В. Н. Хлебников (д.т.н., зав. лаб.) , И. Р. Хамидуллин ,

502.211+622.276.344
В. Н. Хлебников (д.т.н., зав. лаб.) 1 , П. М. Зобов (к.т.н., зам. зав. лаб.) 1 , И. Р. Хамидуллин 1 ,
Ю. Ф. Рузанова (маг. н.с.) 1, П. А. Гущин (н.с.) 2, В. А. Винокуров (д.х.н., проф. зав. каф.) 2
Перспективные пути осуществления
в России проектов захоронения техногенного CO2
с получением эффекта от добычи нефти
1
ООО «Объединенный центр исследований и разработок», лаборатория нефтедобычи
119333, г. Москва, Ленинский проспект, 55/1 стр.2, тел. (495)730"61"01, факс (495)730"61"02,
e"mail: KhlebnikovVN@yrd.ru, ZobovPM@yrd.ru, khamidullin_85@mail.ru, RuzanovaJF@yrd.ru,
2
Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина,
кафедра физической и коллоидной химии
119331, г. Москва, Ленинский проспект, 65, тел. (499)233"95"89, e"mail: guschin.p@mail.ru, vinok_ac@mail.ru
V. N. Khlebnikov 1 , P. M. Zobov 1, I. R. Chamidullin 1,
Yu. F. Ruzanova 1, P. A. Guschin 2, V. A. Vinokurov 2
Long'term ways performing anthropogenic CO2 sequestration
projects in Russia in order to receive enhanced oil recovery
1
United Research and Development Center
55/1, str. 2, , Leninskii pr., 119333, Moscow, Russia; Ph.: (495)7306101, Fax: (495)730"61"02,
e"mail: KhlebnikovVN@yrd.ru, ZobovPM@yrd.ru, khamidullin_85@mail.ru, RuzanovaJF@yrd.ru,
2
Gubkin Russian State University of Oil and Gas
65, Leninskii pr., 119331, Moscow, Russia; Ph.: (499)233"95"89, e"mail: guschin.p@mail.ru, vinok_ac@mail.ru
Показано, что использование техногенного СО2
в технологиях добычи трудноизвлекаемых запа
сов нефти и для повышения нефтеотдачи дей
ствующих месторождений позволит не только
секвестрировать парниковые газы, а также уве
личить извлекаемые запасы нефти. Реализация
проектов захоронения СО2 в нефтяных коллек
торах является перспективным способом реше
ния проблем энергообеспечения страны, «вто
рой жизни» многих нефтяных месторождений
и старых нефтедобывающих регионов.
Usage of anthropogenic CO 2 into hard
recoverable oil reserves technologies and
enhanced oil recovery can permit sequestrate
hothouse gases and as well as increase recoverable
oil reserves. Perspective way to solve country
energy supply problems to give «second life» for
many oil fields and old oil regions is
implementation CO 2 sequestrate projects.
Substantial costs for realization these projects
may be reduced by quotes for emission hothouse
gases.
Ключевые слова: нефть; парниковые газы;
повышение нефтеотдачи; секвестрация СО2.
Key words: CO2; hothouse gases; increase oil
recovery; oil; sequestration.
Изменение климата на планете связывают
с эмиссией техногенных парниковых газов.
Принятие Киотского протокола 1 является на
чалом международного сотрудничества в этой
области. Отношение в мире к проблемам со
кращения эмиссии и захоронению (секвестра
ции) техногенных парниковых газов неодно
значно. Наибольшее внимание к вопросам
уменьшения эмиссии парниковых газов и их
захоронению уделяется в Европе, особенно
в Норвегии 2. Китай и Индия ратифицировали
Киотский протокол, но не приняли обяза
тельств по его исполнению. США подписали,
но не ратифицировали Киотский протокол 1,
однако исследовательские работы в данном на
правлении ведутся длительное время 2. Обяза
тельства России по Киотскому протоколу также
требуют приступить к подготовке к осуществле
нию проектов секвестрации основного техноген
ного парникового газа – диоксида углерода.
Технология захоронения СО2 включает
две основные стадии: улавливание (выделе
ние) углекислого газа из дымового газа и захо
ронение его в геологических формациях, мо
рях и т. п. Схематически современные подхо
ды к улавливанию техногенного диоксида
углерода представлены на рис. 1 3. Общепри
Дата поступления 30.12.08
Башкирский химический журнал. 2009. Том 16. № 1
117
Рис. 1. Обзор процессов и способов улавливания СО2 3.
