Повышение нефтеотдачи (сокращенно EOR ), также называемое третичным извлечением , представляет собой извлечение сырой нефти из нефтяного месторождения , которое не может быть извлечено иным способом. Хотя первичные и вторичные методы извлечения основаны на разнице давления между поверхностью и подземной скважиной, повышение нефтеотдачи функционирует за счет изменения химического состава самой нефти, чтобы облегчить ее извлечение. EOR может извлечь от 30% до 60% или более нефти из резервуара, [1] по сравнению с 20% до 40% при использовании первичного и вторичного извлечения . [2] [3] По данным Министерства энергетики США, углекислый газ и вода закачиваются вместе с одним из трех методов EOR: термическим закачиванием, закачиванием газа и химическим закачиванием. [1] Более продвинутые, спекулятивные методы EOR иногда называют четвертичным извлечением . [4] [5] [6] [7]
Существует три основных метода EOR: закачка газа, термическая закачка и химическая закачка. Закачка газа, которая использует такие газы, как природный газ , азот или углекислый газ (CO2 ) , составляет почти 60 процентов добычи EOR в Соединенных Штатах. [1] Термическая закачка, которая включает введение тепла , составляет 40 процентов добычи EOR в Соединенных Штатах, причем большая ее часть происходит в Калифорнии. [1] Химическая закачка, которая может включать использование длинноцепочечных молекул, называемых полимерами, для повышения эффективности заводнения, составляет около одного процента добычи EOR в Соединенных Штатах. [1] В 2013 году в Соединенных Штатах из России была внедрена технология, называемая плазменно-импульсной технологией. Эта технология может привести к еще 50 процентам улучшения существующей добычи скважин. [8]
В настоящее время наиболее часто используемым подходом для повышения нефтеотдачи является закачка газа или смешивающееся заводнение. Смешивающееся заводнение — это общий термин для процессов закачки, которые вводят смешивающиеся газы в пласт. Процесс смешивающегося вытеснения поддерживает давление в пласте и улучшает вытеснение нефти, поскольку поверхностное натяжение между нефтью и газом снижается. Это относится к удалению границы раздела между двумя взаимодействующими жидкостями. Это обеспечивает общую эффективность вытеснения. [9] Используемые газы включают CO2 , природный газ или азот. Жидкость, наиболее часто используемая для смешивающегося вытеснения, — это диоксид углерода, поскольку он снижает вязкость нефти и является менее дорогостоящим, чем сжиженный нефтяной газ . [9] Вытеснение нефти закачкой диоксида углерода зависит от фазового поведения смесей этого газа и сырой нефти, которые сильно зависят от температуры пласта, давления и состава сырой нефти.
При таком подходе используются различные методы нагрева сырой нефти в пласте для снижения ее вязкости и/или испарения части нефти и, таким образом, снижения коэффициента подвижности. Повышенное тепло снижает поверхностное натяжение и увеличивает проницаемость нефти. Нагретая нефть также может испаряться, а затем конденсироваться, образуя улучшенную нефть. Методы включают циклическую закачку пара , закачку пара и сжигание. Эти методы повышают эффективность охвата и эффективность вытеснения. Закачка пара используется в коммерческих целях с 1960-х годов на месторождениях Калифорнии. [10] В 2011 году в Калифорнии и Омане были начаты проекты по повышению нефтеотдачи с использованием солнечной тепловой энергии ; этот метод похож на тепловой EOR, но для производства пара используется солнечная батарея.
В июле 2015 года Petroleum Development Oman и GlassPoint Solar объявили о подписании соглашения на сумму 600 миллионов долларов США о строительстве солнечного поля мощностью 1 ГВт на месторождении нефти Amal. Проект, названный Miraah , станет крупнейшим в мире солнечным полем, измеренным по пиковой тепловой мощности.
В ноябре 2017 года GlassPoint и Petroleum Development Oman (PDO) завершили строительство первого блока солнечной электростанции Miraah безопасно, в соответствии с графиком и бюджетом, и успешно поставили пар на нефтяное месторождение Amal West. [11]
Также в ноябре 2017 года GlassPoint и Aera Energy объявили о совместном проекте по созданию крупнейшего в Калифорнии солнечного поля EOR на нефтяном месторождении South Belridge , недалеко от Бейкерсфилда, Калифорния . Предполагается, что объект будет производить около 12 миллионов баррелей пара в год с помощью 850-мегаваттного теплового солнечного парогенератора. Это также сократит выбросы углерода с объекта на 376 000 метрических тонн в год. [12]
Закачка пара (см. схему) — один из способов подачи тепла в пласт путем закачки пара в скважину по схеме, аналогичной закачке воды. [13] В конечном итоге пар конденсируется в горячую воду; в паровой зоне нефть испаряется, а в зоне горячей воды нефть расширяется. В результате нефть расширяется, вязкость падает, а проницаемость увеличивается. Чтобы обеспечить успех, процесс должен быть цикличным. Это основная программа повышения нефтеотдачи, используемая сегодня.
