН, но и необходимостью соблюдения баланса между нефтеизвле-чением и углеродным следом.
Современная мировая климатическая повестка ориентирует на кратное сокращение выбросов парниковых газов для сдерживания роста глобальной температуры в пределах 1,5 °С, что является серьезным
90
DOI 10.18799/24131830/2022/3/3502
фактором активизации деятельности нефтегазовых компаний по совершенствованию технологических процессов добычи в направлении минимизации углеродного следа и стабилизации и роста объемов добы-
Широкое распространение газовые МУН получили в Канаде и Китае [2-4]. Основные проекты по использованию диоксида углерода в Китае были реализованы на месторождениях Дацин, Цзилинь, Шэнли, Цзянсу и Чжунъюань. В результате чего испытания позволили повысить нефтеотдачу на 3-12 % (в среднем 7 %). Успешные проекты по применению углеводородных газов были осуществлены на месторождениях Swan Hills, Rainbow KR Pool, Pembina (Канада). Суммарная дополнительная добыча нефти составила в среднем 13,7 тыс. барр/сут. На месторождениях Weybum and Midale в Канаде среднесуточный дебит увеличился в три раза - до 30 тыс. барр/сут [5]. Ряд успешных проектов также отмечены в Бразилии, Казахстане, Саудовской Аравии и Венесуэле [2, 6-8]. Стоит отметить успешный пилотный проект по закачке CO2 на месторождении Lula (Бразилия). При закачке 177,3 млн м газа было добыто 3,1 млн м нефти и 845,8 млн м3 природного газа. В Венесуэле в ходе применения в качестве вытесняющего агента углеводородных газов на месторождениях Carito Central, Carito Oeste и Furrial было дополнительно добыто 25, 15 и 24,7 тыс. барр/сут, соответственно.
Успешный опыт закачки СО2 был в советской практике на Радаевском, Козловском, Сергеевском месторождениях Волго-Уральской НГП. Дополнительная добыча составила 218, 12,6 и 17,7 тыс. т, соответственно [9, 10]. Причиной завершения проектов стала коррозия углекислотопровода. Потенциал использования СО2, по оценкам специалистов, составляет 123 млн т дополнительной добычи.
чи. Как следствие, растет востребованность в газовых МУН, прежде всего основанных на использовании СО2 с учетом геолого-промысловых характеристик месторождений.
Успешный мировой и советский опыт применения газовых методов ориентирует российские нефтегазовые компании на активизацию данной практики, так как ресурсная база углеводородов по количественным и качественным характеристикам достаточно многообразна и можно выделить месторождения со схожими геолого-промысловыми условиями. В свете вышесказанного важно отметить Указ Президента РФ № 666 от 04.11.2020 г., согласно которому промышленным компаниям поставлена задача к 2030 г. сократить на 70 % выбросы парниковых газов относительно уровня 1990 г. [11] Таким образом, целью исследовании является обоснование возможности применения газовых МУН для продуктивных пластов Як-III-VII, Нх-1, Нх-Ш-^ Ванкорского нефтегазоконден-сатного месторождения (НГКМ).
Краткая характеристика объекта исследования
В качестве объекта исследования выбрано Ван-корское нефтегазоконденсатное месторождение, расположенное на севере Красноярского края, входящее в Ванкорский кластер. Основными объектами разработки Ванкорского ГНКМ являются продуктивные пласты Як Ш^П, Нх4 и Нх-Ш-^ с залежами углеводородного сырья, добывающий фонд скважин которых характеризуется обводненностью 50-90 %. Средняя обводненность по месторождению на июнь 2019 г. составила 82,5 %, что осложняет разработку месторождения [12].
Залежь пласта Нх-Ш-^ нефтегазовая, пластовая, сводовая и расположена на глубине >2000 м, ее тол-
н Тепловые (thermal) в Химические (chemical) и Газовые (gas) ¡Другие методы (other methods) Рис. 1. Количество проектов с применением МУН (1971-2017) [2] Fig. 1. Number of projects using EOR (Enhanced Oil Recovery) (1971-2017) [2]
щина достигает 72,83 м. Эффективная нефтенасы-щенная толщина изменяется от 1,25 до 37,25 м со средним значением по залежи 17,4 м. Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 1,2 до 41,6 м со средним значением по залежи 13,9 м. Залежь содержит 30 % начальных запасов нефти. Данный пласт является наиболее продуктивным.
Залежь пласта Нх-I нефтяная, пластовая, литоло-гически экранированная со средней толщиной до 54,9 м и с эффективной нефтенасыщенной толщиной, варьирующей в диапазоне 0,7-18,5 м, составляя в среднем 7,3 м, расположена выше предыдущей примерно на 100-150 м. Запасы нефти составляют 7 % от начальных [13].
