georesГеоресурсыGeoresources1608-50431608-5078Georesursy LLC10.18599/grs.2022.3.13geores-120Research ArticleРАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХEXPLORATION AND DEVELOPMENT OF MINERAL DEPOSITSОпыт исследования и применения закачки дымовых газов для повышения нефтеотдачиExperience in research and injection of flue gases into oil fields to increase oil recoveryГарифуллинаЧ. А.GarifullinaC. A.

Чулпан Айдаровна Гарифуллина – инженер-исследователь

423450, Альметьевск, ул. Ленина, д. 2

Chulpan A. Garifullina – Research Engineer

2, Lenin st., Almetyevsk, 423450

ХалиуллинТ. Ф.KhaliullinT. F.

Тимур Фаридович Халиуллин – инженер-лаборант

423450, Альметьевск, ул. Ленина, д. 2

Timur F. Khaliullin – Laboratory Engineer

2, Lenin st., Almetyevsk, 423450

ИндрупскийИ. М.IndrupskiyI. M.

Илья Михайлович Индрупский – доктор тех. наук, главный научный сотрудник

119333, Москва, ул. Губкина, д. 3

Ilya M. Indrupskiy – Dr. Sci. (Engineering), Head of the Laboratory

3, Gubkin st., Moscow, 119333

i-ind@ipng.ruВалиуллинИ. В.ValiullinI. V.

Ильсур Вазихович Валиуллин – кандидат тех. наук, ведущий научный сотрудник

423450, Альметьевск, ул. Ленина, д. 2

Ilsur V. Valiullin – Cand. Sci. (Engineering), Leading Researcher

2, Lenin st., Almetyevsk, 423450

ЗалятдиновА. А.ZalyatdinovA. A.

Альберт Айратович Залятдинов – начальник центра

423450, Альметьевск, ул. Ленина, д. 2

Albert A. Zalyatdinov – Head of the Center

2, Lenin st., Almetyevsk, 423450

БурлуцкийЕ. А.BurlutskiyE. A.

Ефим Андреевич Бурлуцкий – инженер

423450, Альметьевск, ул. Ленина, д. 2

Efim A. Burlutskiy – Engineer

2, Lenin st., Almetyevsk, 423450

СадрееваР. Х.SadreevaR. Kh.

Рауза Хатиповна Садреева – заведующий лабораторией

423450, Альметьевск, ул. Ленина, д. 2

Rauza Kh. Sadreeva – Head of the Laboratory

2, Lenin st., Almetyevsk, 423450

АфлятуновР. Р.AflyatunovR. R.

Ринат Ракипович Афлятунов – главный геолог-заместитель генерального директора

423450, Альметьевск, ул. Ленина, д. 75а

Rinat R. Aflyatunov – Chief Geologist, Deputy General Director

75a, Lenin st., Almetyevsk, 423450

КашаповИ. Х.KashapovI. Kh.

Ильдар Хамитович Кашапов – заместитель начальника отдела разработки Елхов-Прикамской и Бавлинской территории

423450, Альметьевск, ул.Ленина, д. 75

Ildar Kh. Kashapov – Deputy Head of the Development Department of the Elkhov-Prikamskaya and Bavlinskaya Territories

75, Lenin st., Almetyevsk, 423450

Альметьевский государственный нефтяной институтРоссияAlmetyevsk State Oil InstituteRussian FederationИнститут проблем нефти и газа РАНРоссияOil and Gas Research Institute of the Russian Academy of SciencesRussian FederationПАО «Татнефть»РоссияTatneft PJSCRussian FederationСП «Татнефть-Добыча» ПАО «Татнефть»РоссияTatneft-Dobycha Tatneft PJSCRussian Federation202213042024243149163Copyright © Гарифуллина Ч.А., Халиуллин Т.Ф., Индрупский И.М., Валиуллин И.В., Залятдинов А.А., Бурлуцкий Е.А., Садреева Р.Х., Афлятунов Р.Р., Кашапов И.Х., 20242024Гарифуллина Ч.А., Халиуллин Т.Ф., Индрупский И.М., Валиуллин И.В., Залятдинов А.А., Бурлуцкий Е.А., Садреева Р.Х., Афлятунов Р.Р., Кашапов И.Х.Garifullina C.A., Khaliullin T.F., Indrupskiy I.M., Valiullin I.V., Zalyatdinov A.A., Burlutskiy E.A., Sadreeva R.K., Aflyatunov R.R., Kashapov I.K.Данная работа распространяется под лицензией Creative Commons Attribution 4.0.This work is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 License.https://www.geors.ru/jour/article/view/120

