Повышенная нефтеотдача

редактировать
Нагнетательная скважина, используемая для увеличения нефтеотдачи

Повышенная нефтеотдача (сокращенно EOR ), также называемое третичным извлечением, представляет собой извлечение сырой нефти из нефтяного месторождения, которое не может быть извлечено другим способом. МУН может извлекать от 30% до 60% или более нефти из пласта, по сравнению с 20-40% при использовании первичной и вторичной добычи. По данным Министерства энергетики США, диоксид углерода и вода закачиваются вместе с одним из трех методов повышения нефтеотдачи: термическим закачиванием, закачкой газа и закачкой химикатов. Более продвинутые, спекулятивные методы повышения нефтеотдачи иногда называют четвертичной добычей .

Содержание

  • 1 Методы
    • 1.1 Закачка газа
    • 1.2 Закачка газа
      • 1.2.1 Заводнение пара
      • 1.2.2 Пожар заводнение
    • 1.3 Химическая закачка
      • 1.3.1 Полимерная закачка
      • 1.3.2 Микробная закачка
      • 1.3.3 Жидкая сверхтекучая двуокись углерода
      • 1.3.4 Вода-переменный газ (WAG)
    • 1.4 Плазменный импульс
  • 2 Экономические затраты и выгоды
  • 3 проекта повышения нефтеотдачи с CO 2 от улавливания углерода
    • 3.1 Электростанция на пограничной дамбе, Канада
    • 3.2 Петра Нова, США
    • 3.3 Проект Кемпер, США (отменен)
    • 3.4 Уэйберн-Мидейл, Канада
  • 4 CO 2 EOR в США
  • 5 Воздействие на окружающую среду
  • 6 См. Также
  • 7 Ссылки
  • 8 Внешние ссылки

Методы

Существует три основных метода увеличения нефтеотдачи: закачка газа, термическая закачка и закачка химикатов. Закачка газа с использованием таких газов, как природный газ, азот или диоксид углерода (CO 2), составляет почти 60 процентов. производства МУН в США. Тепловая закачка, которая включает введение тепла, составляет 40 процентов добычи ПНП в Соединенных Штатах, большая часть которой приходится на Калифорнию. Закачка химикатов, которая может включать использование длинноцепочечных молекул, называемых полимерами, для повышения эффективности заводнения, составляет около одного процента производства EOR в Соединенных Штатах. В 2013 году технология под названием Plasma-Pulse была представлена ​​в США из России. Этот метод может привести еще к 50-процентному увеличению добычи из существующих скважин.

Закачка газа

Закачка газа или смешивающееся заводнение в настоящее время является наиболее часто используемым подходом для увеличения нефтеотдачи. Смешивающееся заводнение - это общий термин для процессов закачки, которые вводят смешивающиеся газы в пласт. Процесс смешиваемого вытеснения поддерживает пластовое давление и улучшает вытеснение нефти, поскольку межфазное натяжение между нефтью и водой уменьшается. Это относится к удалению границы раздела между двумя взаимодействующими жидкостями. Это обеспечивает полную эффективность вытеснения. Используемые газы включают CO 2, природный газ или азот. Жидкость, наиболее часто используемая для смешиваемого вытеснения, представляет собой диоксид углерода, поскольку он снижает вязкость нефти и является менее дорогостоящим, чем сжиженный нефтяной газ. Вытеснение нефти посредством закачки диоксида углерода зависит от фазового поведения смесей этого газа и сырой нефти, которые сильно зависят от температуры, давления и состава сырой нефти в пласте.

Тепловая закачка

Метод закачки пара

В этом подходе используются различные методы для нагрева сырой нефти в пласте с целью снижения ее вязкости и / или испарения части нефти и, таким образом, уменьшения коэффициент мобильности. Повышенный нагрев снижает поверхностное натяжение и увеличивает проницаемость масла. Нагретое масло также может испаряться, а затем конденсироваться с образованием улучшенного масла. Методы включают циклическую закачку пара, закачку пара и сжигание. Эти методы улучшают эффективность развертки и эффективность вытеснения. Закачка пара использовалась в коммерческих целях с 1960-х годов на месторождениях Калифорнии. В 2011 году в Калифорнии и Омане были начаты проекты повышения нефтеотдачи пластов с помощью солнечной тепловой энергии, этот метод аналогичен термическому МУН, но использует солнечную батарею для производства пара.