Залежь пласта Як III-VII газонефтяная, массивная, сводовая со средней мощностью 94 м (табл. 1) [14], расположенная на глубине до 1800 м и по всей площади подстилается водой. Запасы залежи составляют 60 % запасов месторождения. Эффективная нефтена-сыщенная толщина залежи в разрезах скважин изменяется от 1,2 до 45 м, составляя в среднем 17,3 м. Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 0,4 до 22,2 м, а в среднем по залежи - 9 м [13].
Таблица 1. Показатели разработки продуктивных пластов Ванкорского нефтегазоконденсатного месторождения Table 1. Indicators of production formation development of Vankor oil-gas condensate field
Однако динамика основных показателей разработки является негативной, несмотря на превышение фактических показателей над проектными: с 2013 по 2019 гг. среднесуточная добыча нефти сократилась более чем на 5,5 %, добыча пластовой жидкости увеличилась почти в 3 раза, обводненность - примерно в 4 раза, что обусловливает снижение энергетического потенциала месторождений, как следствие, необходимы новые технологии с учетом задач политики углеродной нейтральности.
Материалы и методы
Процесс вытеснения нефти газом может проходить в следующих видах.
1. Смешивающееся вытеснение (коэффициент вытеснения Квыт>90 %), характеризуемое взаимным растворением нефти и газа в силу снижения по-
верхностного натяжения на границе жидкости и газовой фазы. Следствием этого является подавление капиллярных сил, что особенно актуально для низкопроницаемых коллекторов [15]. Смешивание может быть первоконтактное, когда газ и нефть являются смешивающимися жидкостями, и многоконтактное, когда смешиваемость достигается в результате массообмена между флюидами, императивом чего являются наличие достаточного времени для этого процесса и фильтрация газа в нефтенасыщенной пористой среде.
2. Ограниченно-смешивающееся вытеснение нефти, которое наблюдается в случае недостаточности времени взаимодействия или необходимых масс между нефтью и газовым агентом.
3. Несмешивающееся вытеснение, которое практически не приводит к изменению состава закачиваемого газа и нефти по причине сохранения межфазных границ, что делает его наименее эффективным для нефтеизвлечения. Эффективность процесса вытеснения газом зависит от ряда факторов, таких как термобарические (РТ-условия) и геолого-физические характеристики пластов, а также физико-химический состав пластовых флюидов, что обусловливает выбор газового агента.
Повышение температуры пласта влечет активизацию газовых молекул, что приводит к их выталкиванию из нефти и, следовательно, к снижению растворимости и эффективности процесса закачки и вытеснения нефти. Давление работает в противоположном направлении, так как молекулы газа под давлением сжимаются и лучше растворяются в нефти.
РТ-условия определяют рентабельность газовых методов. Если давление нагнетания слишком низкое, то в процессе вытеснения поток будет несмешиваю-щимся и, следовательно, эффект вытеснения нефти газом ожидается ниже желаемого уровня. Если же давление нагнетания велико, то, несмотря на процесс смешивающего вытеснения и высокие показатели добычи нефти, затраты на достижение этого давления могут быть выше, чем дополнительная прибыль от прироста добычи нефти. Физико-химические свойства пластовых флюидов определяют диапазон необходимых РТ-условий, в частности умеренные для извлечения легкой нефти и превышающие критические при извлечении высоковязких нефтей. Однако нет прямой зависимости в силу различной реакции на растворимость газа компонентов высоковязкой нефти [16].
Таким образом, одна из задач в части поиска ответа на вопрос об эффективности применения газовых методов в качестве МУН заключается в определении минимального давления смесимости (Minimum Miscibility Pressure, MMP), при котором газ может полностью раствориться в пластовой нефти в результате многоконтактного процесса смешивания при пластовой температуре [12].
Наиболее точными методами определения MMP являются экспериментальные, к которым относятся [17-19]:
Характеристика пласта Formation characteristics Пласт/Formation
Як-III-VII Нх-I Нх-III-IV
Геологические запасы нефти, млн т Original oil in place, mln t 529 110,2 296,8
Извлекаемые запасы нефти, млн т Recoverable oil reserves, mln t 237,34 40,99 121,11
Геологические запасы свободного 3 газа, млрд м Non-associated gas in place, trln m3 13,54 - 39,67
Средний дебит по жидкости на скважину, т/сут Average liquid rate per a well, t/day 587,3 272,29 687,29
Средний дебит нефти на скважину, т/сут Average oil rate per a well, t/day 86,6 54,9 42,48
Проектный КИН/Project EOR 0,402 0,32 0,35
• слим-методика (Slim tube test и micro slim-tube test);
• метод всплывающего пузырька (Rising Bubble Apparatus);
• метод, основанный на измерении поверхностного натяжения (Vanishing Interfacial Tension);
• метод, основный на измерении отраженного акустического сигнала (Sonic response method);
• метод быстрого увеличения давления (Rapid pressure increase method);
• PVT метод (Pressure-volume-temperature (PVT) method);
• метод, основанный на применении МРТ и рентгеновской компьютерной томографии (Image diagnosis method);
• метод исследования микрофлюидных систем (Microfluidics system).
