Full Text

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) CO2. Необходимо отметить, что применение в качестве агента закачки CO2, 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 CO2. Таким образом, закачка CO2 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 CO2 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 CO2 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 °C 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 CO2 в СКС для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов, представленных низкопроницаемым песчаником. Особое внимание при этом уделено влиянию осаждения асфальтенов, что увязывается с влиянием закачки CO2 на проницаемость, пористость и смачиваемость продуктивного пласта. Согласно расчетам при заводнении с закачкой CO2 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 CO2 (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 мПа·с [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 Ca, Fe, Na 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 O2 и H2S [40]. При закачке CO2 в пласт на нефтегазовых объектах широко используются трубы из высоколегированной стали. В работе [41] изучено коррозионное поведение стали X65 с различным содержанием хрома, которая подвергалась воздействию насыщенного CO2 при 60°C и 100 бар при различном времени погружения. На ранних стадиях наблюдалось отсутствие значительного образования продуктов коррозии. Коррозионная стойкость материалов повышалась с увеличением содержания Cr. При этом в экспериментах с отсутствием защитных пленок с увеличением содержания Cr 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 CO2. 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 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 CO2 может обладать свойствами растворителя, поэтому необходимо уделять внимание сохранности резиновых и пластмассовых компонентов, которые используются в оборудовании. Воздействие CO2 на три вида резиновых материалов изучено в работе [46] путем моделирования условий, характерных для нагнетательных скважин. Согласно проведенному анализу, образцы резины, подвергшиеся воздействию жидкого CO2, проявляли большую реакционную способность по сравнению с газообразным CO2. 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 CO2 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 CO2 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 CO2, 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 Cr, а также использование защитных неионогенных поверхностно-активные веществ.

About the authors

K. A. Zayakin

Perm National Research Polytechnic University

A. I. Menshikov

Perm National Research Polytechnic University

S. G. Ashikhmin

Perm National Research Polytechnic University

A. A. Melekhin

Perm National Research Polytechnic University

S. V. Galkin

Perm National Research Polytechnic University

References

Statistics

Views

Abstract - 50

PDF (Russian) - 66

Refbacks

• There are currently no refbacks.