УДК:
DOI:

Реализация технологии закачки СО2 Huff & Puff как метода интенсификации добычи высоковязкой нефти

Implementation of CO2 injection technology Huff & Puff as a method of intensifying the production of high-viscosity oil

V.I. DARISCHEV,
S.A. KHARLANOV,
Yu.I. BABINETS,
A.V. ZINOVIEV,
D.O. ANTONOVA

LUKOIL-Engineering LLC
Moscow, 109028,
Russian Federation

Впервые в России ООО «РИТЭК» при инженерно-технологическом сопровождении работ со стороны ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» успешно реализовало циклическую закачку углекислого газа в добывающие скважины по технологии Huff & Puff («вдох–выдох») для месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Технология Huff & Puff является полностью экологически безопасной, ввиду высокой степени растворимости СО2 в нефти в пластовых условиях. Технология предполагает закачку углекислого газа в добывающую скважину и включает в себя 3 этапа: закачка СО2 в пласт, выдержка во времени и добыча нефти. По результатам геолого-технического мероприятия закачка СО2 позволила повысить дебит скважин с высоковязкой нефтью, а также ввести в эксплуатацию ранее простаивающие скважины. Нефтеотдача скважин увеличивается за счет снижения вязкости нефти, ее «набухания» (увеличение объема) вследствие растворения СО2 и очистки призабойной зоны от асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). Выработаны основные критерии применимости технологии, проведена ее оптимизация для дальнейшего тиражирования.

For the first time in Russia, LLC RITEK, with engineering and technological support from LLC LUKOIL-Engineering, successfully implemented cyclic injection of carbon dioxide into production wells using the Huff & Puff technology (“inhale–exhale”) for fields with hard-to-recover oil reserves . The Huff & Puff technology is completely environmentally friendly, due to the high degree of CO2 solubility in oil in reservoir conditions. The technology involves the injection of carbon dioxide into a production well and includes 3 stages: injection of CO2 into the reservoir, holding in time and oil production. According to the results of the geological and technical measure, the injection of CO2 made it possible to increase the flow rate of wells with high-viscosity oil, as well as to put into operation previously idle wells. Oil recovery from wells is increased due to a decrease in oil viscosity, its "swelling" (volume increase) due to the dissolution of CO2 and cleaning the bottomhole zone from asphalt, resin and paraffin deposits (ARPD). The main criteria for the applicability of the technology have been developed, and its optimization for further replication has been carried out.

Применяемые вторичные методы повышения нефтеотдачи не в полной мере позволяют обеспечить необходимый уровень добычи углеводородов вследствие снижения запасов легкоизвлекаемой нефти относительно трудноизвлекаемых флюидов. Например, структура запасов нефти в ООО «РИТЭК» такова, что 80 % – это трудноизвлекаемые запасы (рис. 1). В связи с этим применение в нефтегазовом секторе современных третичных методов повышения нефтеотдачи пластов становится все более актуальным способом извлечения трудноизвлекаемых запасов (1– 6).
На основании анализа мирового опыта определено, что эффективным методом интенсификации добычи нефти может являться закачка СО2 в добывающие скважины по технологии Huff & Puff [1].
Технология Huff & Puff основана на следующих положениях:
Известно, что при постоянной температуре с ростом давления или при изменении состава газа взаимная растворимость газа и нефти возрастает, а при некоторых условиях (давлении, составе газа и т.п.) достигается полная их смесимость: межфазная граница раздела исчезает, а межфазное натяжение становится равным нулю. Растворение углекислого газа в нефти оказывает влияние на ее свойства, в том числе приводит к увеличению объема и существенному снижению вязкости. Указанные выше эффекты позволяют осуществить интенсификацию добычи нефти, в том числе, вязкой и высоковязкой [3, 5].
В пластовых условиях, в зависимости от температуры и давления, углекислый газ может находиться в газообразном, жидком, а также сверхкритическом состоянии. При температуре выше 31,2 °С СО2 будет находиться в газообразном состоянии при любом давлении (сверхкритическое состояние). В сверхкритическом состоянии плотность углекислого газа соответствует плотности жидкости, а вязкость и поверхностное натяжение – газу [5].
Снижение вязкости флюида – также важный механизм процесса технологии Huff & Puff. Основные причины снижения вязкости при закачке CO2 – это разбавление вязкой нефти закачиваемым диоксидом углерода и разрушение эмульсии тяжелой нефти. Коэффициент снижения вязкости системы изменяется в зависимости от температуры, давления и растворимости CO2 [4].