Сокращение вредного влияния промышленных выбросов в атмосферу и продление периода использования ископаемого топлива на сегодняшний день являются важными вопросами топливно-энергетического комплекса. В связи с данной проблемой закачка дымовых газов в месторождения нефти для повышения нефтеотдачи может рассматриваться как экологически безопасный и экономически рациональный способ сокращения выбросов и полезного использования парниковых газов.Для закачки в пласт могут использоваться дымовые газы, образующиеся на электростанциях или в других промышленных процессах, связанных со сжиганием ископаемого топлива – природного газа, мазута, угля и др. Для эффективного вытеснения нефти с использованием дымовых газов важно учитывать множество факторов: влияние состава дымовых газов и состава нефти, условия смесимости, режимы закачки и т.д.В статье проанализирован мировой лабораторный и промышленный опыт исследований эффективности вытеснения нефти с использованием дымовых газов. Сделаны выводы об оптимальных критериях осуществления процесса, и обозначены дальнейшие пути развития исследований, с учетом условий возможного применения в Республике Татарстан.

Decreasing negative impact of industrial emissions to the atmosphere and prolonging fossil fuel usage period are urgent issues of fuel and energy sector. In view of this problem, injection of flue gases into oil fields to increase oil recovery may be considered as environmentally safe and economically rational way for beneficial use of greenhouse gas emissions. To effectively displace oil with flue gases it is important to consider many factors: influence of composition of the flue gases and oil, miscibility conditions, injection regimes, etc. Flue gases, a product of fuel combustion in air, can be produced as a result of oil self-ignition when air is injected into a reservoir with light oil (thermal gas method). Flue gases from natural gas, fuel oil or coal combustion in power plants or other processes that burn fossil fuels can also be used for injection into the reservoir. This paper presents an analysis of the world laboratory and industrial experience in studying efficiency of oil displacement using flue gases. Conclusions are presented about optimal criteria for implementation of this process and directions for further research.