Затопление огнем лучше всего работает, когда насыщенность нефтью и пористость высокие. Горение генерирует тепло внутри самого резервуара. Непрерывная закачка воздуха или другой газовой смеси с высоким содержанием кислорода будет поддерживать фронт пламени. По мере того, как огонь горит, он движется через резервуар к эксплуатационным скважинам. Тепло от огня снижает вязкость нефти и помогает испарять пластовую воду в пар. Пар, горячая вода, газ сгорания и банк дистиллированного растворителя действуют, чтобы вытеснять нефть перед огнем к эксплуатационным скважинам. [14]
Существует три метода сжигания: сухое прямое, обратное и влажное сжигание. Сухое прямое сжигание использует воспламенитель для поджигания нефти. По мере распространения огня нефть выталкивается от огня к добывающей скважине. При обратном сжигании нагнетание воздуха и воспламенение происходят с противоположных направлений. При влажном сжигании вода нагнетается сразу за фронтом и превращается в пар горячей породой. Это гасит огонь и распределяет тепло более равномерно.
Впрыскивание различных химикатов, обычно в виде разбавленных растворов, использовалось для повышения подвижности и снижения поверхностного натяжения . [15] Впрыскивание щелочных или едких растворов в резервуары с нефтью, в которых естественным образом присутствуют органические кислоты , приведет к образованию мыла , которое может снизить поверхностное натяжение в достаточной степени для увеличения добычи. [16] [17] Впрыскивание разбавленного раствора водорастворимого полимера для повышения вязкости закачиваемой воды может увеличить количество извлекаемой нефти в некоторых пластах. Разбавленные растворы поверхностно-активных веществ, таких как нефтяные сульфонаты или биосурфактанты, такие как рамнолипиды, могут быть введены для снижения поверхностного натяжения или капиллярного давления , которое препятствует перемещению капель нефти через резервуар, это анализируется с точки зрения числа связей , связывающего капиллярные силы с гравитационными. Специальные составы масла, воды и поверхностно-активного вещества, микроэмульсии , могут быть особенно эффективны для снижения поверхностного натяжения. Применение этих методов обычно ограничивается стоимостью химикатов и их адсорбцией и потерями на породе нефтесодержащего пласта. Во всех этих методах химикаты закачиваются в несколько скважин, а добыча происходит в других близлежащих скважинах.
Полимерное заводнение заключается в смешивании длинноцепочечных полимерных молекул с закачиваемой водой с целью повышения вязкости воды. Этот метод улучшает вертикальную и площадную эффективность охвата в результате улучшения соотношения подвижности вода/нефть.
Поверхностно-активные вещества могут использоваться в сочетании с полимерами и гиперразветвленными полиглицеринами; они снижают поверхностное натяжение между нефтью и водой. [15] [18] Это снижает остаточную нефтенасыщенность и повышает макроскопическую эффективность процесса.
К основным поверхностно-активным веществам обычно добавляют вспомогательные поверхностно-активные вещества, усилители активности и вспомогательные растворители для повышения стабильности состава.
Каустическое заводнение — это добавление гидроксида натрия к закачиваемой воде. Это происходит за счет снижения поверхностного натяжения, изменения смачиваемости породы, эмульгирования нефти, мобилизации нефти и содействия извлечению нефти из породы.
