В связи с истощением запасов легкоизвлекаемой нефти все большие усилия направляются на создание технологий и способов разработки, позволяющих добывать углеводороды в осложненных условиях. Одним из таких методов является вытеснение нефти путем закачки углекислого газа (СО2) в пласт. Закачку углекислого газа для повышения нефтеотдачи начали применять с середины пятидесятых годов. За это время были изучены механизмы физико-химического взаимодействия углекислого газа с водой, нефтью и породой; определены особенности вытеснения нефти при использовании двуокиси углерода; рассмотрены преимущества и недостатки по сравнению с другими методами увеличения нефтеотдачи [9]. В отличие от других газов при использовании СО2 в качестве вытесняющего агента можно достичь значительного увеличения коэффициента нефтеотдачи. В лабораторных условиях, при неограниченной смесимости, коэффициент вытеснения нефти может достигать 100 % [10].
Во многом продуктивный эффект от применения технологии по закачке углекислого газа обусловлен тем, что СО2 способен растворяться в нефти и пластовой воде в большей степени по сравнению с другими газами. При растворении в нефти углекислый газ способствует увеличению нефти в объеме, что в свою очередь способствует вытеснению остаточной неподвижной нефти [3]. На основании лабораторных экспериментов, проведенных на образцах нефти Радаевского месторождения, было установлено, что при массовом содержании СО2 в нефти 22,2 % ее объемный коэффициент увеличивается с 1,07 до 1,33 [11]. Закачка углекислоты способствует снижению межфазного натяжения на границе нефть ‒ вода. При растворении в нефти и воде СО2 улучшается смачиваемость породы водой, что приводит к отмыву нефтяной пленки с поверхности породы, переводя ее из пленочного состояния в капельное, таким образом увеличивая коэффициент вытеснения. Способность углекислого газа растворяться в воде позволяет части СО2, обладающего лучшей растворимостью в углеводородных жидкостях, чем в воде, переходить в нефть. При растворении диоксида углерода в воде вязкость воды увеличивается незначительно, а образующаяся при этом угольная кислота (H2CO3) растворяет некоторые виды цементов и породы пласта, увеличивая проницаемость. Согласно результатам лабораторных исследований БашНИПИнефть проницаемость песчаников может вырасти на 5–15 %, а доломитов на 6–75 % [2, 9, 10]. Чем большее количество диоксида углерода содержится в воде, тем более эффективным становится вытеснение нефти. Влияние на степень растворимости углекислого газа в воде оказывает минерализация воды, с повышением степени минерализации снижается растворимость СО2 в воде [3].
Также преимуществом закачки углекислого газа является способность увеличивать подвижность нефти. В соответствии с законами термодинамики при высокой степени расширения нефти часть адсорбционного слоя нефти в порах освобождается, вязкость под влиянием растворенного газа понижается, и нефть становится подвижной. В большей степени этот эффект проявляется при взаимодействии с высоковязкими нефтями (более 25 МПа∙с [8]). Согласно лабораторным исследованиям, чем выше начальное значение вязкости, тем сильнее ее снижение (таблица) [3, 10].
|
Начальная вязкость нефти, мПа∙с |
Вязкость нефти при полном насыщении СО2, мПа∙с |
|
1000–9000 |
15–160 |
|
100–600 |
3–15 |
|
10–100 |
1–3 |
|
1–9 |
0,5–0,9 |
Однако на практике вязкость месторождений, на которых применяют закачку СО2 не достигает таких высоких значений. По анализу проектов по закачке углекислого газа, реализуемых в мире, вязкость нефти находится в диапазоне 0,4–3,0 МПа∙с [10].
