Лабораторные исследования процесса закачки СО2 в смеси с метаном в продуктивные терригенные нефтенасыщенные породы одного из месторождений Пермского края

Аннотация


Технологическая и экономическая эффективность закачки диоксида углерода (СО2) зависит от многих факторов, таких как источник СО2, способ доставки газа на промысел, способ закачки в пласт, характеристики пласта и нефти и т.д. Поэтому до реализации метода на объектах добычи нефти требуется проведение специальных лабораторных испытаний для условий нефтяных и газовых объектов, определение технологической возможности закачки СО2 и экономической целесообразности.В работе представлены результаты экспериментальных исследований, выполненных в лаборатории моделирования процессов фильтрации и повышения нефтеотдачи кафедры «Нефтегазовые технологии». С использованием кернового материала на примере одного из месторождений Пермского края выполнены фильтрационные испытания по вытеснению нефти газом (смесь СО2 и метана) и совместной стационарной фильтрации нефти и газа через пористую среду породы-коллектора. В рамках исследования выполнялась подготовка керна и флюидов, фильтрационные испытания проводились с использованием современного научного оборудования. Моделирование закачки СО2 в нефтенасыщенные породы осуществлялось на трех разнопроницаемых составных керновых образцах.В результате установлено, что при использовании газа достигаются высокие значения коэффициента вытеснения нефти, обусловленные практически полной взаимной растворимостью газа и нефти. Потенциально это может существенно повысить долю извлекаемых запасов на новых, только вступающих в промышленную разработку объектах при организации на них закачки СО2. Определено соотношение газа и нефти в потоке, при котором наступает полная смесимость. Зафиксированы случаи нарушения равновесия системы «нефть – газ», при которой тяжелые компоненты нефти образуют смолистоподобные осадки, которые кольматируют поровое пространство. Определено содержание нефти и газа в потоке, при которых происходило образование кольматантов.