повышение нефтеотдачидымовые газыуглекислый газвытеснение нефтидавление смесимостиenhanced oil recoveryflue gasescarbon dioxideoil displacementmiscibility pressureСтатья подготовлена по результатам совместных исследований АГНИ и ПАО «Татнефть» и выполнения государственного задания ИПНГ РАН по теме «Совершенствование методов моделирования, лабораторных и промысловых исследований для создания новых технологий эффективного экологически чистого извлечения углеводородов в сложных горно-геологических условиях» (122022800272-4).The article was prepared based on the results of joint research by the AGNI and PJSC Tatneft and the fulfillment of the state task of the Oil and Gas Research Institute of the Russian Academy of Sciences on the topic “Improving modeling methods, laboratory and field studies to create new technologies for efficient environmentally friendly extraction of hydrocarbons in difficult mining and geological conditions” (122022800272-4).ReferencesГорбылёва Я.А. (2021). О технологии закачки выхлопных (дымовых) газов для извлечения нефти. Вестник Евразийской науки, 13(4). https://esj.today/PDF/08SAVN421.pdfd economic feasibility study of flue gas injection in an Iranian oil field. Petroleum, 1(3), pp. 217–222. https://doi.org/10.1016/j.petlm.2015.07.010Козлов В.Б. (2004). Комплекс технико-технологических решений по оптимизации теплового воздействия на глубокозалегающие залежи высоковязкой нефти (на примере пермокарбоновой залежи Усинского нефтяного месторождения). Дисс. канд. тех. наук. Ухта.Al Riyami M. (2017). Evaluation of Compositional Effects on Gas-Oil Miscibility and Gas-Assisted Gravity Drainage (GAGD) EOR Process. LSU Doctoral Dissertation.Лихачёва Н.В., Христофоров Д.О., Хлебникова Т.Д. и др. (2020). Захоронение парниковых газов в геологических ловушках с целью интенсификации добычи нефти и газа. Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов, 6, с. 116-124.Antoniadi D.G. (1998). Increased oil recovery by gas and steam-gas methods. Moscow.Рюмин А.А., Белонин М.Д., Грибков В.В. (1996). Способ интенсификации добычи нефти. Патент RU 2055170 C1.Dong M., Huang S. (2002). Flue Gas Injection for Heavy Oil Recovery. Journal of Canadian Petroleum Technology, 41(9). https://doi.org/10.2118/02-09-04Салямов З.З., Шарифуллина Р.З. и др. (1996). Способ разработки нефтяного месторождения. Патент RU 2055168 C1.Final report of Fossil Energy. State-of-the-art review of nitrogen and flue gas flooding in enhanced oil recovery (1980). Morgantown, West Verginia, Vol. 133. https://doi.org/10.2172/6813742Трофимов А.С., Круглов И.А., Бердников С.В. (2012). Водогазовое воздействие с использованием тонкодиспергированного углеводородного газа. Мат. 8-й Всеросс. научно-тех. конф.: Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна (опыт, инновации). Тюмень: ТИУ, с. 55-60.Godwin Jh. et al. (1998). A Small Independent Producer’s Design, Construction and Operation of a Flue Gas Injection Project, East Edna Field, Okmulgee County, Oklahoma. SPE/DOE Eleventh Symposium on Improved Oil Recovery. Tulsa, Oklahoma, USA.Ahmadi M.A., Hasanvand M.Z., Shokrolahzadeh S. (2015). Technical and economic feasibility study of flue gas injection in an Iranian oil field. Petroleum, 1(3), pp. 217–222. https://doi.org/10.1016/j.petlm.2015.07.010Gorbyleva Ya.A. (2021). On the technology of injection of exhaust (flue) gases for oil recovery. Vestnik Evraziiskoi nauki, 13(4). (In Russ.) https://esj.today/PDF/08SAVN421.pdfAl Riyami M. (2017). Evaluation of Compositional Effects on Gas-Oil Miscibility and Gas-Assisted Gravity Drainage (GAGD) EOR Process. LSU Doctoral Dissertation.Kozlov V.B. (2004). A set of technical and technological solutions for optimizing the thermal impact on deep-lying deposits of high-viscosity oil (on the example of the Permocarbon deposit of the Usinskoye oil field). Cand. engineer. sci. diss. Ukhta. (In Russ.)Antoniadi D.G. (1998). Increased oil recovery by gas and steam-gas methods. Moscow.Likhacheva N.V., Khristoforov D.O., Khlebnikova T.D. et al. (2020). Burial of greenhouse gases in geological traps in order to intensify oil and gas production. Problems of collection, preparation and transport of oil and oil products, 6, pp. 116-124. (In Russ.)Dong M., Huang S. (2002). Flue Gas Injection for Heavy Oil Recovery. Journal of Canadian Petroleum Technology, 41(9). https://doi.org/10.2118/02-09-04Monte-Mor L.S., Laboissière P., Trevisan O.V. (2013). Laboratory Study on Steam and Flue Gas Co-injection for Heavy Oil Recovery. SPE Heavy Oil Conference. Canada, Calgary, Alberta. SPE-165523-MS. https://doi.org/10.2118/199949-MSFinal report of Fossil Energy. State-of-the-art review of nitrogen and flue gas flooding in enhanced oil recovery (1980). Morgantown, West Verginia, Vol. 133. https://doi.org/10.2172/6813742Qingya Liu, Zhenyu Liu, Weize Wu. (2009). Effect of V2O5 