Этапы применения технологии
Обработка призабойной зоны пласта состоит из трех этапов: закачка углекислого газа в пласт, выдержка во времени и добыча нефти (рис. 2).
1 этап – закачка углекислоты в пласт. СО2 непрерывно закачивается в добывающую скважину с помощью мобильного криогенного насосного агрегата. Диоксид углерода вытесняет часть подвижной нефти вглубь залежи, одновременно приводя к сокращению водонасыщения в призабойной зоне скважины, в результате чего увеличивается фазовая проницаемость по нефти. Высокая скорость закачки (порядка 4–5 тонн в час) позволяет на данном этапе очистить призабойную зону от АСПО. Оставшаяся часть нефти подвергается воздействию нагнетаемого углекислого газа. При этом процесс диффузии CO2 на этапе закачки незначителен, поскольку диоксид углерода закачивается с высокой скоростью. По завершению этапа закачки давление в призабойной зоне будет намного выше, чем в начале.
2 этап – выдержка скважины (10–28 дней). На этом этапе скважина закрывается на время реакции. Происходит диффузия CO2 и обеспечиваются ключевые механизмы процесса закачки углекислого газа, связанные с увеличением объема нефти и снижением ее вязкости, уменьшением фильтрационных сопротивлений.
3 этап – освоение и добыча. На этом этапе незначительная часть CO2, которая не растворилась в нефти, извлекается как газообразная фаза, после чего осуществляется отбор нефти. В итоге увеличивается дебит скважины за счет целого ряда положительных факторов от закачки диоксида углерода.
К основным механизмам повышения добычи нефти при воздействии на залежь углекислым газом относятся:
1) Очистка призабойной зоны от АСПО;
2) Снижение вязкости пластовой нефти;
3) Увеличение нефти в объеме из-за растворения СО2 (эффект набухания);
4) Вовлечение в разработку недренируемой или слабодренируемой нефти из низкопроницаемых пропластков за счет увеличения газонасыщенности порового пространства;
5) Снижение межфазного натяжения на границе раздела сред;
6) Режим гравитационного дренирования.
Эффективность технологии для месторождений вязкой нефти основывается в большей степени на снижении вязкости в околоскважинной зоне, тогда как для пластов с легкой нефтью эффективность технологии основывается на очистке призабойной зоны и повышении давления. Двуокись углерода способствует отмыву пленочной нефти, покрывающей поверхность породы. Вследствие этого, капли нефти при малом межфазном натяжении свободно перемещаются в поровых каналах, фазовая проницаемость нефти увеличивается [4].
Величина эффекта (соотношение между объемом добычи до и после закачки СО2) зависит от объема закачанного углекислого газа к нефтенасыщенному объему продуктивного интервала. Средний объем закачки диоксида углерода составляет 200–300 т на скважину. Процесс технологии Huff & Puff теоретически эффективен для 2-х или 3-х циклов закачки CO2.
Технологическая эффективность увеличивается при образовании крупного участка эффективного смешивания нефти и СО2 и управляемого притока в процессе добычи.

Апробация проекта циклической закачки в пласт CO2
В открытых источниках, помимо применения технологии закачки в пласт СО2 на месторождениях легкой нефти, содержится информация по ее апробации на 9 зарубежных месторождениях вязкой нефти, при этом 6 проектов – успешные. Технология Huff & Puff применялась на месторождениях вязкой нефти США, Мексики, Турции с вязкостью от 32 до 3000 мПа*с [2, 3, 6].
Анализ мирового опыта применения технологии закачки в пласт углекислого газа на месторождениях показал, что снижение вязкости тяжелой нефти при закачке в пласт CO2 достигает более 10 раз (рис. 3).
Анализ реализованных проектов позволяет выделить критерии применимости технологии и основные факторы, благоприятствующие циклической закачке CO2 [2]:
1) Глубина залегания пластов > 500 м;
2) Толщина 3–60 м;
3) Вязкость 0,2–3000 мПа*с;
4) Плотность 834,8–993 кг/м3;
5) Пористость 11–32 %;
6) Проницаемость 5–3000 мД;
7) Давление смесимости СО2 ≤ пластового давления.