В июле 2015 года Petroleum Development Oman и GlassPoint Solar объявили о подписании соглашения на 600 миллионов долларов о строительстве солнечного месторождения мощностью 1 ГВт на месторождении Амаль. Проект под названием Miraah будет 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 в соответствии с графиком и бюджетом и успешно доставили пар на нефтяное месторождение Amal West.

Также в ноябре 2017 г. GlassPoint и Aera Energy объявили о совместном проекте по созданию крупнейшего в Калифорнии солнечного месторождения ПНП на Южно-Белриджском нефтяном месторождении, недалеко от Бейкерсфилд, Калифорния. Предполагается, что установка будет производить около 12 миллионов баррелей пара в год с помощью теплового солнечного парогенератора мощностью 850 МВт. Это также сократит выбросы углерода на предприятии на 376 000 метрических тонн в год.

Заводнение паром

Заводнение пара (см. Рисунок) является одним из способов подачи тепла в резервуар путем закачки пара в резервуар. скважина по схеме, аналогичной закачке воды. В конце концов пар конденсируется в горячую воду; в зоне пара масло испаряется, а в зоне горячей воды масло расширяется. В результате масло расширяется, вязкость падает, а проницаемость увеличивается. Для обеспечения успеха процесс должен быть цикличным. Это основная программа повышения нефтеотдачи, используемая сегодня.

  • Solar EOR - это форма закачки пара, при которой используются солнечные батареи для концентрации солнечной энергии для нагрева воды и генерации пара. Солнечная МУН оказывается жизнеспособной альтернативой производству пара на газе для нефтяной промышленности.
Солнечной системы повышения нефтеотдачи

Пожарное затопление

Пожарное затопление работает лучше всего, когда нефтенасыщенность и пористость высокая. При сгорании внутри самого резервуара выделяется тепло. Непрерывное нагнетание воздуха или другой газовой смеси с высоким содержанием кислорода будет поддерживать фронт пламени. По мере того, как огонь горит, он движется через пласт к добывающим скважинам. Тепло от огня снижает вязкость масла и помогает превратить пластовую воду в пар. Пар, горячая вода, газообразные продукты сгорания и скопление дистиллированного растворителя - все действуют, чтобы направить нефть перед огнем к добывающим скважинам.

Существует три метода сжигания: сухое прямое, обратное и мокрое сжигание. Сухой форвард использует воспламенитель, чтобы поджечь масло. По мере развития пожара нефть отталкивается от огня к добывающей скважине. В обратном направлении нагнетание воздуха и зажигание происходят с противоположных сторон. При влажном горении вода впрыскивается сразу за переднюю часть и превращается в пар горячей породой. Это тушит огонь и равномерно распределяет тепло.

Введение химикатов

Введение различных химикатов, обычно в виде разбавленных растворов, использовалось для улучшения подвижности и снижения поверхностного натяжения. Закачка щелочных или щелочных растворов в резервуары с нефтью, которая содержит органические кислоты, встречающиеся в нефти естественным образом, приведет к производству мыла это может снизить межфазное натяжение настолько, чтобы увеличить производительность. Закачка разбавленного раствора водорастворимого полимера для увеличения вязкости закачиваемой воды может увеличить количество нефти, извлеченной в некоторых пластах. Разбавленные растворы поверхностно-активных веществ, таких как нефтяные сульфонаты или биосурфактанты, такие как рамнолипиды, могут вводиться для снижения межфазного натяжения <138.>или капиллярное давление, которое препятствует перемещению капель нефти через резервуар, это анализируется с помощью числа связи, связывающего капиллярные силы с гравитационными. Специальные составы масла, воды и поверхностно-активного вещества, микроэмульсии, могут быть особенно эффективными для снижения межфазного натяжения. Применение этих методов обычно ограничивается стоимостью химикатов, их адсорбцией и потерями на породе нефтесодержащего пласта. Во всех этих методах химикаты закачиваются в несколько скважин, а добыча происходит в других соседних скважинах.