В настоящее время общепринятой и наиболее надежной считается слим-методика, сущность которой заключается в формировании насыпных моделей пласта значительной длины и малого диаметра. Также достаточно широкое распространение получили метод всплывающих пузырьков (RBA) и метод, основанный на измерении поверхностного натяжения (VIT). Тем не менее в случае отсутствия возможности определения давления смесимости экспериментальным путем существуют методики расчёта MMP с помощью различных корреляций. В частности, при использовании углекислого газа (СО2) применяют расчеты MMP по корреляциям С. Cronquist, J.I. Lee, O. Glaso, H. Yuan, E.M. Shokir и др. [12]. Все они позволяют с определённой погрешностью определить минимальное давление смесимости для определенных условий.
Для продуктивных пластов Як III-VII, Нх-I и Нх-III-IV произведен расчёт MPP с учетом закачки различных газов, что позволяет оценить возможность использования каждого для МУН в качестве газового вытеснителя нефти. Для СО2 использованы корреляции Cronquist C. и Gaslo О. [12], получившие широкое распространение при расчете MMP. Для углеводородных газов используется корреляция Ghorbani [20]. MMP для азота рассчитана по формуле Hudgins et al. [21].
Результаты
Компонентный состав, физико-химические свойства пластовой нефти, пластовые температура и давление Ванкорского НГКМ представлены в табл. 2.
Расчет MMP для углекислого газа
Для расчёта ММР для СО2 и пластовой нефти воспользуемся корреляциями Cronquist (1), (2) и Gaslo
(3), (4) [12]:
MMP^ = 0,11027 • (l, 8Т + 32)Y, (1) Y = 0,744206 + 0,0011038МЖС5+ + 0,0015279^, (2)
где MMP - минимальное давление смесимости, МПа; T - пластовая температура, °С; MWC5+ - молекуляр-
ная масса С5+высшие; Vvol - мольная доля летучих компонентов (Ci и N2).
Таблица 2. Компонентный состав (мольное содержание, %) и физико-химические свойства пластовой нефти Ванкорского НГКМ Table 2. Fractional analysis (mole fraction, %) and physical-chemical characteristics of formation oil in Vankor oil field
Компонент/Component Мольное содержание компонентов в нефти, % Mole fraction of oil components, %
Пласт/Formation
Як-III-VII | Нх-I | Нх-III-IV
Сероводород Hydrogen sulfide Отсутствует/Not available
Углекислый газ Carbon dioxide gas 0,32 0,24 0,03
Азот/Nitrogen 0,08 0,37 0,08
Метан/Methane 35,87 50,4 46,7
Этан/Ethane 1,1 0,93 2,36
Пропан/Propane 0,11 1,53 3,18
Изобуган/I-butane 0,09 0,63 1,59
н-Буган/n-butane 0,03 1,16 2,45
Изопенган/I-pentane 0,05 0,8 1,55
н-Пенган/n-pentane 0,02 0,91 1,44
Гексан/Hexane 0,83 1,37 1,91
С7+ 61,5 41,63 38,7
Молекулярная масса: Molecular mass
Нефть/Oil 192,17 108 101,2
С5+ 297,76 218,55 204,62
С7+ 300,88 228,92 138,77
Плотность, кг/м3 Density, kg/m3 850 693 688,2
Пластовое давление, МПа Formation pressure, МРа 15,9 25,4 27,1
Пластовая температура, °С Formation temperature, °С 34 59 65
Для С2-Сб>18 %
MMPco = 810 - 3,404MWC7+ +
ï „ ï rv-Q . mr3 73 786,8MW~1,us!
+1,7 •109MWCY+3 • е C7+
• T.
(3)
Так как во всех случаях суммарное содержание компонентов С2-С6<18 %, для расчёта ММР по корреляции Оаз1о использована формула (4)
ММРсо = 2947,9 - 3,404МГС7+ +
• T -121,2^ „„ (4)
+17 -10-9MW3,73 • е7™- ^ 1212,
Т1,' 10 MWC 7 + е T 121,2,с 2_ с 6
где MMP - минимальное давление смесимости, psi; MWc7+ - молекулярная масса С7+высшие; Pc2-c6 - мольная доля компонентов С2-С6.
Расчет произведен в среде MC Excel. Результаты представлены в табл. 3.
Таблица 3. Значения MMP по корреляциям Cronquist, Gaslo Table 3. MMP values in terms of Cronquist, Gaslo correlations
Корреляция/Correlation MMP, Mm (MPa)
Пласт/Formation
Як-III-VII Нх-I Нх-III-IV
Cronquist 18,35 20,79 20,23
Gaslo 17,82 20,27 22,22
Расчет ММР для попутного нефтяного газа
Расчет минимального значения смесимости в случае применения углеводородных газов можно произвести с помощью формул, предложенных в работе [17]:
ММР = 44,162 - 4,32« + 0,691«2 - 0Д41Д (5)
■^1,68 у0,1
« = _—Ас 2-с 6; Ас1-. (6)
(1,8Т + 32)0,5 • MWC.
