СИНТЕЗ-ГАЗ В КАЧЕСТВЕ АГЕНТА ДЛЯ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ. ПРИМЕРЫ, ЭКОНОМИКА, ПЕРСПЕКТИВЫ.

Все системы поддержания пластового давления (ППД) представляют собой комплекс технологического оборудования необходимый для подготовки, транспортировки, закачки рабочего агента в пласт нефтяного месторождения с целью поддержания пластового давления и достижения максимальных показателей отбора нефти из пласта.

Рис. 1. Схема систем поддержания пластового давления 

С энергетической точки зрения ППД закачкой газа — процесс более энергоемкий по сравнению с закачкой воды. Другими словами, на вытеснение единицы объема нефти при закачке газа затрачивается энергии больше, чем при вытеснении нефти водой. Это объясняется двумя главными причинами.

1. При закачке воды необходимое забойное давление создается как давлением воды на устье нагнетательной скважины, так и большим гидростатическим давлением водяного столба. При закачке газа гидростатическое давление газового столба мало (примерно в 7 — 15 раз меньше, чем водяного). Поэтому необходимое забойное давление приходится создавать за счет увеличения давления на устье (давление нагнетания), вследствие чего возрастают затраты энергии на закачку газа в пласт.
2. При закачке газа, вследствие его большой сжимаемости, необходимый объем газа нужно предварительно сжать до забойного давления, на что расходуется большое количество энергии.

Система ППД с помощью воды обладает следующими свойствами:

— как правило, достаточным количеством воды, добываемой в виде жидкости;

— возможность изменения режимов закачки воды в скважины, проведения геолого-технических мероприятий по выравниванию профиля приемистости;

— закачиваемая вода требует подготовки по нескольким параметрам;

— месторождения, эксплуатируемые системой водного ППД, характеризуются обводненностью до 98%.

Систему водного ППД можно усилить применением диоксида углерода, обладающего хорошей растворимостью в углеводородах и снижающего вязкость пластовых флюидов, что положительно сказывается на их гидродинамических свойствах. Несомненными плюсами диоксида углерода является сырьевая база и простота закачки в скважину, которые, правда, несколько нивелируются сложностью концентрирования диоксида углерода из дымовых газов и снижением температуры при закачке жидкой углекислоты. Отдельным и очень важным минусом применения диоксида углерода в газовых или смешанных системах ППД является коррозионная агрессивность добываемой жидкости, обусловленная сочетанным действием воды, сероводорода и диоксида углерода.

Систему водного ППД можно усилить применением диоксида углерода, обладающего хорошей растворимостью в углеводородах и снижающего вязкость пластовых флюидов, что положительно сказывается на их гидродинамических свойствах. Несомненными плюсами диоксида углерода является сырьевая база и простота закачки в скважину, которые, правда, несколько нивелируются сложностью концентрирования диоксида углерода из дымовых газов и снижением температуры при закачке жидкой углекислоты. Отдельным и очень важным минусом применения диоксида углерода в газовых или смешанных системах ППД является коррозионная агрессивность добываемой жидкости, обусловленная сочетанным действием воды, сероводорода и диоксида углерода.

Нагнетание в пласт азота имеет следующие положительные моменты: исключительная способность растворяться в пластовых флюидах и снижать их вязкость; взрывобезопасность, негорючесть, огромные запасы (воздух как источник); низкая коррозионная активность. Однако существуют и сложности применения азота, это высокие капитальные затраты на получение из воздуха.

Наряду с закачкой азота существуют варианты закачки воздуха, что, как правило, рассматривается как один из вариантов повышения температуры пласта за счёт реакции окисления.

Возможности по закачке газа в пласт для повышения пластового давления и увеличение нефтеотдачи скважин в России практически не используется (1% от общего объема) из-за отсутствия отработанных технологий. Сжигание ПНГ на факельных установках приводит к значительным потерям ценного химического сырья. Кроме того, приводит к значительным выбросам в атмосферу вредных веществ. Россия занимает ведущее место в мире по объему сжигания ПНГ. Тогда, как доля утилизации ПНГ в некоторых странах,  например, США, Канада, Норвегия составляет 99-100% [1].