additive on simultaneous SO2 and NO removal from flue gas over a monolithic cordierite‑based CuO/Al2O3 catalyst. Catalysis Today, pp. S285-S289. http://dx.doi.org/10.1016%2Fj.cattod.2009.07.013Godwin Jh. et al. (1998). A Small Independent Producer’s Design, Construction and Operation of a Flue Gas Injection Project, East Edna Field, Okmulgee County, Oklahoma. SPE/DOE Eleventh Symposium on Improved Oil Recovery. Tulsa, Oklahoma, USA.Rivera J.E. et al. (2010). Experimental Evaluation of the Flue-Gas Injection of Barrancabermeja Refinery as EOR Method. SPE International Conference on CO2 Capture, Storage, and Utilization. New Orleans, Louisiana, USA. SPE-139715. https://doi.org/10.2118/139715-MSMonte-Mor L.S., Laboissière P., Trevisan O.V. (2013). Laboratory Study on Steam and Flue Gas Co-injection for Heavy Oil Recovery. SPE Heavy Oil Conference. Canada, Calgary, Alberta. SPE-165523-MS. https://doi.org/10.2118/199949-MSRyumin A.A., Belonin M.D., Gribkov V.V. (1996). A method for intensifying oil production. Patent RF, no. 2055170 C1. (In Russ.)Qingya Liu, Zhenyu Liu, Weize Wu. (2009). Effect of V2O5 additive on simultaneous SO2 and NO removal from flue gas over a monolithic cordieritebased CuO/Al2O3 catalyst. Catalysis Today, pp. S285-S289. http://dx.doi.org/10.1016%2Fj.cattod.2009.07.013Salyamov Z.Z., Sharifullina R.Z. et al. (1996). Method for developing an oil field. Patent RF, no. 2055168 C1. (In Russ.)Rivera J.E. et al. (2010). Experimental Evaluation of the Flue-Gas Injection of Barrancabermeja Refinery as EOR Method. SPE International Conference on CO2 Capture, Storage, and Utilization. New Orleans, Louisiana, USA. SPE-139715. https://doi.org/10.2118/139715-MSShchesnyak E., Ryzhkov A., Ledovich I., Osipov A., Musin A. (2019). Disposal of flue gases in oil reservoirs with high-viscosity oil in order to increase oil recovery and improve the environmental situation. E3S Web of Conferences, 116, 00075.Shchesnyak E., Ryzhkov A., Ledovich I., Osipov A., Musin A. (2019). Disposal of flue gases in oil reservoirs with high-viscosity oil in order to increase oil recovery and improve the environmental situation. E3S Web of Conferences, 116, 00075.Shokoya O. S., Mehata S.A., Moore R.G., Maini B.B. (2005). Effect of CO2 Concentration on Oil Recovery in Enriched Flue Gas Flood. SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Dallas, Texas. SPE 97262. https://doi.org/10.2118/97262-MSShokoya O. S., Mehata S.A., Moore R.G., Maini B.B. (2005). Effect of CO2 Concentration on Oil Recovery in Enriched Flue Gas Flood. SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Dallas, Texas. SPE 97262. https://doi.org/10.2118/97262-MSTrivedi J.J., Babadagli T. (2005). CO and Flue Gas Sequestration During Tertiary Oil Recovery: Optimal Injection Strategies and Importance of Operational Parameters. Canadian International Petroleum Conference, Calgary, Alberta. https://doi.org/10.2118/2005-042Trivedi J.J., Babadagli T. (2005). CO and Flue Gas Sequestration During Tertiary Oil Recovery: Optimal Injection Strategies and Importance of Operational Parameters. Canadian International Petroleum Conference, Calgary, Alberta. https://doi.org/10.2118/2005-042Trofimov A.S., Kruglov I.A., Berdnikov S.V. (2012). Water-gas treatment using finely dispersed hydrocarbon gas. Proc. 8th All-Russ. sci. and tech. conf.: Geology and oil and gas potential of the West Siberian megabasin (experience, innovations). Tyumen: TIU, pp. 55-60. (In Russ.)Wang Z. (2017). Research on enhancing heavy oil recovery mechanism of flue gas assisted steam flooding. CMTC-486093-MS. http://dx.doi.org/10.7122/486093-MSWang Z. (2017). Research on enhancing heavy oil recovery mechanism of flue gas assisted steam flooding. CMTC-486093-MS. http://dx.doi.org/10.7122/486093-MSWang Z.-H., Sun B.-W., Guo P. et al. (2021). Investigation of flue gas water-alternating gas (flue gas–WAG) injection for enhanced oil recovery and multicomponent flue gas storage in the post-waterflooding reservoir. Petroleum Science. https://doi.org/10.1007/s12182-021-00548-zWang Z.-H., Sun B.-W., Guo P. et al. (2021). Investigation of flue gas water-alternating gas (flue gas–WAG) injection for enhanced oil recovery and multicomponent flue gas storage in the post-waterflooding reservoir. Petroleum Science. https://doi.org/10.1007/s12182-021-00548-zZong L., Dong Z., Hou J. et al. (2013). Investigation on Principles of Enhanced Offshore Heavy Oil Recovery by Coinjection of Steam with Flue Gas. SPE Enhanced Oil Recovery Conference, Kuala Lumpur, Malaysia. SPE-165231-MS.Zong L., Dong Z., Hou J. et al. (2013). Investigation on Principles of Enhanced Offshore Heavy Oil Recovery by Coinjection of Steam with Flue Gas. SPE Enhanced Oil Recovery Conference, Kuala Lumpur, Malaysia. SPE-165231-MS.

The authors declare that there are no conflicts of interest present.