п _ у(1,085+ 0,0056MWc2+) ß ~ YC 2+ ,
Таблица 5. Компонентный состав (мольное содержание, %) углеводородного газа с концевых ступеней сепарации Table 5. Components (mole fraction, %) of carbon dioxide gas from final separation stage
(7)
где MMP - минимальное давление смесимости, МПа; Xci-c6 - мольная доля промежуточных компонентов С2-С6, СО2 и H2S в нефти, %; XC1 - мольная доля метана в нефти, %; Yci+ - мольная доля компонентов С1+ в нагнетаемом газе; MWC1+ - молекулярная масса С2+ в нагнетаемом газе.
Как видно из формулы (5), величина MMP в данном случае зависит не только от состава нефти, но и от нагнетаемого газа.
Согласно уравнениям (5)-(7) минимальное давление смесимости снижается с увеличением молекулярной массы и мольной доли компонентов С1+ в нагнетаемом углеводородном газе.
При нагнетании в пласты Нх-I и Нх-III-IV попутно добываемого газа, компонентный состав которого представлен в табл. 4, полученное по формуле (5) значение ММР находится в диапазоне 42-44 МПа.
Таблица 4. Компонентный состав (мольное содержание, %) попутного нефтяного газа Ванкор-ского НГКМ
Table 4. Components (mole fraction, %) of associate petroleum gas of Vankor field
Мольное содержание компонентов
углеводородного газа с концевых
Компонент ступеней сепарации, % Mole fraction of carbon dioxide gas
Component components from final separation stage, %
Пробкоуловители Slug catcher Дегазаторы Degasser
Гелий/Helium G,GG11 G,GG1
Водород/Hydrogen G,GG29 G,GG13
Кислород/Oxygen G,GG55 G,GG53
Углекислый газ G,95 1
Carbon dioxide
Азот/Nitrogen G,2G3 G,199
Метан/Methane 84,99 8б,2
Этан/Ethane 4,5б 4,31
Пропан/Propane 4,39 3,92
Изобуган/I-butane 1,5 1,34
н-Буган/n-butane 1,83 1,б1
Неопенган/Neopentane G,G254 G,G257
Изопенган/I-pentane G,56 G,5
н-Пенган/n-pentane G,427 G,377
Таблица 6. Сравнение минимального давления смесимости для углеводородного газа с концевых ступеней сепарации и пластового давления Table 6. Comparison of minimum miscible pressure of carbon dioxide from the final separation stage and formation pressure
Пласт/Formation MMP, MПа (MPa) Рпл, MПа/Pf, MPа
Як-III-VII 39,29 15,9
Hх-I 39,G3 25,4
Hх-III-IV 38,7б 27,1
Компонент Component Мольное содержание компонентов в попутном нефтяном газе, % Mole fraction of components in associate petroleum gas, %
Пласт/Formation
Як-III-VII Ш-Ш-ГУ
GH4 97,78 9G,31
G,766 2,G15
GзH8 G,G12 1,58б
G4H8 - G,G11
lG4HlG G,G22 G,618
nG4HlG G,GG25 G,791
1С5^2 G,G1G7 G,381
nG5Hl2 G,GGG9 G,28
БСб^ G,G24 G,271
He G,54 G,GG8
СО2 G,841 -
N2 - 3,4б
H2 - G,G1G
Расчет ММР для азота
Для расчета ММР, в случае применения азота в качестве нагнетаемого агента, использовались формулы (8)-(10), представленные в работе D.A. Hudgins и др. [21]:
ММР = 38,39е~Л + 25,10е~Л,
4 =
Л =
792,06 • Х„
((1,8Т - 460)0,25 • MWC.
2,158 • 106 • Х5
((1,8Т - 460)0,25 • MWC.
(8) (9)
(1G)
Расчет ММР для углеводородного газа с концевых ступеней сепарации
Величину ММР при применении углеводородных газов можно снизить, если использовать в качестве вытесняемого агента газ с более высокой долей компонентов С2+, то есть газ с концевых ступеней сепарации, компонентный состав которого представлен в табл. 5. С использованием формул (5)-(7) рассчитано ММР для рассматриваемого углеводородного газа (табл. 6).
где MMP - минимальное давление смешиваемости, МПа; Xc2-c5 - мольная доля промежуточных компонентов С2-С5, %; XC1 - мольная доля метана в нефти, %. Результаты расчета представлены в табл. 7.
