Применение СО2 для интенсификации добычи углеводородов

Легкая нефть на планете закончилась, значит надо делать ее легкой.

В начале 2000-х годов ведущие эксперты нефтегазовой отрасли провозгласили эпоху окончания «легкой нефти», т.е. нефти, которую можно добывать сравнительно простыми и недорогими способами. С этого времени уже 65-70% нефтегазовых месторождений (даже легендарная саудовская Гаварра) в той или иной степени относятся к трудноизвлекаемым запасам (ТРИЗ). На первое место стали выходить технологии, требующие от нефтегазовых корпораций нахождения буквально на острие технического прогресса. Из небытия стали возвращаться методы, которые раньше не применялись, так как уровень развития техники в те годы не позволял их реализовать.

Углекислый газ. Не только для изготовления газировки.

Впервые закачку в пласт углекислого или другого инертного газа начали проводить еще в 1917 году, особенно активно ее вели на месторождениях Нобеля в Баку и Грозном. Тогдашние нефтяники делали основной упор на повышение пластового давления, нежели на увеличение нефтеотдачи, она была вторичной задачей. На том уровне развития технического прогресса это было очень затратное и малопродуктивное занятие, слишком несовершенны и маломощны были тогда компрессоры. Углекислый газ повсеместно заменила вода, а газовым методам пришлось «потесниться» в техническом арсенале до 1950-х годов, когда нефтяники Башкирии и Татарстана стали активно экспериментировать с закачками в пласт попутного нефтяного газа. ПНГ, в составе водогазовой смеси, поступал в пласт, затрудняя проникновение в области с высокой проницаемостью, в труднодоступных порах смешивался с остаточной нефтью, тем самым обеспечивал ее вытеснение в скважину, снижая обводненность и повышая коэффициент нефтеотдачи (КИН). Тот же самый эффект дает и закачка углекислого газа.

ПНГ слишком дорогой и ценный продукт для нефтехимии, чтобы закачивать его обратно в скважину, а вот свойства и особенности углекислого газа делают его оптимальным для этой технологической процедуры, несмотря на некоторые неудобства, которые его сопровождают.

Плюсы

Снижение вязкости нефти
Повышение мобильности углеводородов
Набухание нефти
Загущение вытесняющей воды
Снижение межфазного натяжения на границе нефть — вытесняющий агент

Минусы

Выпадение асфальтенов
Углекислотная коррозия и устойчивость уплотнений оборудования
Необходимость сепарации и выделения углекислого газа из СО2

Как видно, наряду с положительными аспектами закачки, нефтяники столкнутся и с отрицательными, обусловленными свойствами углекислого газа. Но так ли они фатальны?

Растворенный в воде СО₂ способен создать угольную кислоту, которая в теории и приводит к коррозии, но угольная кислота, во-первых, одна из самых слабых по своим свойствам кислот, а во-вторых, весьма нестабильна и легко распадается снова на углекислый газ и воздух, при некоторых условиях образуя соли и эфиры, которые не являются коррозионным агентом. В-третьих, уже разработана обширная линейка ингибиторов углекислотной коррозии, эффективно защищающая арматуру, оборудование и инфраструктуру скважины. Более того, на песчаных коллекторах угольная кислота (H₂CO₃) будет растворять породу пласта, увеличивая ее проницаемость, что также положительно скажется на увеличении КИН. Лабораторные эксперименты, проведенные в БашНИПИнефть, показали, что проницаемость песчаников может увеличится на 5-15%, а доломитов еще выше от 6 до 75%. То есть это уже становится преимуществом, а не недостатком этого метода! Поэтому, как мы видим, этот фактор возможен, но очень маловероятен.

Сепарация и улавливание углекислого газа из ПНГ не единственный способ получения СО₂ на месторождении. В рамках декарбонизации экономики, когда перед человечеством стоит глобальная задача снижения выброса парниковых газов в атмосферу – их закачка в пласт и утилизация в земной коре наилучший выход, который позволяет решать одновременно несколько проблем, поэтому углекислый газ будут доставлять к скважине, как технологический продукт, подлежащий официальной и обязательной утилизации.

Применение уплотнений из металлизированной резины с металлокордом и гибкими вставками, установленными в каскад, решают проблему устойчивости и сохранения давления в оборудовании и скважине. Тоже самое касается и асфальтенов с которыми успешно борются соответствующие ингибиторы, рецептуры которых успешно предотвращают их выпадение.

