Закачка углекислого газа (CO2 ) — это процесс, при котором углекислый газ закачивается в нефтяной пласт для увеличения выхода при извлечении нефти . Чаще всего это используется в пластах, где темпы добычи снизились из-за истощения .
Когда количество извлекаемой нефти в нефтяном пласте истощается в результате первичной и вторичной добычи , около 60–70 % нефти, которая изначально находилась в пласте, все еще может оставаться. [1] В некоторых случаях закачка углекислого газа (CO2 ) может быть идеальным третичным методом добычи для извлечения большего количества извлекаемой нефти, чем можно было бы добыть с использованием вторичных методов добычи нефти.
Благодаря своим особым свойствам CO2 улучшает нефтеотдачу за счет снижения межфазного натяжения , разбухания нефти, снижения ее вязкости и мобилизации более легких компонентов нефти. [2] Когда закачиваемый CO2 и остаточная нефть смешиваются , физические силы, удерживающие две жидкости порознь, фактически исчезают. Это приводит к снижению вязкости углеводорода и облегчает вытеснение сырой нефти из пор породы и ее транспортировку в эксплуатационную скважину. [3]
В других случаях, когда CO 2 и остаточная нефть не смешиваются, закачиваемый CO 2 все равно может использоваться для перемещения сырой нефти через пласт для добычи. [4] Одна из причин, по которой это происходит, заключается в том, что закачиваемый CO 2 может проникать в мельчайшие поры, недоступные для нефти и воды. [5]
По мере того, как нефтяное месторождение зреет и темпы добычи снижаются, растет стимул вмешаться и попытаться увеличить добычу нефти, используя третичные методы добычи (также называемые улучшенной или усиленной добычей нефти ). Инженеры-нефтяники оценивают доступные варианты повышения производительности резервуара. Варианты включают химическое заводнение, термическую/паровую инъекцию и инъекцию CO2. [ 2] [6]
Одним из критериев определения того, является ли заводнение CO2 кандидатом на извлечение нефти из пласта, является давление пласта. Смешиваемость CO2 и сырой нефти зависит от давления и температуры. Однако, поскольку трудно изменить температуру пласта, давление пласта может быть скорректировано до такой степени, чтобы довести пласт до давления, которое удерживает CO2 в сверхкритическом состоянии . Если смешивающееся заводнение оказывается осуществимым, давление поддерживается выше минимального давления смешиваемости (ММР). [3] [2] Давление может быть ниже ММР, если желательно несмешивающееся заводнение.
Затем инженер-нефтяник определит метод использования заводнения CO 2 для извлечения нефти из резервуара. Это может быть метод непрерывной закачки , метод чередования воды и газа (WAG) или какая-то комбинация. [2] Количество или количества CO 2 будут определяться объемом пор пласта , заполненного нефтью. Это известно как объем пор углеводородов (HCPV). [3] Инженер-нефтяник также решит, будет ли заводнение шаблонным заводнением или заводнением с линейным приводом. [2] [6] При шаблонном заводнении CO 2 обычно закачивается в ряд нагнетательных скважин , окружающих добывающую скважину. В качестве альтернативы CO 2 может закачиваться в нагнетательные скважины, окруженные добывающими скважинами. Это называется инвертированной схемой. При линейном приводе нагнетательные скважины расположены на прямой линии, параллельной добывающим скважинам. [7]
Оптимально, порция CO 2 мобилизует фронт потока, где смесь нефти и CO 2 мобилизует больше нефти. [7] [2] Этот фронт потока будет расходиться от каждой нагнетательной скважины к окружающим добывающим скважинам, где будет добываться нефть. Формирование фронта зависит от скорости, с которой закачивается CO 2 , от того, насколько быстро он мобилизует нефть, и от пористости пласта. [7] Слишком быстрая закачка CO 2 позволит CO 2 направиться из инжектора напрямую в добывающую скважину без мобилизации нефти. Слишком быстрая закачка CO 2 может привести к разрыву пласта, что снова может позволить направиться из инжектора в любую или все добывающие скважины. [2] [6] [8] Кроме того, закачка CO 2 может привести к миграции мелких частиц, которые представляют собой мелкие частицы глины и минералов, могут закупорить поры и помешать мобилизации нефти через пласт. [9]