В пластовых условиях в зависимости от температуры и давления углекислый газ может находиться в газообразном, жидком, а также сверхкритическом состоянии. Критическая точка характеризуется температурой 31,2 °С и давлением 7,2 МПа. При температуре ниже 31,2 °С углекислый газ может находиться в жидкой фазе. Значение температуры, при которой двуокись углерода будет находиться в жидком состоянии, может увеличиться до 40 °С, если в составе будут присутствовать углеводороды. При температуре выше 31,2 °С СО2 будет находиться в газообразном состоянии при любом давлении. В сверхкритическом состоянии плотность углекислого газа соответствует плотности жидкости, а вязкость и поверхностное натяжение – газу. В таком состоянии СО2 будет вытеснять нефть со снижением охвата неоднородных пластов, что характерно для маловязкого агента.
Экспериментальным путем было определено, что эффективней закачивать углекислоту в жидком состоянии, а оптимальная пластовая температура должна быть близка к критическому значению. Наибольший эффект при вытеснении нефти двуокисью углерода достигается при смешивающемся вытеснении, которое возможно при пластовом давлении выше давления смесимости.
Давление смесимости зависит от состава нефти и давления насыщения. С повышением давления насыщения, а также при наличии метана или азота в составе нефти давление смесимости увеличивается. Углеводородные газы с высокой молекулярной массой, в том числе этан, помогают снизить давление смесимости. Давление смесимости СО2 значительно ниже давления смесимости углеводородных газов. Если для вытеснения легкой нефти диоксидом углерода давление смесимости будет в диапазоне 9–10 МПа, то для смешивающегося вытеснения углеводородным газом необходимо от 27 до 30 МПа. В случае, когда давление в пласте не достигает давления смесимости, при взаимодействии диоксида углерода и нефти образуется СО2 с содержанием легкой фазы нефти и нефть без легких фракций [10].
Вытеснение нефти диоксидом углерода представляет собой достаточно сложный процесс, при котором проявляются эффекты массообмена, капиллярные и гравитационные. При частичной или полной смесимости углекислого газа с нефтью изменяются ее реологические свойства, это и способствует вовлечению в разработку ранее не задействованных нефтей. На процесс вытеснения нефти диоксидом углерода влияют условия насыщения и предшествующее вытеснение [3, 10].
За период изучения технологии по закачке углекислого газа в пласт с целью повышения коэффициента извлечения нефти были выделены различные подходы к его применению:
● закачка карбонизированной воды;
● непрерывное нагнетание СО2;
● закачка оторочки СО2 с последующей закачкой воды;
● вытеснение нефти чередующейся закачкой СО2 и воды;
● вытеснение нефти закачкой комбинированных оторочек химических реагентов и СО2.
Основным преимуществом нагнетания карбонизированной воды является относительно низкий расход углекислого газа при закачке в пласт по сравнению с другими вариациями его использования. Оптимальная концентрация углекислоты в воде составляет 4–5 %. Лабораторными экспериментами по определению эффективности использования карбонизированной воды, проведенными УфНИИ, было установлено, что вытеснение нефти карбонизированной водой с концентрацией СО2 5,3 % позволяет увеличить нефтеотдачу на 14 % по сравнению с вытеснением водопроводной водой [10].
Преимуществом непрерывной закачки углекислого газа является достижение более высокого коэффициента вытеснения по сравнению с другими вариантами применения технологии. Это происходит посредством того, что перед продвигающимся объемом СО2 формируется вал нефти, свойственный для процессов, происходящих при смешивающемся вытеснении. К недостаткам непрерывной закачки углекислого газа можно отнести вязкостную неустойчивость, которая в некоторых случаях способна значительно снизить коэффициент охвата и привести к раннему прорыву углекислоты [10, 11].
