Экспериментальная оценка эффективности вытеснения нефти дымовыми газами для объекта разработки в карбонатных отложениях Урало-Поволжского региона

В статье представлены результаты экспериментальной оценки эффективности вытеснения нефти дымовым газом теплоэлектроцентрали по сравнению с водой для карбонатного объекта Урало-Поволжского региона. Эксперименты выполнены при двух различных схемах закачки вытесняющих агентов с применением оригинального лабораторного комплекса фильтрационных исследований на базе рекомбинированной модели пластовой нефти и модели пластовой воды, а также кернового материала рассматриваемого объекта с воспроизведением пластовых термобарических условий. Подтверждено, что из-за преобладающего содержания азота и невысоких пластовых термобарических параметров дымовой газ неэффективен в качестве самостоятельного агента вытеснения как при закачке с начала разработки, так и в качестве третичного метода после заводнения. С учетом актуальности совместного решения проблем повышения нефтеотдачи и утилизации промышленных выбросов рекомендовано провести анализ целесообразности закачки дымового газа в составе водогазовых смесей.

1. 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. (2022). Опыт исследования и применения закачки дымовых газов для повышения нефтеотдачи. Георесурсы, 24(3), с. 149–163. https://doi.org/10.18599/grs.2022.3.13

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

3. Ибрагимов И.И., Индрупский И.М., Гарифуллина Ч.А., Халиуллин Т.Ф., Валиуллин И.В., Афлятунов Р.Р., Кашапов И.Х. (2023). Исследование изменения свойств пластовой нефти при взаимодействии с дымовыми газами. Технологии нефти и газа, (3), с. 33–38.

4. Индрупский И.М., Коваленко К.В., Газизова Д.М., Сибгатуллин А.Ф., Аникеев Д.П., Шабалин Н.В., Садеев К.Р., Лутфуллин А.А. (2023). Оценка коэффициента вытеснения для девонских отложений по результатам специализированных исследований скважин. Георесурсы, 25(2), с. 236–244. https://doi.org/10.18599/grs.2023.2.17

5. Чирихин А.А., Фирсов В.В., Шостак А.В., Кириллов К.А. (2021). О содержании азота в среднекаменноугольных отложениях на территории Удмуртской Республики. Нефтяное хозяйство, (2), с. 56–60. https:// doi.org/10.24887/0028-2448-2021-2-56-60

6. 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

7. Bender S., Akin S. (2017). Flue gas injection for EOR and sequestration: Case study. Journal of Petroleum Science and Engineering, 157, pp. 1033–1045. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2017.07.044

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

9. De La Ossa J.E., Wallens A.B., Anaya A.F., Santos N.S. (2010). Experimental Evaluation of the Flue-Gas Injection of Barrancabermeja Refinery as EOR Method. SPE International Conference on CO2 Capture, Storage, and Utilization, SPE-139715-MS. https://doi.org/10.2118/139715-MS

10. Shokoya O.S., Mehta S.A.R., Moore R.G., Maini B.B., Pooladi-Darvish M., Chakma A.K. (2002). The mechanism of flue gas injection for enhanced light oil recovery. Proceedings of the ASME 2002 Engineering Technology Conference on Energy, pp. 107–113. https://doi.org/10.1115/ETCE2002/CAE-29063

11. 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, PETSOC-2005-042. https://doi.org/10.2118/2005-042

12. Wang Z.-H., Sun B.-W., Guo P., Wang Sh.-Sh., Liu H., Liu Y., Zhou D.-Y., Zhou B. (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, 18(3), pp. 870–882. https://doi.org/10.1007/s12182-021-00548-z

13. Whitson C.H., Brule M.R. (2000) Phase behavior. SPE Monograph (Henry L. Doherty) Series, Vol. 20. SPE, Richardson, Texas USA. 233 p.