Analysis of International Experience of Carbon Dioxide Injection in Various Geological and Technological Conditions of Oil Field Development

K. A. Zayakin; Заякин К. А.; A. I. Menshikov; Меньшиков А. И.; S. G. Ashikhmin; Ашихмин С. Г.; A. A. Melekhin; Мелехин А. А.; S. V. Galkin; Галкин С. В.

doi:10.15593/2712-8008/2023.2.3

Анализ международного опыта закачки углекислого газа в различных геолого-технологических условиях разработки нефтяных месторождений

Авторы: Заякин К.А.¹, Меньшиков А.И.¹, Ашихмин С.Г.¹, Мелехин А.А.¹, Галкин С.В.¹
Учреждения:
1. Пермский национальный исследовательский политехнический университет
Выпуск: Том 23, № 2 (2023)
Страницы: 71-76
Раздел: Статьи
URL: https://ered.pstu.ru/index.php/geo/article/view/4183
DOI: https://doi.org/10.15593/2712-8008/2023.2.3
Цитировать

Аннотация
Полный текст
Об авторах
Список литературы
Статистика

Аннотация

В связи с ростом углекислого газа в атмосфере снижение его выбросов, несомненно, относится к одной из наиболее приоритетных экологических задач. При этом в качестве перспективного способа утилизации СО2 может рассматриваться его закачка в пласт с целью повышения нефтеотдачи. Анализируется отечественный и зарубежный опыт применения данной технологии. Проведен обзор и анализ методов, используемых для подачи СО2 в пласт, среди которых к наиболее часто применяемым на практике относятся: закачка карбонизированной воды, непрерывное нагнетание СО2, вытеснение нефти циклической закачкой СО2 и воды, а также ряд альтернативных технологий. Описаны процессы смешивающегося, ограниченно-смешивающегося и несмешивающегося вытеснений при применении газовых методов увеличения нефтеотдачи, определены термобарические условия данных процессов. Произведен анализ влияния минимального давления смесимости на эффективность закачки углекислого газа, проведен анализ теоретических и экспериментальных методов исследования данных процессов. Выполнена оценка влияния углекислого газа на коррозию промыслового оборудования. Сделаны выводы о необходимости при закачке углекислого газа использования труб из высоколегированной стали с высоким содержанием хрома с дополнительным использованием защитных неионогенных поверхностно-активных веществ.

Ключевые слова

повышение нефтеотдачи, закачка углекислого газа, минимальное давление смесимости, коррозия промыслового оборудования, поверхностно-активные вещества.

Полный текст

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.

Об авторах