нятый подход к улавливанию СО2 2–4 заклю
чается в получении концентрированного (жид
кого или сверхкритического) диоксида углеро
да, который в дальнейшем предполагается
хранить в геологических ловушках, на дне мо
рей или превращать в растительную биомассу.
В качестве геологических ловушек предпола
гается использовать глубокозалегающие водо
носные горизонты, истощенные нефтяные
и газовые коллекторы и неразрабатываемые
угольные пласты.
Главным недостатком общепринятого под
хода к секвестрации техногенного диоксида
углерода являются большие капитальные
затраты 2. Для того, чтобы приступить к осу
ществлению проекта секвестрации необходимо
создать установки для улавливания, концен
трирования и осушки СО2, создать транспорт
ную инфраструктуру и полностью обустроить
ловушку. Осуществление проектов секвестра
ции техногенного диоксида углерода также
потребует больших производственных затрат.
Не стоит ожидать (особенно на начальных ста
диях осуществления проектов), что стоимость
квот компенсирует затраты на улавливание,
транспорт и захоронение диоксида углерода.
Поэтому необходимо искать пути, позво
ляющие увеличить экономическую привлека
тельность проектов секвестрации СО2 ,
т. е. уменьшить начальные капитальные затра
ты и получать положительный эффект от осу
ществления проектов. Цель настоящей работы
118
заключается в рассмотрении перспективных
путей осуществления процессов захоронения
техногенного СО2 в России.
Реально достигнуть экономического эф
фекта от осуществления проектов по хранению
СО2 можно только в случае его использования
в технологиях добычи углеводородного сырья.
Согласно общепринятому подходу 2–4 захоро
нение концентрированного СО2 предполагает
ся осуществлять в истощенных газовых и неф
тяных пластах (т.е. в пластах, разработка
которых прекращена), т. е. именно в тех слу
чаях, когда не приходится ожидать значитель
ного и быстрого эффекта от добычи углеводо
родного сырья.
Истощенное нефтяное месторождение со
держит значительное количество нефти (обыч
но не менее 50% от начальных геологических
запасов), однако вал вытесняемой СО2 нефти
дойдет до добывающих скважин только через
длительное время (не менее 1–2 лет). Добыча
газа из истощенных пластов еще менее эффек
тивна, т. к. после истощения пластового давле
ния происходит заполнение коллектора под
стилающими водами.
Фонд скважин на старых месторождениях
обычно сильно изношен и не подходит для за
качки агрессивного СО2. Поэтому старые сква
жины придется ликвидировать, скважины для
нагнетания диоксида углерода придется стро
ить заново. Основное достоинство старых
месторождений заключается в хорошей изу
Башкирский химический журнал. 2009. Том 16. № 1
ченности геологии ловушки. Можно ожидать,
что при использовании данного типа геологи
ческих ловушек экономический результат бу
дет мало отличаться от захоронения СО2 в глу
бокозалегающих водоносных горизонтах.
Повидимому, более правильным являет
ся использование техногенного СО2 для добы
чи углеводородного сырья в тех случаях,
в которых обычные методы не эффективны.
Вопервых, это добыча трудноизвлекае
мых запасов (ТИЗ) нефти, т. е. запасов нефти
в низкопроницаемых, гидрофобных коллекто
рах, вязкой нефти и т.п. Применение заводне
ния в данном случае малоэффективно или не
возможно. В настоящее время ТИЗ составляют
значительную долю от остаточных извлекае
мых запасов нефти и с каждым годом эта доля
увеличивается.
Вовторых, извлечение остаточных запа
сов нефти из действующих месторождений
с высокими коллекторскими свойствами и на
ходящихся на поздних и заключительных стади
ях разработки. К данному типу коллекторов от
носится значительное число истощенных девонс
ких и угленосных пластов в Татарии, Башкирии,
Самарской, Оренбургской областях и т. д.
В пластах осталось 50–60 % исходных геологи
ческих запасов и повышение коэффициента из
влечения нефти (КИН) на 5–10 пунктов даст
громадный экономический эффект.
Втретьих, добыча ретроградного конден
сата из истощенных газоконденсатных место
рождений.
Важность разработки ТИЗ в России свя
зана с тем, что доля данного вида запасов
нефти оценивается в 55% от остаточных извле
каемых запасов, и с каждым годом эта доля бу
дет увеличиваться 5 В России имеется значи
тельное количество ТИЗ в низкопроницаемых
коллекторах, рентабельная разработка кото
рых требует применения новых методов и тех
нологий 6.
