Пушмина С.А.

Тюменский индустриальный университет

ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ ПРИМЕНЕНИЯ СО₂ ТЕХНОЛОГИИ

Важным условием эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи пластов является правильный выбор объекта для метода или, наоборот, метода – для объекта.

Критерии применимости методов определяют диапазон благоприятных свойств флюидов и пласта, при которых возможно эффективное применение метода или получение наилучших технико-экономических показателей разработки. Эти критерии определены на основе анализа технико-экономических показателей применения метода, обобщения опыта его применения в различных геолого-физических условиях, а также использования широких теоретических и лабораторных исследований [4].

Трудноизвлекаемые запасы требуют применения новых технологий разработки. Возникает острая необходимость использования методов увеличения нефтеотдачи пласта, в первую очередь газовых и водогазовых. Применение этих методов в настоящее время затруднено недостатками существующих технологических решений, а также малой изученностью области их применения [3].

В РФ опытно-промышленное внедрение различных технологий водогазового воздействия было реализовано на следующих месторождениях: Ромашкинском, Журавлевско-Степановском, Битковском, Фёдоровском, Самотлорском, Советском, Вахском, Илишевском, Алексеевском, Новогоднем, Восточно-Перевальном, Средне-Хулымском. Большинство зарубежных месторождений, на которых применялось водогазовое воздействие, расположено в Канаде и Соединенных Штатах [3].

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 [5]. 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 % [5].

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 [1]. 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 [5]. 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 % [5]. 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 [1].

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 [5]). Согласно лабораторным исследованиям, чем выше начальное значение вязкости, тем сильнее ее снижение.

Однако недостатком может послужить тот факт, что 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 [5].

Еще одной проблемой является отсутствие эффективной техники и технологии для закачки воды и газа в нагнетательные скважины. Поэтому потребовалось разработать новую технологию ВГВ с усовершенствованием насосно-эжекторной системы [2].

Естественно, к идее водогазового воздействия на нефтяную залежь пришли не сразу, постепенно. Вначале пытались имитировать уже освоенный процесс заводнения эксплуатационного объекта, но используя в качестве вытесняющего агента не воду, а воздух или природный или попутный газ. География подобных попыток достаточно широка.

Применение технологии ВГВ приводит к увеличению нефтеотдачи (по сравнению с нагнетанием только воды) почти во всех случаях практического использования данного метода, однако ясно, что условия реализации технологии нагнетания газа зависят от индивидуальных особенностей нефтегазовых месторождений. Реализация методов ВГВ связана с высокими капитальными затратами и рядом технологических трудностей. Поэтому решение о применении должно основываться на тщательных прогнозах технологической и экономической эффективности. Одним из наиболее достоверных инструментов оценки эффективности ВГВ является численное моделирование Моделирование ВГВ значительно сложнее моделирования заводнения. Более сложным является сам процесс и его математическое описание. Кроме того, практически всегда не хватает экспериментальных значений параметров, отвечающих за фильтрацию газа, и не всегда есть возможность определить их путем настройки на историю разработки.

Таким образом, оценка эффективности водогазовых методов должна проводиться для условий каждого месторождения индивидуально.

Литература:

1. Дроздов, А.Н. Подбор оборудования для осуществления водогазового воздействия на нефтяные пласты [Текст] / А.Н. Дроздов, Ю.А. Егоров// Нефтепромысловое дело. - 2005. - №5. – С.107-113.

2. Дроздов, А.Н.Технология и техника водогазового воздействия на нефтяные пласты [Текст] / А.Н. Дроздов, Ю.А.Егоров // Территория Нефтегаз. - 2006.- № 2. – С. 5-9

3. Разработка технологии водогазового воздействия на пласт путём насосно-эжекторной и насосно-компрессорной закачки водогазовых смесей с пенообразующими пав: автореф. дис. на соискание ученой степени кандидата технических наук :25.00.17/ В.П. Телков; РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина. - Москва, 2009. - 24 с.

4. Разработка нефтяных и газовых месторождений. Критерии эффективного применения методов [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://oilloot.ru/77-geologiya

5. Трухина, О.С.Опыт применения углекислого газа для повышения нефтеотдачи пластов [Текст] / О.С. Трухина, И.А. Синцов // Успехи современного естествознания. – 2016. – № 3. – С. 205-209.