Опыт исследования и применения закачки дымовых газов для повышения нефтеотдачи

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.

1. Горбылёва Я.А. (2021). О технологии закачки выхлопных (дымовых) газов для извлечения нефти. Вестник Евразийской науки, 13(4). https://esj.today/PDF/08SAVN421.pdf

2. Козлов 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.

3. 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.

4. Рюмин А.А., Белонин М.Д., Грибков В.В. (1996). Способ интенсификации добычи нефти. Патент RU 2055170 C1.

5. Салямов З.З., Шарифуллина Р.З. и др. (1996). Способ разработки нефтяного месторождения. Патент RU 2055168 C1.

6. Трофимов 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.

7. 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.2015.07.010

8. Al Riyami M. (2017). Evaluation of Compositional Effects on Gas-Oil Miscibility and Gas-Assisted Gravity Drainage (GAGD) EOR Process. LSU Doctoral Dissertation.

9. Antoniadi D.G. (1998). Increased oil recovery by gas and steam-gas methods. Moscow.

10. Dong M., Huang S. (2002). Flue Gas Injection for Heavy Oil Recovery. Journal of Canadian Petroleum Technology, 41(9). https://doi.org/10.2118/02-09-04

11. 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/10.2172/6813742

12. 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.

13. Monte-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-MS

14. 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.2009.07.013

15. 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-MS

16. 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.

17. 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-MS

18. Trivedi 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/10.2118/2005-042

19. 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-MS

20. Wang 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-z

21. 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.