Закачка углекислого газа повысит эффективность освоения нефтяных месторождений России. Это также поможет решить экологические проблемы и создаст условия для развития водородной энергетики. Об этом говорится в докладе профессора Альметьевского нефтяного института (АГНИ) Ирины ГУСЬКОВОЙ и других авторов на конференции «Перспективы развития нефтегазовых компаний России» в рамках Татарстанского нефтегазохимического форума. Информагентство «Девон» публикует тезисы к этому докладу с некоторыми сокращениями.

ИЗУЧАТЬ ОПЫТ США И СССР.

Впервые заниматься этой темой начали еще при Советском Союзе. Так, в 1967 г. углекислый газ в виде карбонизированной воды закачали на Александровской площади Туймазинского месторождения в Башкирии. Всего в СССР закачка углекислого газа была реализована на 8 участках: Туймазинском, Радаевском, Козловском, Сергеевском, Ольховском, Ново-Запруденском, Якушкинском и Елабужском месторождениях.

Объём вовлечённых в разработку геологических запасов был оценен в 61 млн т. Это составило 8% от общей добычи нефти за счёт методов увеличения нефтеотдачи (МУН). В конце 1980-х – начале 1990-х гг. многие перспективные проекты были свернуты.

В мире вопросам улавливания, использования и хранения СО2 уделяется значительное внимание. В Технологическом обзоре ООН от 2021 года были представлены 27 реализуемых и планируемых к реализации проектов. Из них 21 – это проекты МУН с использованием СО2. В Соединённых Штатах на закачку газа приходится почти 60% добычи EOR (enhanced oil recovery или третичные методы добычи – прим. ИА «Девон»).

Высокая эффективность методов увеличения нефтеизвлечения с использованием СО2 определяется как свойствами углекислого газа, так и факторами взаимодействия с пластовыми системами. Критическая температура СО2 – около 31,2 градуса С, критическое давление – около 7,38 МПа. При температуре и давлении выше критической точки диоксид углерода находится в сверхкритическом состоянии.

При этом исчезает граница раздела «газ–жидкость», а его плотность близка к плотности жидкости. При растворении углекислого газа в воде увеличивается вязкость воды и образуется угольная кислота (Н2СО3). Снижается набухаемость глинистых частиц, происходит отмыв пленочной нефти. Однако, растворимость СО2 в воде в 4–10 раз меньше, чем в нефти. Поэтому углекислый газ может из воды переходить в нефть.

Растворимость в воде снижается с ростом минерализации и увеличивается с увеличением давления. Влияние СО2 на изменение поверхностного натяжения определяется экспериментально. При растворении углекислого газа в нефти её вязкость уменьшается, а объём нефти увеличивается. При растворении СО2 в лёгкой нефти её объём увеличивается в 1,4–1,6 раза; а в тяжёлой нефти – до 1,32 раза.

Геологические условия месторождения являются одним из основных факторов успешной реализации технологий закачки СО2. На основе реализованных проектов были выделены следующие основные параметры залежей, которые могут быть рекомендованы для закачки.

Это глубина залегания от 460 до 3700 метров. Предпочтительна глубина более 915 метров. Плотность нефти должна быть от 17,5 до 50°API, в среднем 37°API (839 кг/куб.м.); максимально допустимая плотность нефти – 950 кг на кубометр. Допустимая пористость коллектора от 3 до 26%.

При закачке СО2 предпочтение отдаётся месторождениям с более высокой глубиной залегания пластов и меньшей плотностью нефти. Это связано с тем, что температура и давление на этой глубине способствуют закачке под высоким давлением.

В США большинство проектов МУН с закачкой CO2 применялись в коллекторах с нефтью средней и легкой плотности. 123 таких проекта реализованы в штатах Колорадо, Луизиана, Миссисипи, Нью-Мексико, Мичиган, Оклахома, Техас, Юта и Вайоминг. Большинство из них представляют собой проекты по смешивающемуся вытеснению в пластах с лёгкой и сверхлёгкой маловязкой нефтью.

Высокая трещиноватость может снизить эффективность углекислого газа. Однако около 60% проектов в США по закачке диоксида углерода реализуются в карбонатных коллекторах, остальные – в песчаниках. Увеличение нефтеизвлечения при использовании СО2 составляет от 15% до 25%.

ОТ ЧЕГО ЗАВИСИТ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЗАКАЧКИ.