Полимерное заводнение

Полимерное заводнение заключается в смешивании длинноцепочечных молекул полимера с закачиваемой водой с целью увеличения вязкости воды. Этот метод улучшает эффективность вертикального и поверхностного охвата как следствие улучшения отношения подвижности вода / масло.

Поверхностно-активные вещества могут использоваться в сочетании с полимерами; они уменьшают поверхностное натяжение между маслом и водой. Это снижает остаточную нефтенасыщенность и улучшает макроскопическую эффективность процесса.

Первичные поверхностно-активные вещества обычно содержат вспомогательные поверхностно-активные вещества, усилители активности и сорастворители, добавленные к ним для повышения стабильности состава.

Заводнение щелочью - это добавление гидроксида натрия к нагнетаемой воде. Это достигается за счет снижения поверхностного натяжения, изменения смачиваемости породы на обратное, эмульгирования нефти, мобилизации нефти и помощи в извлечении нефти из породы.

Микробная инъекция

Микробная инъекция является частью повышения нефтеотдачи с помощью микробов и редко используется из-за более высокой стоимости и потому, что разработка не является общепринятый. Эти микробы функционируют либо путем частичного переваривания длинных углеводородных молекул, путем образования биосурфактантов, либо путем выделения диоксида углерода (который затем функционирует, как описано в Закачка газа выше).

Для получения микробной инъекции использовались три подхода. В первом подходе бактериальные культуры, смешанные с источником пищи (обычно используется углевод, такой как меласса ), вводятся в нефтяное месторождение. Во втором подходе, используемом с 1985 г., питательные вещества вводятся в почву для развития существующих микробных тел; Эти питательные вещества заставляют бактерии увеличивать производство естественных поверхностно-активных веществ, которые они обычно используют для метаболизма сырой нефти под землей. После того, как введенные питательные вещества потребляются, микробы переходят в режим, близкий к отключению, их внешние поверхности становятся гидрофильными, и они мигрируют в область границы раздела нефть-вода, где вызывают образование капель масла из большей массы нефти., что увеличивает вероятность миграции капель к устью скважины. Этот подход использовался на месторождениях около Four Corners и на нефтяном месторождении Беверли-Хиллз в Беверли-Хиллз, Калифорния.

Третий подход используется для решения проблемы. парафинового воска компонентов сырой нефти, которые имеют тенденцию осаждаться по мере того, как нефть течет к поверхности, поскольку поверхность Земли значительно холоднее, чем нефтяные отложения (падение температуры на 9–10–14 ° C на тысячу футов глубины обычно).

Жидкая сверхтекучая двуокись углерода

Двуокись углерода (CO 2) особенно эффективна в коллекторах глубже 2000 футов, где CO 2 будет в сверхкритическом состоянии. В применениях с более легкими маслами при высоком давлении CO 2 смешивается с нефтью, что приводит к набуханию нефти и снижению вязкости, а также, возможно, к снижению поверхностного натяжения породы-коллектора. В случае резервуаров низкого давления или тяжелой нефти CO 2 будет образовывать несмешивающуюся жидкость или будет только частично смешиваться с нефтью. Может произойти некоторое набухание нефти, и вязкость нефти все равно может быть значительно снижена.

В этих приложениях от половины до двух третей закачанного CO 2 возвращается с добытой нефтью и обычно повторно закачивается в пласт, чтобы минимизировать эксплуатационные расходы. Остаток улавливается в масляном резервуаре различными способами. Преимущество диоксида углерода в качестве растворителя заключается в том, что он более экономичен, чем другие аналогично смешивающиеся жидкости, такие как пропан и бутан.