Процессы EOR можно улучшить с помощью наночастиц тремя способами: нанокатализаторы, наножидкости и наноэмульсии. Наножидкости — это базовые жидкости, которые содержат наночастицы в коллоидных суспензиях. Наножидкости выполняют множество функций в EOR нефтяных месторождений, включая давление расклинивания пор, закупорку каналов, снижение межфазного натяжения, коэффициент подвижности, изменение смачиваемости и предотвращение осаждения асфальтенов. Наножидкости облегчают давление расклинивания для удаления нефти, захваченной осадком, посредством агрегации на границе раздела. В качестве альтернативы, изменение смачиваемости и снижение межфазного поверхностного натяжения являются другими альтернативными механизмами EOR. [19] [20]
Микробная инъекция является частью микробной улучшенной нефтедобычи и используется редко из-за ее высокой стоимости и потому, что разработка не получила широкого признания. Эти микробы функционируют либо путем частичного переваривания длинных углеводородных молекул, либо путем генерации биосурфактантов , либо путем выделения углекислого газа (который затем функционирует так, как описано выше в разделе «Закачка газа»). [21]
Для достижения микробной инъекции использовались три подхода. В первом подходе бактериальные культуры, смешанные с источником пищи (обычно используется углевод, такой как патока ), впрыскиваются в нефтяное месторождение. Во втором подходе, используемом с 1985 года, [22] питательные вещества впрыскиваются в землю для питания существующих микробных тел; эти питательные вещества заставляют бактерии увеличивать выработку природных поверхностно-активных веществ, которые они обычно используют для метаболизма сырой нефти под землей. [23] [ нужен лучший источник ] После того, как введенные питательные вещества потребляются, микробы переходят в режим, близкий к отключению, их внешняя часть становится гидрофильной , и они мигрируют в область интерфейса нефть-вода, где они вызывают образование капель нефти из большей массы нефти, что повышает вероятность миграции капель к устью скважины. Этот подход использовался на нефтяных месторождениях вблизи Four Corners и на нефтяном месторождении Beverly Hills в Беверли-Хиллз, Калифорния .
Третий подход используется для решения проблемы парафиновых компонентов сырой нефти, которые имеют тенденцию выпадать в осадок по мере того, как сырая нефть течет к поверхности, поскольку поверхность Земли значительно холоднее нефтяных залежей (обычное падение температуры составляет 9–10–14 °C на тысячу футов глубины).
Углекислый газ (CO 2 ) особенно эффективен в резервуарах глубже 2000 футов, где CO 2 будет находиться в сверхкритическом состоянии. [24] В условиях высокого давления с более легкой нефтью CO 2 смешивается с нефтью, что приводит к ее набуханию и снижению вязкости, а также, возможно, к снижению поверхностного натяжения с породой резервуара. В случае резервуаров с низким давлением или тяжелой нефти CO 2 образует несмешивающуюся жидкость или лишь частично смешивается с нефтью. Может произойти некоторое набухание нефти, и вязкость нефти все равно может быть значительно снижена. [25] [26]
В этих приложениях от половины до двух третей закачанного CO 2 возвращается с добытой нефтью и обычно повторно закачивается в пласт для минимизации эксплуатационных расходов. Оставшаяся часть удерживается в нефтяном пласте различными способами. Диоксид углерода как растворитель имеет преимущество в том, что он более экономичен, чем другие смешивающиеся жидкости, такие как пропан и бутан . [27]
Впрыск воды и газа с чередованием (WAG) — еще один метод, используемый в EOR. Вода используется в дополнение к углекислому газу. Здесь используется солевой раствор, чтобы не нарушать карбонатные образования в нефтяных скважинах. [28] [29] Вода и углекислый газ впрыскиваются в нефтяную скважину для большего извлечения, так как они обычно имеют низкую смешиваемость с нефтью. Использование как воды, так и углекислого газа также снижает подвижность углекислого газа, делая газ более эффективным при вытеснении нефти в скважине. [30] Согласно исследованию, проведенному Ковсчеком, использование небольших порций как углекислого газа, так и воды позволяет быстро извлекать нефть. [30] Кроме того, в исследовании, проведенном Дангом в 2014 году, использование воды с более низкой соленостью позволяет лучше извлекать нефть и лучше взаимодействовать с геохимическими процессами. [31]
Технология плазменного импульса — это метод, используемый в США с 2013 года. [ требуется ссылка ] Технология была разработана в Российской Федерации в Санкт-Петербургском государственном горном университете при финансировании и содействии инновационного центра «Сколково» . [32] Группа разработчиков в России и группы внедрения по всей России, Европе, а теперь и в США протестировали эту технологию на вертикальных скважинах, и почти 90% скважин показали положительный эффект. [ требуется ссылка ]
Технология плазменно-импульсной добычи нефти с помощью EOR использует низкие выбросы энергии для создания того же эффекта, который могут дать многие другие технологии, за исключением отсутствия негативного воздействия на окружающую среду. [ требуется ссылка ] Почти в каждом случае объем воды, вытягиваемой вместе с нефтью, фактически уменьшается по сравнению с предварительной обработкой EOR, а не увеличивается. [ требуется ссылка ] Текущими клиентами и пользователями новой технологии являются ConocoPhillips , ONGC , Газпром , Роснефть и Лукойл . [ требуется ссылка ]