Газовые технологии являются наиболее
перспективными для добычи нефти из низко
проницаемых коллекторов, однако в России
они практически не внедряются. Наиболее эф
фективным газовым агентом является диоксид
углерода, однако запасов природного углекис
лого газа в России нет и СО 2 для добычи
нефти не используется. Ресурсы попутного не
фтяного газа недостаточны для широкомасштаб
ного внедрения газовых методов воздействия,
кроме того попутный газ используется на про
мыслах для получения тепла и электричества и
является ценным сырьем. В большинстве слу
чаев на месторождениях с ТИЗ вообще отсут
ствуют ресурсы попутного нефтяного газа. По
лучение азота из воздуха требует больших капи
тальных затрат и сложного оборудования 7. За
качка воздуха (термогазовый метод) в России
пока находится на стадии подготовки к про
мысловым испытаниям. Термогазовый метод
применим только на месторождениях с высоки
ми пластовыми температурами 8, 9.
Водогазовое воздействие (ВГВ) является
эффективным способом разработки запасов
вязких нефтей 10, 11 и повышения нефтеотдачи
месторождений, разрабатываемых заводнени
ем 12. Многочисленные экспериментальные,
численные и промысловые эксперименты по
казывают, что ВГВ лучше вытесняет нефть
на микро (из пор) 13 и макро (из неоднород
ных пластов) 14 уровнях, а также из неодно
родностей сантиметрового размера 15.
Разработка газоконденсатных месторож
дений в режиме истощения пластовой энергии
является причиной выпадения газового кон
денсата в пласте. В России не применяется
сайклингпроцесс для добычи газа из газокон
денсатных месторождений, поэтому данная
проблема является актуальной. Решить про
блему извлечения ретроградного конденсата
из истощенных пластов газоконденсатных мес
торождений можно, подняв давление в пласте
путем закачки сухого газа. Применение для
этого метана (товарного газа) нецелесообразно
(товарный продукт), требуется более доступ
ный газовый агент.
Решение проблем разработки ТИЗ нефти,
повышение КИН месторождений со значи
тельными остаточными запасами нефти, добы
чи ретроградного конденсата требует больших
объемов доступных газовых агентов. Решить
проблему газового агента возможно, если ис
пользовать техногенный СО2. Именно реали
зация проектов секвестрации СО2 в нефтяных
пластах может дать существенный прирост
нефтедобычи, и во многих случаях, обеспечить
«вторую жизнь» нефтяных месторождений
и нефтедобывающих регионов.
Экономическим препятствием на пути
осуществления проектов по хранению СО2 яв
ляются высокие начальные капитальные зат
раты. Согласно общепринятым подходам, пе
ред началом осуществления проекта необходи
мо создание полного цикла процессов секвест
рации, включающего:
– установки выделения, концентрирова
ния и осушки диоксида углерода из дымовых
газов, образующихся при сжигании минераль
ного топлива;
– системы трубопроводного транспорта
Башкирский химический журнал. 2009. Том 16. № 1
119
и компремирования концентрированного ди
оксида углерода;
– обустройство и подготовку ловушки для
хранения;
– создание служб мониторинга и борьбы
с авариями при транспорте и хранении СО2.
Одномоментное создание полного цикла
хранения, состоящего из технически разнород
ных стадий, сложно и требует больших затрат,
которые невозможно компенсировать стоимос
тью квот 2. Кроме того, данный метод не по
зволяет постадийно осуществлять, отрабаты
вать и совершенствовать технологии разделе
ния, закачки и хранения, что особенно важно
при пилотных работах.
Для снижения затрат на выделение имеет
смысл рассмотреть возможность секвестрации
диоксида углерода не в виде концентрирован
ного газа с содержанием основного вещества
не менее 90%, а в виде дымового газа. В даль
нейшем возможно постепенно увеличивать
концентрацию СО2 в секвестрируемом газе
вплоть до 90–100 % по мере отработки техно
логии концентрирования. Предполагаемый ин
новационный подход к началу осуществления
проектов хранения СО2 позволяет:
– Уменьшить начальные капитальные
затраты на осуществление.
– Постадийно развивать технологии вы
деления, очистки, транспорта и закачки СО2.