Водно-чередующийся газ (WAG)

Вода- Попеременная закачка газа (WAG) - еще один метод, применяемый в EOR. В дополнение к диоксиду углерода используется вода. Здесь используется физиологический раствор, чтобы не нарушать карбонатные образования в нефтяных скважинах. Вода и диоксид углерода закачиваются в нефтяную скважину для увеличения нефтеотдачи, так как обычно они плохо смешиваются с нефтью. Использование воды и углекислого газа также снижает подвижность углекислого газа, что делает газ более эффективным для вытеснения нефти в скважине. Согласно исследованию, проведенному Ковшеком, использование небольших порций двуокиси углерода и воды позволяет быстро извлекать нефть. Кроме того, в исследовании, проведенном Дангом в 2014 году, использование воды с более низкой соленостью позволяет лучше удалить нефть и улучшить геохимические взаимодействия.

Плазменный импульс

Технология плазменного импульса - это метод используется в США с 2013 года. Технология была создана в Российской Федерации при финансовой поддержке и поддержке Инновационного центра Сколково. Команда разработчиков в России и команды по внедрению в России, Европе, а теперь и в США протестировали эту технологию на вертикальных скважинах, и почти 90% скважин показали положительный эффект.

Плазменно-импульсная технология повышения нефтеотдачи нефтяных скважин использует низкие выбросы энергии для создания такого же эффекта, который могут дать многие другие технологии, за исключением того, что они не оказывают негативного воздействия на окружающую среду. Практически в каждом случае объем воды, вытягиваемой с нефтью, фактически уменьшается после обработки перед ПНП, а не увеличивается. Текущие клиенты и пользователи новой технологии: ConocoPhillips, ONGC, Газпром, Роснефть и Лукойл.

. основан на той же технологии, что и российский импульсный плазменный двигатель , который использовался на двух космических кораблях и в настоящее время разрабатывается для использования в горизонтальных скважинах.

Экономические затраты и выгоды

Добавление методов извлечения нефти увеличивает стоимость нефти - в случае CO 2 обычно составляет 0,5–8,0 долларов США за тонну CO 2. С другой стороны, увеличение добычи нефти является экономической выгодой, поскольку выручка зависит от преобладающих цен на нефть. Плата за повышение нефтеотдачи на суше составляет 10–16 долларов США за тонну закачанного CO 2 при цене на нефть 15–20 долларов США / баррель. Преобладающие цены зависят от многих факторов, но могут определять экономическую пригодность любой процедуры, при этом большее количество процедур и более дорогие процедуры являются экономически жизнеспособными при более высоких ценах. Пример: При цене на нефть около 90 долларов США за баррель экономический эффект составляет около 70 долларов США за тонну CO 2. США По оценке Министерства энергетики, из 20 миллиардов тонн уловленного CO 2 может быть получено 67 миллиардов баррелей экономически извлекаемой нефти.

Считается, что использование уловленного антропогенного углекислый газ, полученный в результате разработки запасов лигнита угля, для обеспечения выработки электроэнергии и поддержки увеличения нефтеотдачи существующих и будущих нефтяных и газовых скважин, предлагает многостороннее решение для энергетики США, экологические и экономические проблемы. Несомненно, ресурсы угля и нефти ограничены. США имеют сильные позиции для использования таких традиционных источников энергии для удовлетворения будущих потребностей в электроэнергии, в то время как другие источники исследуются и развиваются. Для угольной промышленности CO 2 EOR создает рынок для газификации побочных продуктов и снижает затраты, связанные с секвестрацией углерода. и хранение.

проекты ПНП с CO 2 от улавливания углерода

Boundary Dam Power Station, Канада

SaskPower 's Boundary Dam Power Station В 2014 году в рамках проекта была модернизирована угольная электростанция с использованием технологии улавливания и улавливания углерода (CCS). Завод будет улавливать 1 миллион тонн CO. 2 в год, который он продавал Cenovus Energy для повышения нефтеотдачи на своем предприятии до продажи активов Cenovus в Саскачеване в 2017 году компании Whitecap Resources. Ожидается, что в рамках проекта будет закачано 18 миллионов тонн CO 2 и извлечено дополнительно 130 миллионов баррелей (21 000 000 м) нефти, что продлит срок эксплуатации месторождения на 25 лет (Brown 2001) harv error: нет цели: CITEREFBrown2001 (help ). Планируется, что 26+ миллионов тонн (без учета производства) CO. 2 будут храниться в Вейберне, плюс еще 8,5 миллионов тонн (без учета производства) будут храниться на Вейберн-Мидейлском проекте по двуокиси углерода, что приводит к чистому снижению атмосферного CO 2 за счет хранения CO 2 на нефтяном месторождении. Это эквивалентно снятию с дорог почти 7 миллионов автомобилей за год. С тех пор, как в конце 2000 года началась закачка CO 2, проект EOR в основном выполнялся в соответствии с прогнозами. В настоящее время на месторождении добывается около 1600 м3 (10 063 баррелей) дополнительной нефти в день.

