О влиянии растворения CO2 в воде на эффективность газовых методов увеличения нефтеотдачи

Авторы

DOI:

https://doi.org/10.7242/1999-6691/2024.17.3.27

Ключевые слова:

фильтрация, фазовые превращения, CO2, нефтяной пласт, увеличение нефтеотдачи, численное моделирование фильтрации

Аннотация

Газовые методы увеличения нефтеотдачи, предполагающие закачку углекислого газа (CO2) через нефтедобывающие скважины в пласт, сопровождаются сложными фазовыми превращениями. Так, попадая в пласт, CO2 растворяется не только в нефти, но и в воде, всегда присутствующей в нефтенасыщенных горных породах. Причем при свойственных нефтеносным пластам давлениях и температурах концентрация растворенного в воде CO2 может достигать высоких значений. Стандартные алгоритмы моделирования фильтрации полагают равной нулю концентрацию CO2 в воде. Для учета растворимости необходимо прибегать к уточненным алгоритмам моделирования, в которых состояние пластовых смесей рассчитывается не на базе корреляций, полученных по данным экспериментальных исследований, а с применением уравнений состояния. В настоящей работе описывается такой алгоритм, внедренный в симулятор пластовых систем MUFITS. Симулятор используется для оценки влияния растворения CO2 в воде на эффективность вытеснения нефти с помощью карбонизированной воды и CO2 в сверхкритическом состоянии. Выявлено, что пренебрежение растворением CO2 приводит к занижению коэффициента извлечения нефти. Даются качественные и количественные оценки влияния отмеченных фазовых переходов на эффективность газовых методов увеличения нефтеотдачи. Результаты проведенных расчетов показывают, что растворение CO2 в воде влечет за собой увеличение коэффициента извлечения нефти в случае закачки и карбонизированной воды, и сверхкритического CO2. Однако растворение CO2 в воде оказывает ограниченное влияние как на многостадийное смешение при газовом воздействии на пласт, так и на коэффициент извлечения нефти. Если в моделировании фильтрации пренебречь растворением CO2, то коэффициент извлечения нефти на поздней стадии закачки будет недооценен на несколько процентов.

Скачивания

Поддерживающие организации
Исследование выполнено за счет гранта Российского научного фонда (проект № 19-71-10051), https:// rscf.ru/project/19-71-10051/.

Библиографические ссылки

Holloway S. Underground sequestration of carbon dioxide—a viable greenhouse gas mitigation option // Energy. 2005. Aug. Vol. 30, no. 11/12. P. 2318–2333. DOI: 10.1016/j.energy.2003.10.023

Davoodi S., Al-Shargabi M., Wood D.A., Rukavishnikov V.S., Minaev K.M. Review of technological progress in carbon dioxide capture, storage, and utilization //GasScience and Engineering. 2023.Vol. 117. 205070. DOI:10.1016/j.jgsce.2023.205070

Alvarado V., Manrique E. Enhanced Oil Recovery: An Update Review // Energies. 2010. Vol. 3. P. 1529–1575. DOI: 10.3390/en3091529

Coats K.H. An Equation of State Compositional Model // Society of Petroleum Engineers Journal. 1980. Oct. Vol. 20, no. 05. P. 363–376. DOI: 10.2118/8284-PA

Afanasyev A., Andreeva A., Chernova A. Influence of oil field production life on optimal CO2 flooding strategies: Insight from the microscopic displacement efficiency // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2021. Vol. 205. 108803. DOI: 10.1016/j.petrol.2021.108803

Afanasyev A., Andreeva A., Chernova A. Numerical optimisation of CO2 flooding using a hierarchy of reservoir models // Advances in Geosciences. 2021. Vol. 56. P. 19–31. DOI: 10.5194/adgeo-56-19-2021

Spycher N., Pruess K., Ennis-King J. CO2-H2O mixtures in the geological sequestration of CO2. I. Assessment and calculation of mutual solubilities from 12 to 100°C and up to 600 bar // Geochimica et Cosmochimica Acta. 2003. Vol. 67, no. 16. P. 3015–3031. DOI: 10.1016/S0016-7037(03)00273-4

SpycherN., Pruess K.CO2-H2O mixtures in the geological sequestration of CO2. II. Partitioning in chloride brines at 12–100°C and up to 600 bar // Geochimica et Cosmochimica Acta. 2005. Vol. 69, no. 13. P. 3309–3320. DOI: 10.1016/j.gca.2005.01.015

Afanasyev A., Vedeneeva E. Compositional modeling of multicomponent gas injection into saline aquifers with the MUFITS simulator // Journal of Natural Gas Science and Engineering. 2021. Vol. 94. 103988. DOI: 10.1016/j.jngse.2021.103988

Андреева А.И., Афанасьев А.А. Сравнение оптимальных режимов водогазового воздействия в рамках одномерной и двумерной постановок задачи фильтрации // Вычислительная механика сплошных сред. 2022. Т. 15, №3. C. 253–262. DOI: 10.7242/1999-6691/2022.15.3.19

Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. М.: Грааль, 2002. 575 с.

Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1986. 332 с.

Lake L.W. Enhanced oil recovery. Prentice Hall, 1989. 550 p.

Kenyon D. Third SPE Comparative Solution Project: Gas Cycling of Retrograde Condensate Reservoirs // Journal of Petroleum Technology. 1987. Vol. 39. P. 981–997. DOI: 10.2118/12278-PA

Peng D.-Y., Robinson D.B. Two- and Three-Phase Equilibrium Calculations for Coal Gasification and Related Processes // Thermodynamics of Aqueous Systems with Industrial Applications. 1980. P. 393–414. DOI: 10.1021/bk-1980-0133.ch020

Michelsen M.L. The isothermal flash problem. Part II. Phase-split calculation // Fluid Phase Equilibria. 1982. Vol. 9. P. 21–40. DOI: 10.1016/0378-3812(82)85002-4

Hatchell D., Benson S. Examining the Potential of Immiscible CO2 for Gravity-assisted Enhanced Oil Recovery and Storage // Energy Procedia. 2017. July. Vol. 114. P. 6980–6988. DOI: 10.1016/j.egypro.2017.03.1839

Sшreide I., Whitson C.H. Peng-Robinson predictions for hydrocarbons, CO2, N2, and H2S with pure water and NaCI brine // Fluid Phase Equilibria. 1992. Vol. 77. P. 217–240. DOI: 10.1016/0378-3812(92)85105-H

Buckley S.E., Leverett M.C. Mechanism of Fluid Displacement in Sands // Transactions of the AIME. 1942. Vol. 146, no. 01. P. 107–116. DOI: 10.2118/942107-g

Orr F.M. Theory of gas injection processes. Holte, Denmark: Tie-Line Publications, 2007. 381 p.

Афанасьев А.А., Веденеева Е.А. Исследование эффективности закачки газа и воды в нефтяной пласт // Известия РАН. Механика жидкости и газа. 2020.№5. C. 46–55. DOI: 10.31857/S0568528120050011

Загрузки

Опубликован

2024-10-24

Выпуск

Раздел

Статьи

Как цитировать

Афанасьев , А. А., Андреева, А. И., Сыпченко, И. М., & Чернова, А. А. (2024). О влиянии растворения CO2 в воде на эффективность газовых методов увеличения нефтеотдачи. Вычислительная механика сплошных сред, 17(3), 320-328. https://doi.org/10.7242/1999-6691/2024.17.3.27