Полный текст

12

Об авторах

Е. А Гладких

Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Ю. С Щербакова

Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Хунвэн Цзин

Китайский университет горного дела и технологий

Лиюань Юй

Китайский университет горного дела и технологий

Список литературы

  1. Mitrofanova, I.V. Decarbonization of the economy – the general trend of development of Russia and its regions in the 21st century / I.V. Mitrofanova // Regional economy. South Of Russia. – 2021. – Vol. 9, no. 4. – P. 4–13. doi: 10.15688/re.volsu.2021.4.1. – EDN MFGOEW.
  2. Павлова, П.Л. Анализ зарубежной техники и технологии закачки диоксида углерода в нефтегазоностный пласт. Обзорная статья / П.Л. Павлова, Е.И. Михиенкова // Нефтегазовое дело. – 2021, – Т. 5. – C. 63–65.
  3. Blam, I. Yu. Different Modes of Provisioning Decarbonization of the Oil and Gas Industry in Modern Societies / I. Yu. Blam, S. Yu. Kovalev // Journal of Siberian Federal University. Humanities and Social Sciences. – 2024. – Vol. 17, no. 3. – P. 457–464. EDN CWDBNW.
  4. Попадько, Н.В. Роль наилучших доступных технологий в декарбонизации российской экономики (на примере нефтегазодобывающего комплекса) / Н.В. Попадько, Ю.В. Ухина // Экономика строительства. – 2024. – № 12. – С. 227–230. – EDN OMBONY.
  5. Yoosook, H. CO2 Utilization for Enhance Oil Recovery with Huff-N-Puff Process in Depleting Heterogeneous Reservoir / H. Yoosook, K. Maneeintr, T. Boonpramote // Energy Procedia. – 2017. – Vol. 141. – Р. 184–188. doi: 10.1016/j.egypro.2017.11.035
  6. Влияние секвестрации углерода в горных породах на изменение фильтрационных и механических характеристик пласта при доизвлечении запасов нефти / А.А. Щербаков, М.С. Турбаков, Хунвэн Цзин, Лиюань Юй, С.Г. Ашихмин, Ю.С. Щербакова // Недропользование. – 2025. – Т.25, № 1. – С. 52–58. doi: 10.15593/2712-8008/2025.1.7
  7. A Literature Review of CO2, Natural Gas, and Water-Based Fluids for Enhanced Oil Recovery in Unconventional Reservoirs / L.C. Burrows, F. Haeri, P. Cvetic, S. Sanguinito, F. Shi, D. Tapriyal, A. Goodman, R.M. Enick // Energy and Fuels. – 2020. – Vol. 34 (5). – Р. 5331–5380. doi: 10.1021/ACS.ENERGYFUELS.9B03658
  8. Braithwaite, C. A Review of IOR/EOR Opportunities for the Brent Field: Depressurization, the Way Forward / C. Braithwaite // Materials of SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium. – Tulsa, Oklahoma, USA. – 1994. – SPE-27766-MS. doi: 10.2118/27766-MS
  9. Design and Implementation of the First CO2-EOR Pilot in Abu Dhabi, UAE. Materials of SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia / S. Al Hajeri, S. Negahban, G. Al-Yafei, A. Al Basry // Muscat, Oman. – 2010. – SPE-129609-MS. doi: 10.2118/129609-ms
  10. Chen, B. CO2 water-alternating-gas injection for enhanced oil recovery: Optimal well controls and half-cycle lengths / B. Chen, A.C. Reynolds // Computers and Chemical Engineering. – 2018. – Vol. 113. – Р. 44–56. doi: 10.1016/j.compchemeng.2018.03.006
  11. Jia, B. A Review of the Current Progress of CO2 Injection EOR and Carbon Storage in Shale Oil Reservoirs / B. Jia, J. Tsau, R. Barati // Fuel. – 2019. – Vol. 236. – P. 404–427. doi: 10.1016/j.fuel.2018.08.103.
  12. Advancing CO2 enhanced oil recovery and storage in unconventional oil play–Experimental studies on Bakken shales / L. Jin, S. Hawthorne, J. Sorensen, L. Pekot, B. Kurz, S. Smith, L. Heebink, V. Herdegen, N. Bosshart, J. Torres, C. Dalkhaa, K. Peterson, C. Gorecki, E. Steadman, J. Harju // Applied Energy. – 2017. – Vol. 208. – Р. 171–183. doi: 10.1016/j.apenergy.2017.10.054
  13. Evaluation of carbon dioxide storage and miscible gas EOR in shale oil reservoirs / H.R. Lashgari, A. Sun, T. Zhang, G.A. Pope, L.W. Lake // Fuel. – 2019. – Vol. 241. – Р. 1223–1235. doi: 10.1016/j.fuel.2018.11.076
  14. Numerical estimations of storage efficiency for the prospective CO2 storage resource of shales / E.M. Myshakin, H. Singh, S. Sanguinito, G. Bromhal, A.L. Goodman // International Journal of Greenhouse Gas Control. – 2018. – Vol. 76. – Р. 24–31. doi: 10.1016/j.ijggc.2018.06.010
  15. Анурьев, Д.А. История применения технологии закачки углекислого газа в нефтеносные пласты с целью повышения коэффициента извлечения нефти / Д.А. Анурьев, И.И. Жданов // Сборник тезисов XI Международной научно-практической конференции, Ижевск, 16 апреля 2021 года. – Ижевск: Издательский дом «Удмуртский университет», 2021. – С. 154–158. EDN VWTSTG.