Петра Нова, США

В проекте Петра Нова используется абсорбция амина после сжигания для улавливания некоторых выбросов диоксида углерода от одного из котлов на WA Parish в Техасе и транспортирует ее по трубопроводу на нефтяное месторождение West Ranch для использования в целях повышения нефтеотдачи.

Проект Кемпер, США (отменен)

Энергетический объект округа Кемпер в штате Миссисипи Пауэр, или Проект Кемпер, должен был стать первым в своем роде. типовой завод в США, который, как ожидалось, будет запущен в 2015 году. Компонент газификации угля был с тех пор отменен, и завод был преобразован в обычную электростанцию ​​с комбинированным циклом, работающую на природном газе, без улавливания углерода. Дочерняя компания Southern Company работала с США. Министерство энергетики и другие партнеры с намерением разработать более чистые, менее дорогие и более надежные методы производства электроэнергии с использованием угля, которые также поддерживают производство EOR. Технология газификации была предназначена для использования в качестве топлива для электростанции с комбинированным циклом с интегрированной газификацией. Кроме того, уникальное расположение проекта Кемпер и его близость к запасам нефти сделали его идеальным кандидатом для увеличения нефтеотдачи.

Weyburn-Midale, Canada

Weyburn-Midale Добыча нефти с течением времени, как до, так и после внедрения ПНП на месторождении.

В 2000 году на нефтяном месторождении Саскачевана Вейберн-Мидейл начали использовать ПНП в качестве метода добыча нефти. В 2008 году месторождение стало крупнейшим в мире хранилищем углекислого газа. Двуокись углерода поступает по трубопроводу протяженностью 320 км от объекта газификации Дакоты. По оценкам, в рамках проекта EOR будет храниться около 20 миллионов тонн углекислого газа, генерироваться около 130 миллионов баррелей нефти и увеличиваться срок эксплуатации месторождения более чем на два десятилетия. Сайт также примечателен тем, что на нем проводилось исследование по влиянию EOR на близлежащую сейсмическую активность.

CO2EOR в Соединенных Штатах

Соединенные Штаты использовали CO 2 EOR для несколько десятилетий. На протяжении более 30 лет на нефтяных месторождениях в Пермском бассейне применялись методы повышения нефтеотдачи CO. 2 с использованием CO. 2 из природных источников из Нью-Мексико и Колорадо. Министерство энергетики (DOE) подсчитало, что полное использование CO 2 -EOR «следующего поколения» в Соединенных Штатах может дать дополнительные 240 миллиардов баррелей (38 км) извлекаемых запасов нефти. Развитие этого потенциала будет зависеть от наличия коммерческого CO 2 в больших объемах, что может стать возможным благодаря широкому использованию улавливания и хранения углерода. Для сравнения: общие неразвитые внутренние запасы нефти в США, которые все еще находятся в недрах, составляют более 1 триллиона баррелей (160 км), большая часть из которых остается неизвлекаемой. По оценкам Министерства энергетики, в случае полной реализации потенциала повышения нефтеотдачи государственные и местные казначейства получат 280 миллиардов долларов дохода от будущих роялти, НДПИ и налогов штата на добычу нефти., помимо других экономических выгод.