Применение технологии в России
ООО «РИТЭК» в 2017 году первым в России (Самарская область) реализовало технологию закачки диоксида углекислого газа на Марьинском нефтяном месторождении (юго-восточный борт Мелекесской впадины). Выбранная скважина находилась в бездействии в связи с невозможностью добычи высоковязкой нефти с помощью традиционных технологий.
Тестируемый пласт В1 турнейского яруса сложен карбонатами с поровым типом коллектора с эффективной нефтенасыщенной толщей 14,4 м. Плотность нефти в пластовых условиях – 955 кг/м3, вязкость нефти в пластовых условиях – 795 мПа*с.
До начала проведения работ силами «Волгоград-НИПИморнефть» – Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжини-ринг» были выполнены лабораторные исследования совместимости углекислого газа с высоковязкой нефтью и пластовой водой, в результате которых было определено:
1) При концентрации углекислого газа до 10 % обеспечивается полное смешение углекислого газа с нефтью;
2) Вязкость смеси СО2 с нефтью снижается в 11,7 раз;
3) Увеличивается объем легкой фазы (эффект «набухания» нефти).
С целью выполнения непрерывной закачки 300 тонн углекислого газа в добывающую скважину было использовано передовое оборудование подрядной организации. Доставка жидкого диоксида углерода при давлении 1,9 МПа и температуре 19 оС осуществлялась постоянно курсирующими изотермическими автоцистернами вместимостью 20 тонн каждая (рис. 4) с промышленного предприятия в г. Тольятти. Необходимое рабочее давление закачки СО2 создавалось мобильным газовым насосным агрегатом (МГНА) высокого давления (рис. 4, рис. 5), с максимальным давлением до 103 МПа. Система трубопроводов и манифольдов высокого и низкого давления, соединяющая автоцистерну, насосный агрегат и скважину, направляла жидкий СО2 через узел учета расхода, откалиброванный на замер параметров углекислого газа при данных термобарических условиях.
Закачка СО2 была проведена в период с 21 по 24августа 2017 года, при среднем расходе 5,3 т/час продолжительность закачки составила 58 часов. Максимальное давление закачки не превышало 12 МПа. С учетом особенностей углекислого газа на данном месторождении было использовано специализированное скважинное оборудование: фонтанная арматура, рассчитанная на давление 35 МПа, компоновка насосно-компрессорных труб в коррозионностойком исполнении, а также система подачи ингибитора коррозии. После завершения этапа выдержки скважина была введена в эксплуатацию фонтанным способом с начальным дебитом 11 т/сут. В результате испытаний скважина выведена из бездействия, дополнительная добыча нефти за 18 месяцев превысила 1000 тонн, в том числе, за счет снижения вязкости – 230 тонн. Достигнутый положительный эффект применения инновационной технологии позволил ООО «РИТЭК» продолжить опытно-промышленные испытания (ОПИ) на других месторождениях с высоковязкой нефтью.