Рассматриваемая в этой статье возможность закачки синтез-газа решает основную проблему высокой коррозионной агрессивности диоксида углерода, что позволяет отказаться от замены материала эксплуатируемых аппаратов и трубопроводов. Также решается проблема использования попутного нефтяного газа, при окислении которого в синтез-газ, образуется больше газов даже с учетом просто стехиометрии реакции. При закачке в пласт синтез-газа кроме физического снижения вязкости флюида можно говорить также и о протекании реакций, способствующих понижению вязкости добываемой нефти — разрушению структурообразующих соединений и восстановлению некоторых функциональных групп в молекулах смол и асфальтенов.

В настоящее время метод закачки  применяется в основном в США, где закачка углекислого газа с целью повышения нефтеотдачи стала наиболее распространённым методом увеличения нефтеотдачи. Диоксид углерода очень ограничен из-за дороговизны, но более эффективен, нежели другие агенты, но характеризуется высокой степенью коррозионного влияния на скважинное оборудование.

В 80-е годы на Сергеевском и Радаевском месторождениях был проведен эксперимент по использованию СО₂ для повышения нефтеоотдачи пластов. В результате опытно-технологических работ по закачке СО₂ на Радаевском и Сергиевском нефтяных месторождениях (1984-1987 гг.) установлено, что данный метод обладает достаточно высокой технологической эффективностью.

В течение 4 лет в области промышленного исследования закачивалось СО₂ 430,0 тыс. тонн в год. Всего на 01.07.89 г. закачено СО₂ 767,2 тыс. тонн, что в 2,6 раза меньше проектной закачки за данный пери В 80-е годы на Сергеевском и Радаевском месторождениях был проведен эксперимент по использованию СО₂ для повышения нефтеоотдачи пластов. На примере экспериментов, проведённых на Радаевском месторождении, было установлено, что при закачке СО₂ на 22% од. В результате получено дополнительно 218 тыс. тонн нефти или 12,80% прироста нефтеотдачи пласта.

Проектные показатели по месторождениям приведены в таблице 1.

Таблица 1. Проектные показатели по закачке СО₂

Таким образом, эффективное применение новой технологии для добычи трудноизвлекаемых запасов нефти позволила получить от 10% до 30% нефти дополнительно. Тем не менее, в конце 1988 г. эксперимент был завершён.

Инновационная компания «РИТЭК» начиная с 2012 г. рассмотрела проекты газоциклической закачки сверхкритического СО₂ с целью увеличения нефтеотдачи пластов и одобрила их применение в Самарской области.

Одним из наиболее перспективных альтернатив агентов для поддержания пластового давления является смесь монооксида углерода (CO) и водорода (H₂). В зависимости от способа получения соотношения CO:  варьирует от 1:1 или 1:3. Были проведены опытно-промышленные испытания технологии выработки синтетического газа на забое нагнетательной скважины с целью подачи его в пласт для увеличения нефтегазоотдачи пластов.

Специалистами БашНИПИ разработана промышленная технология по закачке окиси углерода и углекислого газа в пласт для увеличения нефтеотдачи. От первоначального объёма закачки в пласт возвращается 5,7% углекислоты, что является доказательством протекания процесса синтеза углеводородов в нефтяном пласте. Сравнение начальных запасов и объема добытой нефти показывает, что добыча превышает начальные запасы [2].

Рассмотрим экономические параметры закачки синтез-газа в сравнении с закачкой диоксида углерода.

Капитальные затраты (КЗ) на закачку углекислого газа в работе [3] определяются в размере 27,03 рублей на кубический метр закачиваемого агента.

Капитальные затраты на закачку синтез-газа в явном виде не указаны ни в одной публикации. Известно, что КЗ складываются из затрат на обустройство, аналогичное тому, что применяется для закачки попутного нефтяного газа, а также затратам на окисление ПНГ. Для приблизительной экономической оценки их можно принять равным затратам на оборудование для неглубокой переработки газа. Таким образом, затраты на закачку синтез-газа будут составлять 4,4 рубля на кубический метр и затраты на окисление – 15 рублей на кубический метр [4], итого – 19,4 рубля на кубический метр закачиваемого агента.