Он основан на той же технологии, что и российский импульсный плазменный двигатель , который использовался на двух космических кораблях и в настоящее время совершенствуется для использования в горизонтальных скважинах. [ необходима цитата ]
Добавление методов добычи нефти увеличивает стоимость нефти — в случае CO 2 обычно от 0,5 до 8,0 долларов США за тонну CO 2 . С другой стороны, увеличение добычи нефти является экономической выгодой с доходом, зависящим от преобладающих цен на нефть . [33] Береговые методы добычи нефти принесли чистую прибыль в диапазоне от 10 до 16 долларов США за тонну закачанного CO 2 при ценах на нефть от 15 до 20 долларов США за баррель . Преобладающие цены зависят от многих факторов, но могут определять экономическую целесообразность любой процедуры, при этом большее количество процедур и более дорогие процедуры являются экономически жизнеспособными при более высоких ценах. [34] Пример: при ценах на нефть около 90 долларов США за баррель экономическая выгода составляет около 70 долларов США за тонну CO 2 . Министерство энергетики США оценивает, что 20 миллиардов тонн уловленного CO 2 могут произвести 67 миллиардов баррелей экономически извлекаемой нефти. [35]
С 1986 по 2008 год добыча нефти, полученная в результате применения МУН, увеличилась с 0,3% до 5% благодаря растущему спросу на нефть и сокращению поставок нефти. [36]
Проект SaskPower Boundary Dam Power Station модернизировал угольную электростанцию в 2014 году с помощью технологии улавливания и секвестрации углерода (CCS). Завод будет ежегодно улавливать 1 миллион тонн CO2 , который он продавал Cenovus Energy для повышения нефтеотдачи на своем нефтяном месторождении Weyburn [37] до продажи активов Cenovus в Саскачеване в 2017 году Whitecap Resources. [38] Ожидается, что проект позволит закачать 18 миллионов тонн CO2 и извлечь дополнительно 130 миллионов баррелей (21 000 000 м3 ) нефти, что продлит срок службы нефтяного месторождения на 25 лет. [39] Прогнозируется, что в Вейберне будет храниться более 26 миллионов тонн (чистой добычи) CO 2 , плюс еще 8,5 миллионов тонн (чистой добычи) в проекте по диоксиду углерода Вейберн-Мидейл , что приведет к чистому сокращению атмосферного CO 2 за счет хранения CO 2 на нефтяном месторождении. Это эквивалентно удалению почти 7 миллионов автомобилей с дорог на год. [40] С тех пор, как в конце 2000 года началась закачка CO 2 , проект EOR в основном функционировал так, как и прогнозировалось. В настоящее время на месторождении добывается около 1600 м 3 (10 063 баррелей) в день дополнительной нефти.
Проект Petra Nova использует технологию абсорбции амином после сжигания для улавливания части выбросов углекислого газа из одного из котлов электростанции WA Parish в Техасе и транспортировки его по трубопроводу на нефтяное месторождение West Ranch для использования в целях повышения нефтеотдачи пластов.
Энергетический объект округа Кемпер компании Mississippi Power , или проект Кемпер , должен был стать первым в своем роде заводом в США, который, как ожидалось, должен был быть запущен в эксплуатацию в 2015 году. [41] Его компонент газификации угля с тех пор был отменен, и завод был преобразован в обычную электростанцию комбинированного цикла на природном газе без улавливания углерода. Дочерняя компания Southern Company работала с Министерством энергетики США и другими партнерами с намерением разработать более чистые, менее дорогие и более надежные методы производства электроэнергии с использованием угля, которые также поддерживали бы производство EOR. Технология газификации была предназначена для использования в качестве топлива для электростанции комбинированного цикла с интегрированной газификацией . [35] Кроме того, уникальное расположение проекта Кемпер и его близость к нефтяным месторождениям сделали его идеальным кандидатом для повышения нефтеотдачи. [42]
В 2000 году на нефтяном месторождении Вейберн-Мидейл в Саскачеване начали применять метод повышения нефтеотдачи пластов (EOR) в качестве метода добычи нефти. [43] В 2008 году месторождение стало крупнейшим в мире местом хранения углекислого газа. [44] Углекислый газ поступает по 320-километровому трубопроводу с объекта газификации Дакота . Предполагается, что проект повышения нефтеотдачи пластов (EOR) позволит хранить около 20 миллионов тонн углекислого газа, производить около 130 миллионов баррелей нефти и продлит срок службы месторождения более чем на два десятилетия. [45] Это место также примечательно тем, что на нем проводилось исследование влияния EOR на близлежащую сейсмическую активность. [43]
Соединенные Штаты используют CO 2 EOR уже несколько десятилетий. Более 30 лет нефтяные месторождения в Пермском бассейне внедряют CO 2 EOR с использованием CO 2 из природных источников из Нью-Мексико и Колорадо. [46] Министерство энергетики (DOE) подсчитало, что полное использование CO 2 -EOR «следующего поколения» в Соединенных Штатах может генерировать дополнительно 240 миллиардов баррелей (38 км 3 ) извлекаемых нефтяных ресурсов. Разработка этого потенциала будет зависеть от доступности коммерческого CO 2 в больших объемах, что может быть возможно благодаря широкому использованию улавливания и хранения углерода. Для сравнения, общие неразработанные внутренние нефтяные ресурсы США, все еще находящиеся в земле, составляют более 1 триллиона баррелей (160 км 3 ), большая часть из которых остается неизвлекаемой. По оценкам Министерства энергетики США, если бы потенциал ПНП был полностью реализован, государственные и местные казначейства получили бы 280 миллиардов долларов доходов от будущих роялти , налогов на добычу полезных ископаемых и подоходных налогов штата с добычи нефти, помимо других экономических выгод.