С целью дальнейшей апробации технологии в августе 2019 года на скважине Стреловского месторождения (Самарская область) осуществлена закачка 160 тонн СО2. Целевой пласт Б2 бобриковского горизонта представлен терригенным поровым коллектором с эффективной нефтенасыщенной мощностью около 10 м, содержащим тяжелую высоковязкую нефть плотностью 940 кг/м3 и вязкостью в пластовых условиях 595 мПа*с. До проведения операции по закачке СО2 скважина с апреля 2019года находилась в бездействии в связи с отсутствием притока. После окончания закачки скважина находилась на технологической выдержке 2 недели. В дальнейшем при запуске скважины получен прирост дебита нефти 11 т/сут., при базовом дебите 2,1 т/сут. По состоянию на январь 2022 года, средний дебит на скважине остался на уровне 6–15 т/сут., в зависимости от режимов работы глубинно-насосного оборудования. Дополнительная добыча нефти от выполненных мероприятий составляет более 1800 тонн. Эффект от закачки СО2 завершен.
Следующая закачка проведена также на скважине Стреловского месторождения (пласт Б2). Закачано 200тонн жидкого углекислого газа, при среднем расходе 5,0 т/ч. По результатам проведенных работ получен прирост дебита нефти 10 т/сут., при базовом дебите 3,4 т/сут., дополнительная добыча нефти оценивается на уровне 657 тонн. Эффект от закачки СО2 завершен.
В 2020 году продолжились опытно-промышленные работы по закачке СО2 на терригенном типе коллектора на Воздвиженском и Аксеновском месторождениях (Самарская область).
Испытываемые пласты бобриковского горизонта сложены терригенными породами с эффективной нефтенасыщенной толщей 5,2–5,9 м, с плотностью нефти в пластовых условиях 926–939 кг/м3 и вязкостью нефти в пластовых условиях 209–403 мПа*с.
Перед проведением закачки СО2 в целях удаления АСПО в призабойной зоне пласта выполнили обработку скважин растворителем на углеводородной основе с объемом закачек по 8 м3 на каждую скважино-операцию.
В скважину Аксеновского месторождения было закачано 202 тонны углекислого газа при давлении не более Р = 6,2 МПа. По результатам проведенных работ получен средний прирост дебита нефти 2,9 т/сут., дополнительная добыча нефти оценивается на уровне 2070 тонн. Эффект от закачки СО2 продолжается.
В скважину Воздвиженского месторождения было закачано 207 тонн углекислого газа. Скважина запущена в работу 24 декабря 2020 года. По результатам проведенных работ получен средний прирост дебита нефти 2,1 т/сут., дополнительная добыча нефти оценивается на уровне 1490 тонн. Эффект продолжается.
В августе 2021 года выполнены закачки углекислого газа в две добывающие скважины Воздвиженского и Аксеновского месторождений территориально-производственного предприятия (ТПП) «РИТЭК-Самара-Нафта». Общий объем закачки по двум скважино-операциям составил 400 тонн углекислого газа. Произведена закачка растворителя на углеводородной основе в объеме 8 м3 на каждую скважину. Скважины запущены в работу 24 и 27 августа 2021 года. Показатели работы скважины превышают базовые значения дебитов нефти. Филиалом «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» было подобрано и рекомендовано к спуску оптимальное ГНО. Ожидаемый эффект от закачки СО2 выражается в увеличении суточных дебитов по скважинам, в результате чего планируется получение дополнительной добычи на уровне 3,86 тыс. тонн. По состоянию на декабрь 2022года параметры работы скважины Аксеновского месторождения составляют Qж = 13,8 м3/сут., Qн = 12,4 т/сут. с обводненностью 4,3 %, при базовом дебите по нефти Qн.баз. = 11,0 т/сут. Дополнительная добыча превышает 1260 тонн. По скважине Воздвиженского месторождения параметры работы скважины составляют
Qж = 16,9 м3/сут., Qн = 15,2 т/сут. с обводненностью 1,7%, при базовом дебите по нефти Qн.баз. = 13,2 т/сут. Дополнительная добыча составляет 1066 тонн.
В конце декабря 2022 года проведены закачки углекислого газа в три добывающие скважины Кутузовского и Майоровского месторождений ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта». Скважины выводятся на режимы оптимальной работы.
Значения дополнительной добычи нефти по состоянию на конец декабря 2022 по скважинам Самарской области представлены на графике (рис. 6).
На сегодняшний день ООО «РИТЭК» имеет следующие результаты эффективности применения технологии закачки углекислого газа Huff & Puff в скважины ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта»:
– всего выполнено 10 закачек СО2 на северной группе месторождений Самарской области;
– общий объем закачанного углекислого газа по 10 операциям составляет 1 848 тонн;
– суммарная дополнительная добыча нефти (на 31.12.2022) составляет более 8,8 тысяч тонн нефти.
Эффект продолжается на 3 из 7 скважинах, кроме последних скважин, где эффект будет определен после вывода их на стабильный режим работы.
С целью масштабирования и оптимизации технологии, кроме лабораторных исследований были проведены гидродинамические расчеты данной технологии в добывающих скважинах. Стоит отметить, что расчеты на гидродинамической модели показали рост эффективности закачки CO2 при снижении вязкости нефти. Технология способствует интенсификации добычи нефти из низкодебитных скважин, скважин с проблемами АСПО, кроме того, из залежей вязкой и высоковязкой нефти.
Технология закачки углекислого газа в добывающие скважины может быть успешно применена в нефтегазодобывающих компаниях России для различных геолого-гидродинамических условий объектов разработки. С целью масштабирования и промышленного применения технологии, в мае 2022 года принято решение о включении в Реестр технологий ПАО «ЛУКОЙЛ», технологии закачки СО2 Huff & Puff для добывающих горизонтальных скважин с терригенным типом коллектора при первом цикле воздействия и дальнейшем продолжении испытаний на карбонатных коллекторах.
Также промышленное внедрение технологии Huff & Puff в добывающие скважины способствует решению проблемы утилизации углекислого газа. С целью решения актуальной задачи декарбонизации в настоящее время разрабатывается комплекс мероприятий в области улавливания и утилизации диоксида углерода, с возможностью использования СО2 при разработке месторождений и его захоронения (ПХГ).

Выводы
1. По результатам геолого-технических мероприятий закачка СО2 в пласт позволила ввести в эксплуатацию бездействующую скважину и существенно увеличить дебиты работающих скважин. Производительность скважины увеличилась за счет снижения вязкости и очистки призабойной зоны.
2. По результатам применения и исследования технологии средний эффект от ГТМ составил 3–7 т нефти на 1 т CO2 для условий вязкой нефти. При этом расчеты показали рост эффективности мероприятия для условий легкой нефти.
3. Суммарная дополнительная добыча нефти превысила 8,8 т. тонн для 7 выполненных обработок, что позволяет сделать вывод об эффективности применения технологии.
4. Масштабирование технологии может способствовать рентабельной добыче нефти из низкодебитных скважин, скважин с проблемами отложений АСПО и вязкой нефти с одновременным решением вопроса полезного использования углекислого газа.