Таблица 7. Минимальное давление смесимости для азота и пластовое давление Table 7. Minimum miscible pressure of nitrogen and formation pressure
Пласт/Formation MMP, Mпа/MPa Рпл, M^Pf, MPa
Як-III-VII 38,34 15,9
Hх-I 38,1G 25,4
Hх-III-IV 3б,79 27,1
2
2
Обсуждение
Согласно расчетам (табл. 2), полученное значение ММР выше, чем пластовое давление в продуктивных пластах Як Ш-УП, что объясняется значительной долей компонентов С7+высшие, обладающих высокой молекулярной массой, и низким содержанием компонентов С2-С6. Таким образом, во-первых, в пластовых условиях вытеснение нефти СО2 будет происходить в виде ограниченно-смешивающегося или несмешива-ющегося режима, что значительно снижает эффективность применения данного вида МУН; во-вторых, вытеснение нефти метаном и азотом также является несмешивающимся, так как ММР СО2 меньше, чем ММР этих газов, что подтверждается дальнейшими расчетами.
Для пластов Нх-1 и Нх-Ш-1У, наоборот, значение ММР для С02 ниже, чем пластовое давление, что позволяет говорить о процессе смешивающегося вытеснения.
Рассчитанное ММР для углеводородного газа с концевых ступеней сепарации меньше, чем при использовании ПНГ, и превышает пластовое давление, но оно недостаточно для смешивающегося вытеснения. Достижение ММР в пластовых условиях возможно в том случае, если содержание мольных компонентов С2+ в газе будет превышать 30-33 % (полученное давление ММР согласно корреляции <25 МПа).
В целом полученные результаты, основанные на применении вышерассмотренных корреляций, согласуются с экспериментами вытеснения нефти газом первой ступени сепарации и обогащённым газом на керне нижнехетской свиты, проведенными в ООО «ВНИИГАЗ», где по результатам экспериментов было заключено, что наиболее важными факторами, влияющими на достижение смешиваемости газовой и нефтяной фаз в условиях Ванкорского НГКМ, являются составы фаз и давление нагнетания. Оптимальным с физической точки зрения будет являться вариант смешивающегося вытеснения без образования двухфазной переходной зоны, осуществляющийся либо при давлениях выше 33,1 МПа - при использовании исходного газа сепарации, либо при давлениях свыше 25,5 МПа - если газ сепарации будет обогащен промежуточными компонентами С 2-6 до величины ~33 %, что также согласуется с результатами расчета.
Кроме того, специалисты «ВНИИГАЗ» делают выводы, что: а) обогащение газа промежуточными компонентами (65 % метана) улучшает его смешиваемость с нефтью и приводит к росту эффективности вытеснения: Квыт=0,67-0,84; б) увеличение начальной нефтенасыщенности будет способствовать увеличению коэффициентов вытеснения нефти обогащенным газом.
Опыты по вытеснению нефти азотом в лабораторных условиях, выполнявшиеся в ООО «РН-УфаНИПИнефть», проводились на составных моделях пласта, одна из которых комплектовалась из керна яковлевской (проницаемость составляет (КПР) 0,238 мкм2), а другая - из керна нижнехетскойи свиты (КПР=0,121 мкм ). Коэффициент вытеснения в этом
случае не превысил 0,384, при том что среднее значение коэффициента вытеснения нефти водой на образцах нижнехетской свиты Ванкорского НГКМ составил 0,596, что говорит о нецелесообразности применения азота в качестве вытесняющего агента.
Стоит также отметить, что опыты проводились с рекомбинированной нефтью, имевшей более низкое давление насыщения, чем в пластовых условиях (Рнас=19,3 МПа). Однако, как отмечают специалисты «ВНИИГАЗ», можно полагать, что качественно картина останется прежней - высокая эффективность процесса будет достигаться лишь в условиях смешиваемости. Эффект же при вытеснении равновесным газом (в режиме газовой репрессии) останется таким же низким.
Таким образом, из всех рассмотренных газовых агентов наиболее предпочтительным с целью повышения нефтеотдачи пластов Ванкорского НГКМ представляется СО2. Однако его применение ограничено производственными инфраструктурными условиями разработки месторождения. Использование газа в качестве вытесняющего агента ставит необходимость установки компрессорных станций, способных обеспечить постоянный расход и необходимое давление С02. Кроме того, требуются дополнительные технологические сооружения, позволяющие отделить СО2 от добываемой нефти с целью его повторного использования. Отсутствие природных источников СО2 и рентабельных технологий по его улавливанию, а также география и размещение производств на территории Красноярского края делает эту задачу неразрешимой в настоящее время. Кроме того, необходимы дополнительные исследования по вытеснению нефти СО2 на керне с целью определения коэффициента вытеснения.
Указанные моменты требуют значительных дополнительных инвестиционных затрат, что в условиях макроэкономической нестабильности, высокой вола-тильности цен на углеводородное сырье, существующих тенденций в энергообеспечении, в первую очередь со стороны основных потребителей, является фактором, кратно снижающим рентабельность данных проектов, а следовательно, обусловливающим отсутствие инвестиционной привлекательности как для отечественных, так и для иностранных инвесторов [22].