В США нормативные акты могут как способствовать, так и замедлять разработку EOR для использования в улавливании и утилизации углерода, а также в общей добыче нефти. Одним из основных нормативных актов, регулирующих EOR, является Закон о безопасной питьевой воде 1974 года (SDWA), который предоставляет большую часть регулирующих полномочий в отношении EOR и аналогичных операций по добыче нефти Агентству по охране окружающей среды . [47] Агентство, в свою очередь, делегировало часть этих полномочий своей собственной Программе контроля за подземными закачками, [47] а большую часть остальной части этих регулирующих полномочий правительствам штатов и племен, сделав большую часть регулирования EOR локальным делом в соответствии с минимальными требованиями SDWA. [47] [48] Затем Агентство по охране окружающей среды собирает информацию от этих местных органов власти и отдельных скважин, чтобы гарантировать, что они следуют общему федеральному регулированию, такому как Закон о чистом воздухе , который диктует руководящие принципы отчетности для любых операций по секвестрации углекислого газа. [47] [49] Помимо проблем с атмосферой, большинство этих федеральных нормативных актов направлены на то, чтобы закачка углекислого газа не наносила серьезного ущерба водным путям Америки. [50] В целом, локальность регулирования EOR может усложнить проекты EOR, поскольку разные стандарты в разных регионах могут замедлить строительство и заставить разные подходы использовать одну и ту же технологию. [51]
В феврале 2018 года Конгресс принял, а Президент подписал расширение налоговых льгот на улавливание углерода, определенных в разделе 45Q Налогового кодекса IRS. Ранее эти льготы были ограничены 10 долларами США за тонну и имели общий лимит в 75 миллионов тонн. В рамках расширения проекты по улавливанию и использованию углерода, такие как EOR, будут иметь право на налоговый кредит в размере 35 долларов США за тонну, а проекты по секвестрации получат кредит в размере 50 долларов США за тонну. [52] Расширенный налоговый кредит будет доступен в течение 12 лет любому заводу, построенному к 2024 году, без ограничения объема. В случае успеха эти льготы «могут помочь улавливать от 200 миллионов до 2,2 миллиарда метрических тонн углекислого газа» [53] и снизить затраты на улавливание и секвестрацию углерода с нынешних предполагаемых 60 долларов США за тонну в Petra Nova до всего лишь 10 долларов США за тонну.
Скважины для повышения нефтеотдачи обычно выкачивают большие объемы добываемой воды на поверхность. Эта вода содержит рассол и может также содержать токсичные тяжелые металлы и радиоактивные вещества . [54] Это может быть очень вредно для источников питьевой воды и окружающей среды в целом, если не контролировать должным образом. Скважины для утилизации используются для предотвращения поверхностного загрязнения почвы и воды путем закачивания добываемой воды глубоко под землю. [55] [56]
В Соединенных Штатах деятельность нагнетательных скважин регулируется Агентством по охране окружающей среды США (EPA) и правительствами штатов в соответствии с Законом о безопасной питьевой воде . [57] EPA выпустило правила контроля за подземной закачкой (UIC) для защиты источников питьевой воды. [58] Скважины с улучшенной добычей нефти регулируются EPA как скважины «класса II». Правила требуют, чтобы операторы скважин повторно закачивали рассол, используемый для добычи, глубоко под землей в утилизационные скважины класса II. [55]