Эффективность процесса вытеснения зависит от смешиваемости с нефтью, увеличения объёма нефти, снижения ее вязкости и снижения межфазного натяжения. Углекислый газ может смешиваться с нефтью в зависимости от термодинамических пластовых условий: пластового давления, температуры и свойств нефти. Смешивающееся вытеснение обеспечивает более высокую степень нефтеизвлечения и поэтому является предпочтительным вариантом.

Основным параметром, определяющим достижение режима смешивающегося вытеснения нефти, является минимальное давление смесимости. Это сложный, дорогостоящий, но эффективный процесс. Его внедрение должно базироваться не только на изучении, анализе и прогнозировании свойств пластовых систем с учётом особенностей фазового поведения нефти.

Необходимо анализировать и учитывать термодинамические, геомеханические и геохимические характеристики пластовой системы, их неоднородность и изменчивость по месторождению. Нужно принимать во внимание технические и технологические возможности потенциального объекта. Для развития и широкого внедрения технологий закачки СО2 важно комплексно подходить к исследованиям. 

КАКОВЫ РИСКИ?

При этом особое внимание следует уделять вопросам предотвращения технологических рисков.

В их числе - компонентное разделение нефти и выпадение асфальтенов; коррозия оборудования из-за образования угольной кислоты; образование эмульсий. Среди других факторов - взаимодействие угольной кислоты с породой и выпадение солей кальция и магния; снижение эффективности работы насосов из-за высокого газового фактора. Среди других рисков - гравитационное разделение, возможность прорыва СО2 по высокопроницаемым зонам и снижение коэффициента охвата.

При проектировании технологий закачки СО2 необходимы интегральный анализ и исследования ключевых факторов эффективности процесса. Это позволит уменьшить аварии нефтепроводов, ремонты скважин. Также повысится энергоэффективность, экологичность производства.

Должно быть предусмотрено использование материалов, устойчивых к высокой диффузионной способности углекислого газа. Для регенерации и утилизации углекислоты может понадобиться модернизация систем сбора и подготовки. Нужно также специальное оборудование для работы в среде жидкого углекислого газа. Это контрольно-измерительные приборы, запорная арматура, насосные агрегаты.

Оптимизация конструкции и размещения скважин, а также строительство уплотняющих скважин обеспечит увеличение зон контакта между закачиваемым CO2 и нефтяным пластом. Необходимо учитывать, что закономерности поведения и физико-химические свойства нефтяной системы в пределах одного месторождения даже при одинаковом химическом составе могут различаться.

Изменение состава нефти, вызванное закачкой диоксида углерода, может привести к осаждению асфальтенов. При этом часть асфальтенов оседает на поверхности пористой среды и формирует отложения. Они снижают фильтрационно-емкостные системы (ФЕС) нефтяного пласта. Такие исследования проводятся на модельных или единичных образцах промысловой нефти. Проблемой также является их высокая стоимость.

При этом процессы взаимодействия пластовой системы и СО2 очень специфичны ввиду неоднородности нефтяной пластовой системы и нестационарности. Поэтому для проектирования технологий применения углекислого газа для увеличения нефтеизвлечения необходимы детальные и комплексные исследования.

Необходимо определить комплекс параметров для дифференциации нефтей по коллоидной устойчивости, поскольку нефтяная дисперсная система является чувствительной к техногенным изменениям. Стандартные методики оценки коллоидной устойчивости нефти, а также выявления степени влияния внешних факторов на её изменение и оседание асфальтенов в пласте отсутствуют.

И ДРУГИЕ ОТРИЦАТЕЛЬНЫЕ МОМЕНТЫ.

Учитывая широкое применение данной технологии за рубежом, изучение этих факторов является одной из приоритетных задач нефтегазовой отрасли. В мире проводится много исследований по изучению, анализу и разработке методов улучшения смесимости СО2 и нефти. При этом методики, определяющие единые требования и подходы к проведению исследований, отсутствуют.

Одним из отрицательных эффектов применения СО2 является снижение фильтрационных характеристик пласта из-за агрегации ассоциатов асфальтенов. Она усиливается в области давлений, соответствующих минимальному давлению смесимости.

Агрегация и выпадение асфальтенов зависит от состава нефти и термодинамических условий. Это предопределяет необходимость проведения дорогостоящих и сложных лабораторных исследований для каждого потенциального объекта.

Проблемой также является то, что результаты исследований нельзя экстраполировать на другие нефтяные залежи. Количество CO2, которое может раствориться в нефти и воде, а также риски выпадения асфальтенов, определяются конкретными характеристиками месторождения.

При создании благоприятных условий могут быть достигнуты значительные сдвиги в развитии технологий производства водорода. Для нефтекомпаний может стать выгодным размещение производств водорода в районах нефтегазодобычи.