Заключение
1. Политика декарбонизации нефтегазовых производств, направленная на сокращение углеродного следа и текущее состояние разработки месторождений обусловливает поиск новых подходов к технологическим решениям в сегменте добычи углеводородного сырья, в связи с чем растет востребованность газовых методов повышения нефтеотдачи в мировой и российской практике.
2. Проведенные расчеты ММР, согласно методикам, представленным в научной литературе, показали, что более действенным является использование СО2 по сравнению с азотом, углеводородным газом с концевых ступеней сепарации и попутным нефтяным газом в качестве газового вытеснителя
нефти для продуктивных пластов Як-III-VII, НХ-I, НХ-III-IV Ванкорского нефтегазоконденсатного месторождения. Однако производственные, инфраструктурные, макроэкономические условия являются серьезными факторами, влияющими на рентабельность данных проектов в среднесрочной и долгосрочной перспективе.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. О состоянии и использовании минерально-сырьевых ресурсов Российской Федерации в 2020 году: Государственный доклад / гл. ред. Е.И. Петров, Д.Д. Тетенькин. - М.: ФГБУ «ВИМС», 2021. - 572 с.
2. McGlade C., Sondak G., Han M. Whatever happened to enhanced oil recovery? // International Energy Agency. 2018. URL: https://www.iea.org/commentaries/whatever-happened-to-enhanced-oil-recovery (дата обращения 02.12.2021).
3. Hill L.B., Li X.C., Wei N. CO2-EOR in China: a comparative review // International Journal of Greenhouse Gas Control. -2020. - V. 103. - 103173.
4. Liu Z. et al. Status and progress of worldwide EOR field applications // Journal of Petroleum Science and Engineering. -
2020. - V. 193. - 107449.
5. Past projects // Petroleum Technology Research Centre (PTRC).
2021. URL: https://ptrc.ca/projects/past-projects (дата обращения 27.10.2021).
6. CO2 Storage Potential of Offshore Oil and Gas Fields in Brazil / M. Ciotta, D. Peyerl, L.G.L. Zacharias, A.L. Fontenelle, C. Tassini, E.M. Moretto // International Journal of Greenhouse Gas Control. - 2021. - V. 112. - 103492.
7. Godoi J.M.A., Dos Santos Matai P.H.L. Enhanced oil recovery with carbon dioxide geosequestration: first steps at Pre-salt in Brazil // Journal of Petroleum Exploration and Production. -2021. - V. 11. - Р. 1429-1441.
8. A review of enhanced oil recovery (EOR) methods applied in Kazakhstan / B.A. Bealessio, N.A. Blanquez Alonso, N.J. Mendes,
A.V. Sande, B. Hascakir // Petroleum. - 2021. - V. 7 (1). - Р. 1-9.
9. Хромых Л.Н., Литвин А.Т., Никитин А.В. Применение углекислого газа в процессах повышения нефтеотдачи пластов // Вестник Евразийской науки. - 2018. - № 5. URL: https://esj.today/PDF/06NZVN518.pdf (дата обращения 22.11.2021).
10. «Зеленые» технологии в нефтегазодобыче / С.В. Афанасьев,
B.А. Волков, П.Э. Прохоров, А.Н. Турапин // Инновации и «зеленые» технологии: Региональная научно-практическая конференция: сборник материалов и докладов. - Самара: Вектор, 2018. - С. 99-107.
11. О сокращении выбросов парниковых газов: Указ Президента РФ № 666 от 4.11.2020 // Президент России. 2020. URL: http://kremlin.ru/acts/bank/45990 (дата обращения 27.10.2021).
3. Вместе с тем необходимы дополнительные исследования фундаментального и прикладного характера с целью разработки технологических решений в части МУН с различными газовыми агентами, что позволит решить проблему рентабельности геолого-технических мероприятий на разрабатываемых месторождениях.
12. Al-Netaifi A.S. Experimental investigation of CO2-miscible oil recovery at different conditions: A Thesis of the Degree of Master. - Riyadh, 2008. - 92 р.
13. Мажник В.И., Лешкович Н.М. Анализ текущего состояния разработки Ванкорского нефтегазоконденсатного месторождения // Наука. Техника. Технологии (Политехнический вестник). - 2018. - № 4. - С. 72-98.
14. Паникаровский Е.В., Паникаровский В.В., Анашкина А.Е. Опыт разработки Ванкорского месторождения // Нефть и газ. - 2019. - № 1. - С. 47-51.
15. Данько М.Ю. Эффективность методов увеличения КИН, основанных на межфазном массообмене // Экспозиция. Нефть. Газ. - 2020. - № 1. - С. 31-34.
16. Кузина О.А. Двухфазная фильтрация смеси «нефть - водные растворы поверхностно-активных веществ»: дис. ... канд. физ.-мат. наук. - Тюмень, 2020. - 133 с.