Основным препятствием для дальнейшего использования CO 2 EOR в Соединенных Штатах было недостаточное количество доступного по цене CO 2. В настоящее время существует разрыв в расходах между тем, что нефтедобывающая компания может позволить себе заплатить за CO 2 в нормальных рыночных условиях, и стоимостью улавливания и транспортировки CO 2 от электростанций и промышленных источников., поэтому большая часть CO 2 поступает из природных источников. Однако использование CO 2 от электростанций или промышленных источников может уменьшить углеродный след (если CO 2 хранится под землей). Для некоторых промышленных источников, таких как переработка природного газа или производство удобрений и этанола, разрыв в стоимости невелик (потенциально 10–20 долларов за тонну CO 2). Для других искусственных источников CO 2, включая производство электроэнергии и различные промышленные процессы, затраты на улавливание выше, а разрыв в стоимости становится намного больше (потенциально 30–50 долларов за тонну CO 2). Инициатива по повышению нефтеотдачи пластов объединила лидеров промышленности, экологического сообщества, профсоюзов и правительств штатов, чтобы повысить эффективность нефтеотдачи CO 2 в США и сократить разрыв в цене.

В США правила могут как способствовать, так и замедлить разработку ПНП для использования в улавливании и утилизации углерода, а также в добыче нефти в целом. Одним из основных нормативных актов, регулирующих повышение нефтеотдачи, является Закон о безопасной питьевой воде 1974 г. (SDWA), который предоставляет большую часть регулирующих полномочий в отношении повышения нефтеотдачи и аналогичных операций по добыче нефти EPA. Агентство, в свою очередь, делегировало часть этих полномочий своей собственной Программе контроля подземных инъекций, а большую часть остальных регулирующих полномочий - правительствам штатов и племен, что сделало большую часть регулирования МУН в рамках минимальных требований SDWA. Затем EPA собирает информацию от этих местных органов власти и отдельных скважин, чтобы гарантировать, что они соблюдают общие федеральные нормы, такие как Закон о чистом воздухе, который диктует правила отчетности для любых операций по связыванию углекислого газа. Помимо проблем с атмосферой, большинство этих федеральных директив призвано гарантировать, что закачка углекислого газа не нанесет серьезного ущерба водным путям Америки. В целом, местность регулирования МУН может затруднить проекты МУН, поскольку разные стандарты в разных регионах могут замедлить строительство и вынудить отдельные подходы к использованию одной и той же технологии.

В феврале 2018 года Конгресс принял решение, а Президент подписал расширение налоговых скидок на улавливание углерода, определенных в разделе 45Q Налогового кодекса IRS. Ранее эти кредиты были ограничены 10 долларами на тонну и ограничены в общей сложности 75 миллионами тонн. В рамках расширения проекты по улавливанию и утилизации 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. Расширенная налоговая льгота будет доступна в течение 12 лет для любого завода, построенного к 2024 году, без ограничения объема. В случае успеха, эти кредиты «могут помочь секвестрировать от 200 миллионов до 2,2 миллиардов метрических тонн углекислого газа» и снизить затраты на улавливание и связывание углерода с текущих оценочных 60 долларов за тонну в Петра Нова до 10 долларов за тонну.

Воздействие на окружающую среду

Скважины с повышенным нефтеотдачей обычно закачивают большие количества попутной воды на поверхность. Эта вода содержит рассол, а также может содержать токсичные тяжелые металлы и радиоактивные вещества. Это может быть очень вредным для источников питьевой воды и окружающей среды в целом, если не контролировать их должным образом. Скважины для захоронения используются для предотвращения поверхностного загрязнения почвы и воды путем закачки добываемой воды глубоко под землю.

В США деятельность нагнетательной скважины регулируется Экологическим Агентство по охране (EPA) и правительства штатов в соответствии с Законом о безопасной питьевой воде. EPA издало правила контроля подземной закачки (UIC) для защиты источников питьевой воды. Скважины с увеличенной нефтеотдачей отнесены EPA к категории скважин «Класса II». Правила требуют, чтобы операторы скважин закачивали рассол, используемый для добычи глубоко под землей в скважинах для захоронения класса II.

См. Также

Ссылки

Внешние ссылки

Последняя правка сделана 2021-05-19 11:06:28
Содержание доступно по лицензии CC BY-SA 3.0 (если не указано иное).
Обратная связь: support@alphapedia.ru
Соглашение
О проекте