  16. Опытно-промышленные работы по использованию углекислого газа для интенсификации добычи высоковязкой нефти / В.И. Дарищев, С.А. Харланов, Ю.И. Бабинец [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2022. – № 2 (255). – С. 29–34. EDN FUPKME.
  17. Storing CO2 underneath the Siberian Permafrost: A win-win solution for long-term trapping of CO2 and heavy oil upgrading / Y.M. Le Nindre, D. Allier, A. Duchkov, L.K. Altunina, S. Shvartsev, M. Zhelezniak, J. Klerkx // Energy Procedia. – 2011. – Vol. 4. – Р. 5414–5421. doi: 10.1016/J.EGYPRO.2011.02.526
  18. Афонин, Д.Г. Факторный анализ расчетной эффективности обработок добывающих скважин углекислым газом по технологии Huff and Puff / Д.Г. Афонин, А.А. Ручкин, Р.М. Галикеев // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 8. – С. 84–88. doi: 10.24887/0028-2448-2024-8-84-88. – EDN QXVAHI.
  19. Алиев, М.М. Современные методы и способы закачки СО2 в нефтегазовые пласты / М.М. Алиев, А.Р. Ахмаров // Энергия молодежи для нефтегазовой индустрии: сборник материалов VII Международной научно-практической конференции молодых ученых, Альметьевск, 20 декабря 2023 года. – Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2023. – С. 52–57. EDN PZWKCL.
  20. Хакимов, А.Г. Использование технологии закачки пены СО2 для увеличения нефтеотдачи пластов / А.Г. Хакимов, А.М. Царев, Н.А. Еремин // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 1. – С. 52–55. doi: 10.24887/0028-2448-2025-1-52-55. EDN UZEFKG.
  21. Применение CO2 в условиях высоковязкой и сверхвязкой нефти / А.Ю. Спектор, А.М. Семкин, К.Ю. Мироненко, В.А. Дедечко // Нефть. Газ. Новации. – 2023. – № 1 (266). – С. 57–60. EDN PBAWED.
  22. Щербаков, А.А. Оценка эффективности мероприятий по интенсификации добычи нефти (на примере месторождений Соликамской депрессии) / А.А. Щербаков, Г.П. Хижняк, В.И. Галкин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2019. – № 2. – С. 70–73. doi: 10.30713/2413-5011-2019-2-70-73. EDN POYKAL.
  23. Ahmadi, M.A. Numerical modeling of CO2 injection scenarios in petroleum reservoirs: Application to CO2 sequestration and EOR / M.A. Ahmadi, B. Pouladi, T. Barghi // Journal of Natural Gas Science and Engineering. – 2016. – Vol. 30. – Р. 38–49. doi: 10.1016/j.jngse.2016.01.038
  24. Cyclic confining pressure and rock permeability: Mechanical compaction or fines migration / E.V. Kozhevnikov, M.S. Turbakov, E.P. Riabokon, E.A. Gladkikh, V.V. Poplygin // Heliyon. – 2023. – Vol. 9, no. 11. – P. e21600. doi: 10.1016/j.heliyon.2023.e21600
  25. Apparent Permeability Evolution Due to Colloid Migration Under Cyclic Confining Pressure: On the Example of Porous Limestone / E.V. Kozhevnikov, M.S. Turbakov, E.P. Riabokon, E.A. Gladkikh // Transport in Porous Media. – 2024. – Vol. 151, no. 2. – P. 263–286. doi: 10.1007/s11242-023-01979-5
  26. Influence of Frequency of Wave Action on Oil Production / V.V. Poplygin, C. Qi, M.A. Guzev, E.P. Riabokon, M.S. Turbakov, E.V. Kozhevnikov // International Journal of Engineering. – 2022. – Vol. 35, no. 11. – P. 2072–2076. doi: 10.5829/IJE.2022.35.11B.02
  27. Assessment of the Elastic-Wave Well Treatment in Oil-Bearing Clastic and Carbonate Reservoirs / V. Poplygin, C. Qi, M. Guzev, E. Kozhevnikov, A. Kunitskikh, E. Riabokon, M. Turbakov // Fluid Dynamics & Materials Processing. – 2023. – Vol. 19, no. 6. – P. 1495–1505. doi: 10.32604/fdmp.2023.022335
  28. Effects of ultrasonic oscillations on permeability of rocks during the paraffinic oil flow / E. Riabokon, E. Gladkikh, M. Turbakov, E. Kozhevnikov, M. Guzev, N. Popov, P. Kamenev // Geotechnique Letters. – 2023. – Vol. 13, no. 3. – P. 151–157. doi: 10.1680/jgele.22.00137
  29. The Rehbinder Effect in Testing Saturated Carbonate Geomaterials / E. Riabokon, M. Turbakov, E. Kozhevnikov, V. Poplygin, H. Jing // Materials. – 2023. – Vol. 16, no. 8. – P. 3024. doi: 10.3390/ma16083024
  30. Colloidal-induced permeability degradation assessment of porous media / E.V. Kozhevnikov, M.S. Turbakov, E.A. Gladkikh, E.P. Riabokon, V.V. Poplygin, M.A. Guzev, C. Qi, H. Jing // Géotechnique Letters. – 2022. – Vol. 12, no. 3. – P. 217–224. doi: 10.1680/jgele.22.00017
  31. Colloid Migration As A Reason For Porous Sandstone Permeability Degradation During Coreflooding / E.V. Kozhevnikov, M.S. Turbakov, E.A. Gladkikh, E.P. Riabokon, V.V. Poplygin, M.A. Guzev, C. Qi, A.A. Kunitskikh // Energies. – 2022. – Vol. 15, no. 8. – P. 2845. doi: 10.3390/en15082845