17. Лян М. Физическое моделирование вытеснения нефти газом (растворителем) с использованием керновых моделей пласта и SLIM TUBE: дис. ... канд. техн. наук. - М., 2016. - 118 с.
18. A review of experimental methods for determining the Oil-Gas minimum miscibility pressures / K. Zhang, N. Jia, F. Zeng, S. Li, L. Liu // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2019. -V. 183. - 106366.
19. Ghorbani M., Gandomkar A., Montazeri G. Describing a strategy to estimate the CO2-heavy oil minimum miscibility pressure based on the experimental methods // Energy Sources, Part A: Recovery, Utilization, and Environmental Effects. - 2019. - V. 41 (17). -Р. 2083-2093.
20. Ghorbani M., Momeni A., Moradi B. New correlation for calculation of hydrocarbon gas minimum miscibility pressure (MMP) using wide experimental data // Petroleum science and technology. - 2013. - V. 31 (24). - P. 2577-2584.
21. Hudgins D.A., Llave F.M., Chung F.T.H. Nitrogen miscible displacement of light crude oil: a laboratory study // SPE Reservoir Engineering. - 1990. - V. 5 (01). - Р. 100-106.
22. Filimonova I.V., Nemov V.Y., Shumilova S.I. Evaluation of the mutual influence of foreign investment and the development of the oil and gas complex of Russia // IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. International science and technology conference. - 2019. - V. 459. - № 6. - P. 1-6.
Поступила 02.03.2022 г.
Информация об авторах
Григорьев Р.С., магистрант отделения нефтегазового дела Инженерной школы природных ресурсов Национального исследовательского Томского политехнического университета.
Шарф И.В., доктор экономических наук, профессор отделения нефтегазового дела Инженерной школы природных ресурсов Национального исследовательского Томского политехнического университета. Шарф К.А., инженер по геонавигации, Schlumberger Logelco Inc.
UDC 52.47.27
PROBLEMS OF APPLYING GAS METHOD OF ENHANCED OIL RECOVERY
IN VANKOR OIL FIELD
Roman S. Grigoryev1,
Irina V. Sharf1,
Kristina A. Sharf2,
1 National Research Tomsk Polytechnic University, 30, Lenin avenue, Tomsk, 634050, Russia.
2 Schlumberger Logelco Inc,
14, 50-year of October street, Tyumen, 625048 Russia.
Relevance of the research is, on the one hand, conditioned by the reduction in effectiveness of oil field development using conventional methods, on the other hand, by climate change agenda, which is aimed at reduction in carbon footprint in production. The global experience has shown the growing demand for gas method of enhanced oil recovery that optimally meets the requirements for balance between oil recovery and carbon footprint.
The aim of the research is to justify the probability of gas method of enhanced oil recovery at basic developed oil fields of the formations Kljk-III-VII, K1nch-I, Klnch-III-IV.
Research area is Vankor oil-gas condensate field located in Krasnoyarsk Territory and included in Vankor Cluster. Method: calculation of minimum miscibility pressure using techniques from Russian and international practice. Results. Taking into account oil displacement with gas and key factors influencing the process and choice of gas (pressure and temperature condition, geologic and physical reservoir characteristics, physical and chemical composition of formation fluids), the calculation of minimum miscibility pressure was performed at which gas can be completely dissolved in formation oil as a result of multiple contact miscible process at formation temperature. The types of gas miscibility with formation fluid were justified for the chosen pay zone in Vankor oil-gas condensate field, as well as the maximum efficiency of carbon dioxide gas as a gas driver was substantiated to enhance oil recovery as compared to nitrogen and carbon dioxide gas at final stage of separation. However, due to contemporary infrastructure, production, macroeconomic conditions of producing company operation the project is not profitable.
Key words:
Oil field, pay zone, gas method, carbon dioxide, minimum miscibility pressure, oil recovery enhancement.
REFERENCES
sostoyanii i ispolzovanii mineralno-syrevykh resursov Rossiyskoy Federatsii v 2020 godu: Gosudarstvenny doklad [On the state and use of mineral resources of the Russian Federation in 2020: State report]. Eds. E.I. Petrov, D.D. Tetenkin. Moscow, VIMS Publ., 2021. 572 p.
McGlade C., Sondak G., Han M. Whatever happened to enhanced oil recovery? 2018. International Energy Agency. Available at: https://www.iea.org/commentaries/whatever-happened-to-enhanced-oil-recovery (accessed 2 December 2021). Hill L.B., Li X.C., Wei N. CO2-EOR in China: a comparative review. International Journal of Greenhouse Gas Control, 2020, vol. 103, 103173.
Liu Z. Status and progress of worldwide EOR field applications.
Journal of Petroleum Science and Engineering, 2020, vol. 193, 107449.
Past projects. 2021. Petroleum Technology Research Centre (PTRC). Available at: https://ptrc.ca/projects/past-projects (accessed 27 October 2021).