По сравнению с непрерывным вытеснением углекислым газом вариант с чередующейся закачкой СО2 и воды является более экономичным за счет снижения объема, а следовательно, и затрат на двуокись углерода. Также к преимуществам попеременной закачки можно отнести то, что попеременная закачка углекислого газа и воды может быть эффективной для неоднородных пластов в зависимости от соотношения СО2 и Н2О [3, 10]. В литературных источниках приводятся результаты лабораторных экспериментов, однако также подчеркивается, что эффективность каждого конкретного проекта должна быть основана на экспериментальном опыте, при котором условия были максимально близки к реальным условиям [3]. Мнения специалистов относительно этого варианта закачки диоксида углерода расходятся. Опубликованы результаты лабораторных экспериментов, в результате которых были сделаны выводы, что для однородного пласта при ограниченной смесимости лучшим вариантом по сравнению с чередующейся закачкой будет являться вариант с нагнетанием сплошной оторочки. Также подчеркивается, что попеременное нагнетание углекислого газа и воды снижает конечный коэффициент вытеснения нефти по сравнению с непрерывным нагнетанием [7]. По результатам других экспериментов определено, что для однородного пласта чередующаяся закачка является эффективной, а оптимальный объем оторочки составляет от 9 до 12 % порового объема [11]. По мнению авторов данной статьи, после анализа лабораторных и промышленных экспериментов, в том числе на Радаевском месторождении, а также изучения научных трудов, посвященных данному вопросу, эффективность технология чередующейся закачки доказана. А применение такого варианта будет эффективным для неоднородных пластов, хотя степень эффективности может быть различной.
При всех очевидных преимуществах применения технологии по повышению нефтеотдачи путем закачки углекислого газа она имеет и недостатки. По сравнению с заводнением при закачке СО2 снижается коэффициент охвата. Для снижения проявления такого эффекта возможно использование поочередной закачки воды и двуокиси углерода, а также проведение селективной изоляции определенных интервалов. В свою очередь использование воды поочередно с СО2 может привести к самому существенному осложнению, которое возможно при закачке углекислоты – коррозии оборудования нагнетательных и добывающих скважин. Еще один минус данной технологии заключается в том, что при неполной смесимости с нефтью СО2 экстрагирует из нее легкие углеводороды, а в нефти остаются тяжелые фракции, вследствие чего нефть становится малоподвижной, и извлечь ее в дальнейшем будет значительно сложнее.
Следующим недостатком данной технологии является то, что диоксид углерода относится к газам, которые при насыщении их парами воды могут образовывать кристаллогидраты.
В процессе растворения СО2 в воде и нефти будет наблюдаться снижение температуры. Степень снижения температуры увеличивается с возрастанием концентрации углекислого газа. Такой температурный эффект при растворении углекислого газа может повлиять на образование асфальтено-смолисто-парафиновых отложений [9, 10].
По некоторым оценкам исследуемой технологии отмечают, что если нет возможности обеспечить доставку диоксида углерода по доступной цене в необходимый срок, то велика вероятность упущения возможности повышения конечной нефтеотдачи. Обеспечение снабжения на поздних сроках, когда месторождение находится уже на более поздней стадии, и наблюдается снижение пластового давления доступно только несмешивающееся вытеснение, эффект от которого в разы ниже, чем при режиме смешивающегося вытеснения, для некоторых месторождений такая оценка вполне оправдана [1]. Отсутствие доступного источника является существенным ограничением для применения технологии по закачке углекислого газа. Для многих месторождений производство и транспортировка СО2 до объекта может оказаться экономически нерентабельной [9, 10].
В Советском Союзе первые лабораторные эксперименты по применению углекислого газа были проведены ВНИИ и БашНИПИнефть. В 1967 г. закачка СО2 в виде карбонизированной воды была реализована на Александровской площади Туймазинского месторождения. Общий объем закачки карбонизированной воды составил два поровых объема с концентрацией углекислоты 1,7 %. Охват пласта заводнением по мощности увеличен на 30 %, приемистость нагнетательных скважин на 10–40 %. Удельный эффект от количества закачанного углекислого газа на одну тонну добытой нефти составил – 0,17 т/т [2].
Закачка двуокиси углерода на Радаевском месторождении была начата с 1984 г. В результате реализации проекта по закачке СО2 на Радаевском месторождении было закачано 787,2 тыс. т СО2, что в 2,6 раза меньше проектного объема за данный период. За счет закачки СО2 к июлю 1989 г. дополнительная добыча нефти составила 218 тыс. т. Удельный эффект от количества закачанного СО2 равен 0,28 т/т. При подаче двуокиси возникали сложности, которые были связаны с прорывами углекислотопровода. Поставки углекислого газа были неравномерными. После многочисленных прорывов его эксплуатация стала невозможной. Это послужило основной причиной прекращения эксперимента в 1988 г [11].