  32. Beeson, D. Laboratory Investigation of the Water-Driven Carbon Dioxide Process for Oil Recovery / D. Beeson, G. Ortloff // Journal of Petroleum Technology. – 1959. – Vol. 11, iss. 4. – P. 63–66. doi: 10.2118/1100-g.l
  33. Bon, J. An Investigation of Minimum Miscibility Pressure for CO2-Rich Injection Gases with Pentanes-Plus Fraction / J. Bon, H.K. Sarma, A.M. Theophilos // Materials of SPE International Improved Oil Recovery Conference in Asia Pacific. – Kuala Lumpur, Malaysia, 2005. – SPE-97536-MS. doi: 10.2118/97536-ms.
  34. Investigation of CO2/N2 Injection in Tight Oil Reservoirs with Confinement Effect / S. Wu, Z. Li, Z. Wang, H.K. Sarma, C. Zhang, M. Wu // Energy Science and Engineering. – 2020. – Vol. 8, iss. 4. – P. 1194–1208. doi: 10.1002/ese3.578.
  35. Физическое моделирование процессов молекулярной диффузии при закачке диоксида углерода в продуктивные пласты / С.А. Хан, В.М. Троицкий, С.Г. Рассохин [и др.] // Газовая промышленность. – 2013. – № S (696). – С. 68–72. EDN RIISBH.
  36. Исследование возможности частичного замещения буферного газа на диоксид углерода на подземных хранилищах газа / А.С. Гарайшин, И.Г. Бебешко, А.В. Григорьев [и др.] // Научно-технический сборник Вести газовой науки. – 2015. – № 3 (23). – С. 79–83. EDN WJGQDN.
  37. Laboratory Investigation of Enhanced Light-Oil Recovery by CO2/Flue Gas Huff-n-Puff Process / Y. Zhang, S. Sayegh, S. Huang, M. Dong // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 2006. – Vol. 45, iss. 2. – PETSOC-06-02-01. doi: 10.2118/06-02-01.
  38. Mirzaei-Paiaman, A. Techno-economic-environmental study of CO2 and aqueous formate solution injection for geologic carbon storage and enhanced oil recovery / A. Mirzaei-Paiaman, O.A. Carrasco-Jaim, R. Okuno // International Journal of Greenhouse Gas Control. – 2024. – Vol. 138. – 104257. doi: 10.1016/J.IJGGC.2024.104257
  39. Techno-economic evaluation of CO2-EOR and carbon storage in a shallow incised fluvial reservoir using captured-CO2 from an ethanol plant / P. Longe, S. Molomjav, J.S. Tsau, S. Musgrove, J. Villalobos, J. D’Erasmo, M.M. Alhajeri, R. Barati // Geoenergy Science and Engineering. – 2025. – Vol. 246. – 213559. doi: 10.1016/J.GEOEN.2024.213559
  40. Determination of minimum miscibility and near-miscibility pressures for CO2-oil mixtures in shale reservoirs / Y. Song, Z. Song, Y. Mo, Q. Zhou, Y. Jing, F. Chen, S. Tian, Z. Chen // Fuel. – 2025. – Vol. 388. doi: 10.1016/j.fuel.2025.134531
  41. Pore-scale insights into CO2-EOR performance in depleted oil reservoirs by miscibility – compared with WAG injection / Y. Wang, Z. Fan, C. Yang, H. Weng, K. He, D. Wang // Geoenergy Science and Engineering. – 2025. – Vol. 250. – 213839. doi: 10.1016/J.GEOEN.2025.213839
  42. Enhanced oil recovery through CO2 injection: The role of pentane in improving miscibility of CO2 and oil / M. Zhao, Y. Xie, X. Meng, L. Li, C. Dai, Z. Zhang, Z. Ma, Y. Wang, Z. Xu, X. Song // Fuel. – 2025. – Vol. 392. – 134935. doi: 10.1016/J.FUEL.2025.134935
  43. Волошин, А.И. Технологические осложнения (повреждение пласта) при закачке СО2 для повышения нефтеотдачи. Часть 2. Взаимодействие CO2 с пластовой нефтью: изменение смачиваемости, осаждение и отложение асфальтенов в пласте / А.И. Волошин, М.Г. Волков, В.А. Докичев // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2024. – № 4 (150). – С. 74–95. doi: 10.17122/ntj-oil-2024-4-74-95. EDN LBMNQZ.
  44. Formation Damage Through Asphaltene Precipitation Resulting from CO2 Gas Injection in Iranian Carbonate Reservoirs / A. Kalantari-Dahaghi, V. Gholami, J. Moghadasi, R. Abdi // SPE Production & Operations. – 2008. – Vol. 23, no. 2. – P. 210–214. doi: 10.2118/99631-PA
  45. Formation Damage Due to Asphaltene Precipitation During CO2 Flooding Processes with NMR Technique / K. Qian, S. Yang, H.-E. Dou, J. Pang, Y. Huang // Oil & Gas Science and Technology – Revue d'IFP Energies Nouvelles. – 2019. – Vol. 74. – 11 p. doi: 10.2516/ogst/2018084

Статистика

Просмотры

Аннотация - 0

PDF (Russian) - 0

Ссылки

  • Ссылки не определены.

© Гладких Е.А., Щербакова Ю.С., Цзин Х., Юй Л., 2025

Данный сайт использует cookie-файлы

Продолжая использовать наш сайт, вы даете согласие на обработку файлов cookie, которые обеспечивают правильную работу сайта.

О куки-файлах