Ciotta M., Peyerl D., Zacharias L.G.L., Fontenelle A.L, Tassini C., Moretto E.M. CO2 storage potential of offshore oil and gas fields in Brazil. International Journal of Greenhouse Gas Control, 2021, vol. 112, 103492.
Godoi J.M.A., Dos Santos Matai P.H.L. Enhanced oil recovery with carbon dioxide geosequestration: first steps at Pre-salt in Brazil. Journal of Petroleum Exploration and Production, 2021, vol. 11, pp. 1429-1441.
Bealessio B.A., Blanquez Alonso N.A., Mendes N.J., Sande A.V., Hascakir B. A review of enhanced oil recovery (EOR) methods applied in Kazakhstan. Petroleum, 2021, vol. 7 (1), pp. 1-9.
9. Khromykh L.N., Litvin A.T., Nikitin A.V. Application of carbon dioxide in enhanced oil recovery. The Eurasian Scientific Journal, 2018, no. 5. In Rus. Available at: https://esj.today/PDF/ 06NZVN518.pdf (accessed 22 November 2021).
10. Afanasev S.V., Volkov V.A., Prokhorov P.E., Turapin A.N. «Zelenye» tekhnologii v neftegazodobyche [«Green» technologies in the field of oil and gas recovery]. Innovatsii i «zelenye» tekhnologii. Regionalnaya nauchno-prakticheskaya konferentsiya [Innovations and «green» technologies. Regional scientific and practical conference]. Samara, Vektor Publ. house, 2018. pp. 99-107.
11. sokrashchenii vybrosov parnikovykh gazov: Ukaz Prezidenta RF № 666 ot 4.11.2020 [On reducing greenhouse gas emissions: Decree of the President of the Russian Federation No. 666 dated November 4, 2020]. 2020. Prezident Rossii [President of Russia]. Available at: http://kremlin.ru/acts/bank/45990 (accessed 27 October 2021).
12. Al-Netaifi A.S. Experimental investigation of CO2-miscible oil recovery at different conditions. A Thesis of the Degree of Master. Riyadh, 2008. 92 p.
13. Mazhnik V.I., Leshkovich N.M. Analysis of the current state of development of the Vankorskoye oil-gas-condensate field. Science. Engineering. Technology (polytechnical bulletin), 2018, no. 4, pp. 72-98. In Rus.
14. Panikarovskii E.V., Panikarovskii V.V., Anashkina A.E. Vankor oil field development experience. Oil and Gas Studies, 2019, no. 1, pp. 47-51. In Rus.
15. Danko M.Yu. Efficiency of methods for increasing oil recovery factor based on interphase mass transfer. Exposition Oil Gas, 2020, no. 1, pp. 31-34. In Rus.
16. Kuzina O.A. Dvukhfaznaya filtratsiya smesi «reft - vodnye rastvory poverkhnostno-aktivnykh veshchestv». Dis. Kand. nauk [Two-phase filtration of a mixture of «oil - aqueous solutions of surfactants». Cand. Diss.]. Tyumen, 2020. 133 p.
17. Lyan M. Fizicheskoe modelirovanie vytesneniya nefti gazom (rastvoritelem) s ispolzovaniem kernovykh modeley plasta i SLIM TUBE. Dis. Kand. nauk [Physical modeling of oil displacement by gas (solvent) using reservoir core models and SLIM TUBE. Cand. Diss.]. Moscow, 2016. 118 p.
18. Zhang K., Jia N., Zeng F., Li S., Liu L. A review of experimental methods for determining the Oil-Gas minimum miscibility pressures. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2019, vol. 183, 106366.
19. Ghorbani M., Gandomkar A., Montazeri G. Describing a strategy to estimate the CO2-heavy oil minimum miscibility pressure based on the experimental methods. Energy Sources, Part A: Recovery,
Utilization, and Environmental Effects, 2019, vol. 41 (17), pp. 2083-2093.
20. Ghorbani M., Momeni A., Moradi B. New correlation for calculation of hydrocarbon gas minimum miscibility pressure (MMP) using wide experimental data. Petroleum science and technology, 2013, vol. 31 (24), pp. 2577-2584.
21. Hudgins D.A., Llave F.M., Chung F.T.H. Nitrogen miscible displacement of light crude oil: a laboratory study. SPE Reservoir Engineering, 1990, vol. 5 (01), pp. 100-106.
22. Filimonova I.V., Nemov V.Y., Shumilova S.I. Evaluation of the Mutual Influence of Foreign Investment and the Development of the Oil and Gas Complex of Russia. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. International science and technology conference, 2019, vol. 459, no. 6, pp. 1-6.
Received: 2 March 2022.
Information about the authors
Roman S. Grigoryev, master student, National Research Tomsk Polytechnic University. Irina V. Sharf, Dr. Sc., professor, National Research Tomsk Polytechnic University. Kristina A. Sharf, well placement engineer, Schlumberger Logelco Inc.