В результате закачки 110 тыс. т жидкого СО2 на Козловском месторождении удельный эффект равен 0,125 т/т. Похожие проекты по закачке углекислого газа в пласт были реализованы на Сергеевском месторождении в 1984 г., где удельный эффект от закачки к июлю 1989 г. составил 0,23 т/т. Закачанный объем составил 73,8 тыс. т [11]. На Елабужском месторождении закачка СО2 была начата в 1987 г. Общий объем закачки составил 58,3 тыс. т. Был разработан проект для Ольховского месторождения. При применении данной технологии во всех случаях отмечалось повышение нефтеотдачи. Однако существенные капиталовложения и продолжительный срок до начала окупаемости проектов, а также отсутствие оборудования, которое могло обеспечивать бесперебойную работу при закачке СО2, не позволили продолжить дальнейшее развитие технологии в этот период [10, 11].
Широкий опыт применения данной технологии имеется за рубежом. Закачка углекислоты в пласт активно используется США, Канадой, Венгрией, Турцией, Великобританией и другими странами. Уже в августе 1981 года по всему миру, без учета стран СССР, было зафиксировано 27 действующих проектов по закачке СО2, девять было завершено и 63 запланировано [5].
В США метод закачки углекислоты испытали в 1978 г. в Техасе в Scurry и успешно начали внедрять в Пермском бассейне Западного Техаса и на востоке штата Нью-Мексико. В дальнейшем закачка углекислого газа началась и в других регионах, включая месторождения Скалистых гор, Мидконтинента и Мексиканского побережья. Основная часть добычи нефти путем закачки диоксида углерода осуществляется в регионе Пермского залива и составляет порядка 62 %. Оставшиеся 38 % приходятся на регионы Скалистых гор, Мидконтинента и Мексиканского побережья. В большей степени такие показатели базируются на том, что основные месторождения природного СО2 расположены в Пермском бассейне, соответственно, углекислый газ может беспрепятственно транспортироваться по газопроводам до ближайших истощенных нефтяных месторождений. Учитывая, что эксплуатационные затраты в данном регионе ниже, чем в остальных, он становится наиболее востребованным для компаний, осуществляющих закачку СО2 [4].
По данным на 2014 г. в мире реализуется 136 проектов по закачке углекислого газа, которые осуществляют 30 компаний-операторов. Из них 88 считаются успешными, 18 относят к перспективным проектам, оставшиеся 20 начаты недавно. Десять проектов не удалось реализовать эффективно. Большая часть, а именно 128 из 136, реализуются в США. К самым молодым проектам по закачке двуокиси углерода можно отнести проекты, начатые в 2014 г. на месторождении Slaughter (Smith Igoe), которое находится в штате Техас, США, и обслуживается крупной американской нефтяной компанией Occidental. Несмотря на короткий срок, проект уже считается успешным, а прирост дебита составляет 2,65 м3/сут/скв. Проекты по закачке СО2 на месторождениях Charlton 19 и Chester 16, расположенных в штате Мичиган, США, разрабатываемые компанией Core Energy, также стартовали в 2014 г.
Месторождения Sacroc и Devonian Unit (North Cross) относятся к самым зрелым проектам по закачке углекислого газа, которые были начаты в 1972 г. и еще не завершены. Месторождение Sacroc расположено в штате Техас, США. Разработку осуществляет компания Kinder Morgan. Прирост дебита –10,81 м3/сут/скв. Devonian Unit (North Cross), также расположено в штате Техас, США. Компания оператор – Occidental. Прирост дебита – 7,84 м3/сут/скв. [12, 13]. Опыт использования смешивающегося вытеснения в других странах позволяет сделать вывод, что при наличии доступного источника СО2 использование технологии может существенно увеличить конечный коэффициент нефтеотдачи месторождений России.