Если принять среднюю по пласту закачку углекислого газа в размере 5 млн. тонн, то для диоксида углерода объемная закачка составит 5000*1000/1,913=2 613 695 тыс. м³ (где 1,913 – плотность углекислого газа в н.у.). Для синтез-газа закачка в размере 1630 тыс. тонн в объёмных единицах составит 1630*1000/0,7=2 328 571 тыс. м³ (где 0,7 – плотность синтез-газа по [5]).

Таким образом, капитальные затраты на закачку CO₂ составляют 2 613 695*27,03=70 648 млн руб, а на закачку синтез-газа – 2 328 571*19,4=45 174 млн руб. Капитальные затраты и их структура представлены на диаграмме рис. 3, из которой можно сделать вывод, что капитальные затраты на закачку углекислого газа в полтора раза выше КЗ на закачку синтез-газа. Это связано с большими объемами закачки CO₂.

Рис. 3. Капитальные затраты и их структура

 Если же рассматривать проекты по закачке в динамике, то CAPEX будут равны величинам, представленным на рисунке 3, а OPEX будут слагаться из себестоимости тонны нефти, умноженной на добычу нефти (рис. 4). Примем, что вся нефть сбывается на внешнем рынке по цене 55,9 долларов за баррель, ставка дисконтирования составляет 20%, налог на прибыль также 20%, а себестоимость тонны нефти составляет 4500 тыс. руб.

Рис. 4. Годовые операционные затраты

Добыча нефти до закачки составляет 39,1 тыс. тонн в год, при закачке CO₂ прирост годовой добычи составляет 9,1 тыс. тонн в год, а при закачке синтез-газа – 26,7 тыс. тонн в год [6].

Рассчитанные денежные потоки и структура капитальных затрат по годам показаны на рис. 5.

Рис. 5 Рассчитанные денежные потоки и структура капитальных затрат по годам

 Базовый кейс – разработка месторождения без геолого-технических мероприятий – имеет очень высокую внутреннюю норму доходности IRR, порядка 10% ввиду отсутствия капитальных затрат.

Разработка месторождения с применением CO₂ в текущих условиях не окупается, имеет IRR=10%, что вдвое меньше примененной ставки дисконтирования.

Закачка в пласт синтез-газа окупается в течение 7 лет и 7 месяцев и имеет внутреннюю норму доходности 28,6%.

Самым выгодным с экономической точки зрения в рассматриваемых условиях является добыча нефти из месторождения при помощи сложившейся системы разработки без закачки в пласт газа (рис. 6).

Рис. 6. Чистый дисконтированный доход

Использованные источники

1. Газизова О. В., Галеева А. Р. Проблемы и перспективы внедрения в России инновационных технологий утилизации попутного нефтяного газа // Вестник Казанского технологического университета. — 2012. — С. 175-180.
2. Peng Luo, Weiguo Luo, Sheng Li, Effectiveness of miscible and immiscible gas flooding in recovering tight oil from Bakken reservoirs in Saskatchewan, Canada // Fuel. – 2017. – volume 208 – pages 626-636.
3. Mostafa Lashkarbolooki , Masoud Riazi, Shahab Ayatollahi. Effect of CO2 and natural surfactant of crude oil on the dynamic interfacial tensions during carbonated water flooding: Experimental and modeling investigation // Journal of Petroleum Science and Engineering. — 2017. — №159. — pages 58-67.
4. Мусин И.Г., Прощекальников Д.В., Кульментьева Е.И., Рамазанов Р.Р., Солодов С.Д., Гурьянов А.И. Технология обработки призабойной зоны нефтяной скважины с использованием кассетного проточного химреактора (ПХР) с целью увеличения нефтеотдачи // Вестник Казанского технологического университета. — 2015. — №17. — С. 43-
5. http://webcache.googleusercontent.com/search?q=cache:mw-VlroI1SsJ:www.ugtu.net/sites/default/files/pages/convent/2016/109-konvent_zhdanov_trufanov-1.docx+&cd=1&hl=ru&ct=clnk&gl=ru
6. https://www.sibur.ru/upload/iblock/7f9/7f99b71b46a22dd0c4769d35596e3413.pdf
7. https://chem21.info/info/158598/
8. Выгон Г. Экономическое стимулирование рационального недропользования. Эффективность применения МУН. Журнал «Нефтегазовая вертикаль», #5/2011, с. 8-12.