– Снизить затраты на обустройство
нефтяных месторождений и подготовку сква
жин к закачиванию газа.
– Повысить безопасность осуществления
проектов.
Ясно, что емкость ловушек при использо
вании дымового газа уменьшится, однако сте
пень снижения будет существенно меньше, чем
можно ожидать сравнивая содержание СО2
в дымовом газе (10–20 %) с содержанием СО2
в газе, после концентрирования (около 90%).
Дело в том, что по мере прокачки газа через
коллектор нефтяного месторождения диоксид
углерода будет растворяться в пластовых
флюидах (остаточных нефти и воде) и адсор
бироваться породой. В результате этого
скорость продвижения диоксида углерода
в пласте будет существенно ниже, чем ско
рость продвижения инертного азота.
Емкость перспективных геологических
ловушек очень велика и не играет определяю
щей роли, особенно на начальных стадиях осу
ществления процессов хранения парниковых
газов.
Необходимо оценить перспективность
процесса секвестрации СО2 в виде дымового
120
газа с точки зрения получения положительно
го эффекта от нефтедобычи. При вытеснении
нефти газовыми агентами реализуются три ре
жима протекания процесса. Вопервых, это
смешивающийся режим вытеснения, т. е. ре
жим, при котором в результате массообмена
между газовой и нефтяной фазами достигается
полная смесимость и исчезает межфазное натя
жение. Вовторых, несмешивающееся вытесне
ние, когда процессы массообмена между
нефтью и газом не оказывают заметного влия
ния на пластовые процессы. Втретьих, огра
ниченно смешивающийся режим, занимающий
промежуточное положение между смешиваю
щимся и несмешивающимся вытеснением
нефти газом.
При использовании чистого СО2 обычно
реализуется смешивающийся или ограниченно
смешивающийся режимы вытеснения нефти
газом, что обеспечивает высокую степень вы
теснения нефти. Дымовой газ является менее
активным газовым агентом, поэтому вытесне
ние нефти будет происходить в основном в ре
жимах несмешивающегося вытеснения и огра
ниченной смесимости, т.е. менее эффективно.
В случае азота и дымового газа смешивающий
ся режим может быть реализован только в слу
чае легкой нефти, высоких пластовых давле
ний и температуре 16.
Принято считать, что концентрированный
СО2 является более эффективным вытесняю
щим агентом, чем дымовой газ или азот. Одна
ко хорошая растворимость диоксида углерода
в нефти может привести к снижению эффекта.
Хуже растворимый в нефти газ (например,
азот) лучше замещает нефть в пласте, что обес
печивает более быстрое проявление эффекта
от закачки газа 17, что очень важно при разра
ботке ТИЗ в низкопроницаемых коллекторах.
Кроме того, при растворении диоксида углеро
да в вязкой нефти возможно осаждение ас
фальтенов и кольматация пористой среды 18.
Ряд исследований и промысловых экспе
риментов показывают, что несмешивающее
вытеснение нефти газом достаточно эффектив
но при разработке ТИЗ вязкой нефти и в низ
копроницаемых пластах 17, 19–23, т. е. можно
ожидать высокой технологической эффектив
ности при применении дымового газа при раз
работке ТИЗ указанного типа.
Для повышения нефтеотдачи месторожде
ний с хорошими коллекторами лучше всего
использовать ВГВ в варианте одновременной
закачки воды и газа. Метод одновременной
закачки воды и газа позволяет не только уве
личить степень вытеснения нефти, но и увели
Башкирский химический журнал. 2009. Том 16. № 1
чить охват пласта воздействием, т. е. извлечь
нефть из плохо дренированных пропластов
и зон. Одновременная закачка газа и воды яв
ляется высокотехнологичной, т.к. не требует
сложного компрессорного оборудования (мо
жет осуществляться насоснобустерными агре
гатами) и существенных изменений в системе
поддержания пластового давления на место
рождении. Таким образом, секвестрации СО2
в виде дымового газа может оказаться более
экономически привлекательным и безопасным
подходом по сравнению с общепринятым .