Литература

1. Г.Эй. Томас, Т.Дж. Монгер-Макклюр. Технико-экономическое обоснование циклического закачивания углекислого газа для добычи легкой нефти. Работа SPE 20208, 1991 г.
2. Л. Мухаммед-Сингх, Петротрин, А.К. Сингхал и С. Сим, Исследовательский совет Альберты. Критерий применимости циклической стимуляции нефтяных пластов углекислым газом. SPE 100044, 2006 г.
3. Сян Чжоуa, Цинванг Юаньa, Сяолун Пенгa, Фанхуа Зенгa, Лихуй Чжанг. Критический обзор процесса циклической закачки CO2 для увеличения добычи тяжелой нефти, 2017 г.
4. Макаревич В.Н., Искрицкая Н.И., Богословский С.А. Ресурсный потенциал месторождений тяжелой нефти европейской части Российской Федерации // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2012. – Т. 7. – № 3.
5. Балинт В., Бан А., Долешан Ш. Применение углекислого газа в добыче нефти. – М.: Недра, 1977 г.
6. Байков Н.М. Опыт повышения нефтеотдачи на месторождениях США путем закачки СО2 // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 11.

References

1. G.Ey. Tomas, T.Dzh. Monger-Makklyur. Tekhniko-ekonomicheskoye obosnovaniye tsiklicheskogo zakachivaniya uglekislogo gaza dlya dobychi legkoy nefti [Feasibility Study of Cyclic Carbon Dioxide Injection for Light Oil Production]. SPE 20208, 1991. (In Russian).
2. L. Mukhammed-Singkh, Petrotrin, A.K. Singkhal, S. Sim, Issledovatel'skiy sovet Al'berty. Kriteriy primenimosti tsiklicheskoy stimulyatsii neftyanykh plastov uglekislym gazom [Alberta Research Council. Applicability criterion for cyclic stimulation of oil reservoirs with carbon dioxide]. SPE 100044, 2006. (In Russian).
3. Syan Chzhoua, Tsinvang Yuan'a, Syaolun Penga, Fankhua Zenga, Likhuy Chzhang. Kriticheskiy obzor protsessa tsiklicheskoy zakachki CO2 dlya uvelicheniya dobychi tyazheloy nefti [Critical review of CO2 cycling to increase heavy oil production]. 2017. (In Russian).
4. Makarevich V.N., Iskritskaya N.I., Bogoslovskiy S.A. Resursnyy potentsial mestorozhdeniy tyazheloy nefti yevropeyskoy chasti Rossiyskoy Federatsii [Resource potential of heavy oil fields in the European part of the Russian Federation] // Neftegazovaya geologiya. Teoriya i praktika [Neftegazovaya geologiya. Theory and practice]. – 2012. – Vol. 7. – no 3. (In Russian).
5. Balint V., Ban A., Doleshan Sh. Primeneniye uglekislogo gaza v dobyche nefti [The use of carbon dioxide in oil production]. – Moscow: Nedra Publ., 1977. (In Russian).
6. Baykov N.M. Opyt povysheniya nefteotdachi na mestorozhdeniyakh SSHA putem zakachki SO2 [Experience in increasing oil recovery in the US fields by injection of CO2] // Neftyanoye khozyaystvo [Neftyanoe khozyaystvo] – 2012. – no. 11. (In Russian).

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей

    Авторизация


    регистрация

    Дарищев В.И.

    Дарищев В.И.

    к.т.н. заместитель генерального директора по науке и инновационной деятельности

    ООО «РИТЭК» г.Волгоград, 400048, РФ

    Харланов С.А.

    Харланов С.А.

    начальник управления научно-техническими проектами

    ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» г. Москва, 109028, РФ

    Бабинец Ю.И.

    Бабинец Ю.И.

    начальник отдела управления научно-техническими проектами

    ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» г. Москва, 109028, РФ

    Зиновьев А.В.

    Зиновьев А.В.

    ведущий инженер отдела управления научно-техническими проектами

    ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» г. Москва, 109028, РФ

    Антонова Д.О.

    Антонова Д.О.

    ведущий инженер отдела управления научно-техническими проектами

    ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» г. Москва, 109028, РФ

    Просмотров статьи: 4322

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru