Афонин Денис Геннадьевич, кандидат технических наук, старший эксперт; доцент
Тюмень
Denis G. Afonin, Candidate of Engineering, Senior Expert; Associate Professor
Tyumen
Грачева Светлана Камиловна, кандидат технических наук, эксперт по разработке; доцент
Тюмень
Svetlana К. Gracheva, Candidate of Engineering, Development Expert; Associate Professor
Tyumen
Ручкин Александр Альфредович, кандидат технических наук, старший эксперт
Тюмень
Aleksander А. Ruchkin, Candidate of Engineering, Senior Expert
Tyumen
Максимов Алексей Андреевич, заместитель начальника управления по разработке месторождений
Нефтеюганск
Alexey А. Maximov, Deputy Head of the Field Development Department
Nefteyugansk
Щутский Григорий Анатольевич, главный менеджер
Нефтеюганск
Grigoriy А. Shutskiy, General Manager
Nefteyugansk
Решая задачу мирового уровня о сокращении выбросов парниковых газов в атмосферу и возможной утилизации углекислого газа (СО2), в статье представлен обзор технологий закачки СО2 в пласты нефтегазовых месторождений с целью увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти. Предложены и детально описаны технологические процессы реализации двух основных методов: закачки углекислого газа в добывающие скважины методом Huff and Puff и закачки СО2 в нагнетательные скважины. Технология закачки диоксида углерода в добывающие скважины имеет ряд преимуществ, таких как отсутствие капитальных затрат и низкие операционные затраты, быстрое получение эффекта в виде увеличения дебита и эффективного использования СО2. Общий принцип технологии заключается в управляемой подаче углекислого газа через устье остановленной добывающей скважины в призабойную зону пласта. Эффективность технологии в основном достигается за счет снижения вязкости нефти и объемного расширения нефти, снижения межфазного натяжения и уменьшения относительной фазовой проницаемости по воде и, как следствие, снижения остаточной нефтенасыщенности за счет роста количества защемленного газа. Вторая технология по закачке углекислого газа в нагнетательные скважины для получения положительного технологического эффекта требует большего объема агента закачки и длительного периода времени для оценки эффекта. Эффективность технологии и увеличение коэффициента вытеснения нефти достигается за счет распределения больших объемов закачанного углекислого газа по низкопроницаемым каналам пласта и вовлечения остаточной нефти. В статье представлены необходимые условия и основные этапы организации процесса закачки СО2 по предложенным технологиям, описан состав требуемого оборудования. Особое внимание уделено необходимости применения ингибиторов для защиты внутрискважинного оборудования, а также выбору подходящих ингибиторов с учетом их физико-химических характеристик, совместимости с другими реагентами и свойствами пласта, проведен экспертный опрос рынка на наличие специализированного оборудования в России и услуг отечественных производителей в области технологий закачки газов в пласты. Заключительная часть статьи подчеркивает важность тщательного планирования и мониторинга при проведении закачки CO2 в скважины, а также потенциал газовых методов для повышения добычи и снижения воздействия на окружающую среду.
Solving the world-class problem of reducing greenhouse gas emissions into the atmosphere and potential utilization of carbon dioxide (CO2), the article provides an overview of technologies for injecting CO2 into the oil and gas reservoirs to enhance oil recovery and stimulate oil production. Two main methods of carbon dioxide (CO₂) injection are proposed and described in detail. These are the Huff and Puff method, which involves the injection of CO₂ into production wells, and CO₂ injection into injection wells. The technology of injecting carbon dioxide into production wells has a number of advantages, such as the lack of capital costs and low operating costs, quick effect manifested in increased oil rates and efficient use of CO2. The general principle of the technology is the controlled supply of carbon dioxide through the mouth of a shut-in production well into the bottomhole formation zone. The efficiency of the technology is achieved primarily through the reduction of oil viscosity and volumetric expansion of oil, the decrease of interfacial tension, and the reduction of relative phase permeability by water. Consequently, residual oil saturation is reduced by the increase in the amount of trapped gas. The second technology for injecting carbon dioxide into injection wells to achieve a positive technological effect requires a larger volume of injection agent and a longer period for evaluation of the effect. The efficiency of the technology and the increase in the oil displacement ratio are achieved through the distribution of large volumes of injected carbon dioxide through low-permeability reservoir channels and involvement of residual oil. The article presents the necessary conditions and main stages of CO2 injection process organization using the proposed technologies, and describes the composition of the required equipment. Special attention is paid to the necessity of using inhibitors to protect downhole equipment, as well as to the selection of suitable inhibitors, taking into account their physical and chemical characteristics, compatibility with other reagents and reservoir properties. The authors of the article have conducted an expert survey of the market for the availability of specialized equipment in Russia and the services of domestic manufacturers in the field of gas injection technologies. The conclusion of the article highlights the importance of CO2 injection careful planning and monitoring, as well as the potential of gas-enhanced methods to improve production and reduce environmental impact.
The authors declare that there are no conflicts of interest present.