Развитие нефтяной промышленности Рос
сии невозможно без поддержания ресурсной
базы. Начавшееся в 2008 г. снижение добычи
нефти связано не только со снижением цены
на нефть, но и с истощением легкодоступных
нефтяных запасов 24. Поэтому необходимо ис
кать пути более полного извлечения нефти
из действующих месторождений и разработке
ТИЗ нефти, т. е. перейти от экстенсивного
типа развития к интенсивному. Развитие про
ектов захоронения СО2 в нефтяных коллекто
рах является перспективным способом реше
ния проблем энергообеспечения страны, «вто
рой жизни» многих нефтяных месторождений
и старых нефтедобывающих регионов. Значи
тельная часть затрат на осуществление проек
тов может быть погашена за счет стоимости
квот на эмиссию парниковых газов или стиму
лироваться налоговым законодательством
(по примеру Норвегии 2).
7.
Литература
18.
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Киотский протокол /http://ru.wikipedia.org/.
Stevens S. H., Gale J. Geologic CO2
sequestration // Oil & Gas Journal.– May 15.–
2000.– Р. 40.
Улавливание и хранение двуокиси углерода:
Специальный доклад МГЭИК.– 2005. ISBN 92
91694193.
Рябов Г. А., Медник Е. Н. / Ежеквартальный
специализированный бюллетень «Экология
производства».– 2007.– №1.– С. 34.
Лысенко В. Д., Грайфер В. И. Разработка мало
продуктивных нефтяных месторождений.– М.:
ООО «НедраБизнезцентр», 2001. – 562 с.
Лысенко В.Д. Инновационная разработка не
фтяных месторождений.– М.: ООО «Недра
Бизнезцентр», 2000. – 516 с.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
16.
17.
19.
20.
21.
22.
23.
24.
Kuo J. C., LunaMelo J., De Leon Perez J. B.
// Oil & Gas J.– Mar 12.– 2001.– Р. 41.
Боксерман А. А., Ямбаев М. Ф. Метод закачки
и внутрипластовой трансформации воздуха
на месторождениях легкой нефти // Сб. док.
12 Европейского симпозиума по повышению
нефтеотдачи.– Казань, 2003.
Хлебников В. Н., Вежнин С. А. Перспективы
применения термогазового метода повышения
нефтеотдачи в условиях юрских пластов место
рождений ОАО «Томскнефть» // Перспективы
технологии нефтегазовой индустрии. Сб.трудов
Объединенного центра исследований и разрабо
ток. – 2006, вып.2.– С. 79.
Jayasekera A. J., Goodyear S. G. The
development of heavy oilfields in the United
Kindom Continental shelf: past, present and
future // SPE Res. Eval. & Eng. – October
2000.– №3 (5).– Р. 371.
Васильев В. И., Гибадуллин Н. З., Леви В. Б.
и др. // Нефтяное хозяйство.– 2004.– №4.–
С. 76.
Буторин О. И., Пияков Г. Н. // Нефтепромыс
ловое дело.– 1995.– №8–10.– С. 54.
Van Linden P. P., Barzanji O. H. M., van
Kruijsdijk C. P. J. W. WAG injection to reduce
capillary
entrapment
in
smallscale
heterogeneities.– Препринт SPE 36662 copyright
1996.
Лысенко В. Д. // Нефтяное хозяйство.–
2004.– №12.– С. 94.
Minssieux L., Duquerroix J. P. WAG flow
mechanism in presence of residual oil // Пре
принт SPE 28623 copyright 1994.
Stalkup F. I. Miscible displacement // SPE
AIME.– 1984.– 164 p.
Srivastava R. K. Huang S. S., Dong M. // SPE
Res. Eval. & Eng.– June 1999.– Р. 238.
Dahaghi A., Gholami V., Adbi R. // SPE
Production and Operations.– May 2008.– Р. 210.
Doscher T. M., Oyekan R. O., Arabi M. El. //
SPEJ.– December 1984.– Р. 593.
Kantzas A., Chatzis I., Dullien F. A. L. Enhanced
oil recovery by inert gas injection // Препринт
SPE/DOE 17379.– Copyright 1988.– Р. 653–
662.
Naylor P., Frorup M. Gravitystable nitrogen
displacement of oil // Препринт SPE 19641.–
Copyright 1989.– Р. 155–166.
Хлебников В. Н., Антонов С. В. // Интервал.–
2007.– №2 (97).– С. 12.
Garcia F. M. // Препринт SPE 11988.–
Copyright 1983.– Р. 291–298.
Боксерман А. А. // Нефтяное хозяйство.–
2004.– №10.– С. 34.
Исследование производилось в рамках Государственного контракта №02.515.11.5086 от 26 июня 2008
года с Федеральным агентством по науке и инновациям.
Башкирский химический журнал. 2009. Том 16. № 1
121