Интенсификация добычи нефти с углекислым газом – фантастика или новые горизонты?

Итак, мы установили, что закачка в пласт углекислого газа — это очень перспективное направление в нефтегазодобыче, обусловленное свойствами углекислого газа, который тот оказывает на пласт и его характеристики. Прежде всего это:

снижение вязкости нефти, благодаря чему добычные насосы (ШГН и ЭЦН) работают более производительно, с меньшими нагрузками и оптимальным коэффициентом полезного действия (нет непродуктивных затрат на преодоление сопротивления трению и вязкости). Двуокись углерода выступает в этом случае как растворитель для углеводородов;
улучшение смачиваемости породы, что приводит к отмыву нефтяной пленки с поверхности породы, переводя ее из пленочного состояния в капельное, таким образом увеличивая коэффициент вытеснения;
эффект «набухания» нефти, облегчающий ее вытеснение из пор пласта в скважину.

На сегодняшний момент в мире уже реализовано более 140 проектов по закачке, причем на нефтях разной плотности и вязкости. В случае с высоковязкой битуминозной нефтью углекислый газ дополнительно выступает растворяющим агентом, который снижает плотность и улучшает текучесть нефти. На нефтяных песках Атабаски в канадской провинции Альберта его применение дало прибавку КИН в 2-3 раза (при стандартной 11-15%). Очевидно, что комплексное сочетание, например, с тепловыми способами увеличит эти показатели.

Наиболее эффективны закачки в виде циклов нагнетания с последующей выдержкой и запуском скважины в эксплуатацию. В англоязычной литературе эта методика получила название Huff and Puff (вдох-выдох). Этот термин пришел из арсенала термических методов воздействия на пласт, когда в скважину с высоковязкой нефтью закачивали пар (или паровоздушную смесь). Замена паровоздушной смеси на углекислый газ дает аналогичный (если не лучший) результат без побочных эффектов, связанных с парогазовыми (паровоздушными) методами, причем даже на бездействующем и малодебитном фонде. В 2017 году компания «РИТЭК» (входящая в ПАО «Лукойл») провела циклическую закачку углекислого газа на бездействующей скважине Марьинского месторождения (Самарская область). Всего было закачано около 300 тонн пищевой двуокиси углерода под давлением в 10,3 Мпа с выдержкой после обработки 21 день. Итогом стал выход скважины на суточный дебит в 8,6 тонн в сутки со снижением вязкости более, чем в 10 раз. Самое главное, что скважина была введена в действующий фонд добычи с рентабельными экономическими показателями.

Как мы уже писали выше, закачку газов в пласт на заре развития нефтяной отрасли заменили водой. А вот соединить заводнение с одновременной обработкой двуокисью углерода, как комплексную процедуру пришло в голову только в середине 50-х годов, да и то, в качестве эмпирического эксперимента. При заводнении углекислым газом первым шагом является закачка воды в пласт, что вызывает повышение пластового давления. Когда в пласте будет достаточное давление, следующим шагом будет закачка CO₂ через те же нагнетательные скважины. Газ нагнетается в резервуар для контакта с нефтью. Это создает зону смешивания, которую легче переместить в эксплуатационную скважину. Обычно закачка двуокиси углерода чередуется с закачкой воды, и вода перемещает нефть по направлению к зоне добычи. Этот способ стал вторым по распространенности методом третичного восстановления и активно развивается всеми нефтяными компаниями.