При непрерывном затоплении порция CO 2 будет непрерывно закачиваться и не сопровождаться никакой другой жидкостью. Количество CO 2 обычно рассчитывается как около 100% от HCPV месторождения или модели. В процессе чередования воды и газа (WAG) порции CO 2 сопровождаются порциями воды. Общее количество CO 2 может составлять от 40% до 50% от HCPV. [2] [6] [8] Известно, что процесс WAG уменьшает канализацию CO 2 . [6]
Для этого метода предпочтительны песчаниковые и карбонатные коллекторы (такие как известняк или доломит ), а не коллекторы со сверхнизкой проницаемостью, такие как сланец, из-за риска проникновения CO2 через гидравлические или естественные трещины в породе. [2] [ 1 ] В таких случаях все еще иногда используется закачка CO2 , но обычно с использованием метода закачки CO2 «хафф-пафф» , который позволяет CO2 впитываться в коллектор после закачки через нагнетательную скважину в течение определенного периода времени, прежде чем эксплуатационная скважина будет открыта и снова введена в эксплуатацию. [10] [6] Этот метод снижает вероятность нежелательного образования каналов и увеличивает количество нефти, которое может быть извлечено, в отличие от более распространенного процесса закачки CO2 в воду с чередованием газа (WAG) или путем последующего замачивания CO2 паром . [1] [11]
Метод смешивающегося закачивания CO2 является предпочтительным для средних и легких нефтей из-за соотношения подвижности между CO2 и нефтью. [7] Соотношение подвижности относится к соотношению подвижности жидкости CO2, закачиваемой в пласт для вторичной или третичной добычи, к подвижности нефти. [1] [2] [8] Для средних или легких нефтей с высокой плотностью API могут использоваться жидкости или газы, которые сами по себе менее вязкие. Однако, если закачиваемая жидкость или газ с более низкой вязкостью использовались для тяжелой сырой нефти или битума , закачиваемая жидкость или газ обойдут нефть и приведут к плохому вытеснению пласта. [1]
В случаях, когда резервуар заполнен чрезвычайно тяжелой нефтью или битумом, гораздо более предпочтительными являются закачка пара или другие методы, использующие тепло, так как подвижность или вязкость нефти могут быть снижены, и добыча становится проще. [1] Как правило, резервуары с более легкой нефтью будут иметь более высокий процент извлечения при первичных и вторичных методах извлечения, но резервуары с более тяжелой нефтью или битумом будут иметь гораздо более низкий процент извлечения при первичных и вторичных методах извлечения, и переход от вторичных к третичным методам должен будет произойти гораздо раньше в течение срока службы резервуара.
Использование CO 2 для повышения нефтеотдачи было впервые исследовано и запатентовано в 1952 году. [12] В 1964 году на месторождении Мид-Строун были проведены полевые испытания, в ходе которых производилась инъекция большого количества CO 2 (25% объема пор углеводородов или HCPV) с последующей закачкой карбонизированной воды в пластовых условиях. Результаты показали, что при закачке CO 2 было добыто на 53–82 процента больше нефти , чем при закачке воды в лучших зонах закачки. [13]
Впервые этот процесс был опробован в коммерческих целях в 1977 году в округе Скарри , штат Техас . [13] С тех пор этот процесс стал широко использоваться в регионе Пермского бассейна США и в последнее время применяется во многих штатах. [1] Сейчас его все активнее применяют в Китае и во всем остальном мире. [2] [14] [15]
В связи с выбросами парниковых газов и глобальным потеплением затопление CO2 может использоваться для улавливания CO2 под землей и, следовательно , компенсации выбросов CO2 в других местах. [16]