Операция по гидроразрыву пласта (ГРП), которая активно используется с конца 90-х годов всеми нефтяными компаниями наносит не меньший урон природе, чем углекислый газ в атмосфере. Виной всему применение специальных гелей, кислот, наполнителей и пр., расширяющих трещины в нефтесодержащей породе. После расклинивания трещины пропантом (керамические или стеклянные шарики диаметром 0,3-1 мм) гель затвердевает, не давая трещине смыкаться. Попадая в водоносные горизонты вещества, входящие в гель, могут оказывать негативное воздействие на их состав. Применение жидкостей разрыва на водной основе вызывает изменение свойств пласта, т. к. провоцирует набухание формирующих его глинистых пород, может образовывать устойчивые эмульсии с пластовым флюидом, а также насыщает поровое пространство, снижая их относительную проницаемость для целевых флюидов, что в комплексе оказывает сильное негативное влияние на проницаемость и его продуктивность. Для снижения негативного эффекта в рецептуру жидкостей гидроразрыва в обязательном порядке включают ингибиторы глин и деэмульгаторы, тщательно контролируют качество разрушения вязкой структуры жидкости для ее качественного удаления из пласта, однако, эффективность данных мер далеко не всегда высокая, кроме того, некоторые пласты в виду их физико-химических свойств остаются не совместимыми с жидкостями на водной основе. Для решения данной проблемы уже с начала освоения и популяризации технологии ГРП ведутся работы по внедрению безводных жидкостей гидроразрыва. На настоящий момент в качестве альтернативы имеется опыт применения жидкостей на углеводородной основе, и пенно-азотной жидкости, обе эти технологии освоены в Российской нефтегазодобывающей промышленности и успешно применяются на различных месторождениях в случае их целесообразности. Однако не изученным остается западный опыт в области выполнения ГРП с применением сжиженного углекислого газа (Liquid CO₂).

Гидроразрыв пласта с применением жидкой углекислоты был освоен в Канаде в начале 1980-х годов. К концу 20-го века Канадскими компаниями было успешно выполнено более 1200 операций ГРП с применением углекислоты. Использование углекислого газа для гидроразрыва пласта предполагает использование его в сжиженном виде в качестве жидкости разрыва, и жидкости-песконосителя, для размещения пропанта в созданной трещине. Особенностью углекислого газа для гидроразрыва является его физическое свойство фазового перехода (из жидкости в газ) во время закачки в пласт. Он происходит при температуре — 304,1K (30.1 °C) и давлении выше 7,38 МПа, и придает веществу промежуточные свойства между жидкостью и газом. Таким образом гидроразрыв пласта с применением жидкой двуокиси углерода уникален тем, что он выполняет сразу две функции: жидкости разрыва, а затем, после превращения в газ, улучшения флюида и его вытесняющих свойств. А если учесть, что углекислота еще и утилизируется, а не попадает в атмосферу – перспективы открываются просто ошеломительные.

Газ для добычи газа или удаление конденсатной блокады.

При добыче газа происходит образование вала конденсата, особенно когда давление в скважине опускается ниже значения, соответствующего насыщению. Для пластов с низкой проницаемостью такое явление критично, так как повреждение пласта, возникающее из-за уменьшения эффективной проницаемости вокруг ствола скважины, может вызвать снижение добычи или образование конденсатной пробки, которая полностью блокирует добычу и приводит к повреждению скважины. Такая ситуация считается внештатной, скважину ставят на ремонт, производят монтаж насосов для откачки жидкости и конденсата, монтируют сложную систему дренажа (сифонные трубки) или закачивают химические составы с поверхностно-активными веществами (не всегда экологически безобидных). Закачка двуокиси углерода приводит к оттеснению воды и падению уровня жидкости в трубе, с одновременным повышением призабойного давления, которое вызывает фазовый переход в газовом конденсате и откачке его на поверхность. В результате восстанавливается приток газа в скважину без применения и использования дорогостоящих и длительных процедур.

Выводы.

Без сомнения, в данный момент мы наблюдаем развития нового направления в топливно-энергетическом комплексе, который напрямую связан с созданием инфраструктуры и нового универсального направления в добыче углеводородов, в том числе на трудноизвлекаемых запасах. Преимуществом этого метода станет:

Решение экологических проблем (утилизация парниковых газов, вызывающих глобальное потепление);
Увеличение коэффициента извлечения нефти (более рациональное природопользование, полное извлечение запасов, увеличение рентабельности добычи на месторождении и т.п.);
Вовлечение в разработку заброшенных и истощенных месторождений, а также трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ);

Об актуальности этой технологии свидетельствует растущее количество реализованных проектов по улавливанию, хранению, транспортировке и использования углекислого газа, в том числе и в нефтедобыче с нефтепереработкой (паровой риформинг с получением водорода и т.п.). По данным Европейской Экономической Комиссии ООН по состоянию на 2016 год в мире реализовывалось 55 таких проектов (31 в Европе, 24 в США), а в 2006 – их было всего 3.

Приглашаем к конструктивному взаимовыгодному сотрудничеству заказчиков и партнеров заинтересованных в дальнейшем развитии технологий интенсификации с использованием двуокиси углерода.