Zalanie dwutlenkiem węgla

Zalewanie dwutlenkiem węgla (CO 2 ) to proces, w którym dwutlenek węgla jest wtryskiwany do zbiorników ropy naftowej w celu zwiększenia wydajności podczas wydobycia ropy naftowej , zwłaszcza w zbiornikach, w których tempo produkcji spadło w czasie. Proces ten po raz pierwszy podjęto w 1977 roku w hrabstwie Scurry w Teksasie . Od tego czasu proces ten jest szeroko stosowany w dorzecza permu w Stanach Zjednoczonych, a ostatnio zaczęto go stosować w wielu różnych stanach, ale nadal pozostaje dość rzadki poza Stanami Zjednoczonymi .

Rysunek 1. Diagram fazowy ciśnienie-temperatura dwutlenku węgla

Przegląd

Kiedy ciśnienie w zbiorniku jest wyczerpane w wyniku produkcji pierwotnej i wtórnej, zalanie dwutlenkiem węgla może być idealną trzeciorzędną metodą odzyskiwania . Jest najskuteczniejszy i najczęściej stosowany w zbiornikach piaskowcowych i węglanowych (takich jak wapień lub dolomit ) oraz w zbiornikach, które produkują olej średni do lekkiego. Poprzez wtłaczanie CO 2 do złoża, lepkość węglowodorów zostanie zmniejszona, a zatem łatwiej będzie je zamiatać do odwiertu produkcyjnego . W tej metodzie preferowane są zbiorniki piaskowcowe i węglanowe, a nie zbiorniki o bardzo niskiej przepuszczalności, takie jak łupki , ze względu na ryzyko przedostania się gazu CO 2 przez szczeliny hydrauliczne lub naturalne w skale. Zalewanie CO 2 jest nadal czasami stosowane w takich przypadkach, ale zwykle przy użyciu metody wtryskiwania CO 2 typu „huff and puff” , która umożliwia wsiąkanie CO 2 w zbiorniku po wpompowaniu go przez studnię zatłaczającą na pewien czas przed odwiert produkcyjny zostaje otwarty i przywrócony do pełnej sprawności. Ta metoda zmniejsza ryzyko niepożądanych przerw gazowych i zwiększa ilość odzyskiwanego oleju w przeciwieństwie do powszechniejszego procesu wtrysku CO 2 z wodą naprzemienną (WAG).

Wraz z dojrzewaniem pola naftowego i spadkiem tempa produkcji rośnie motywacja do interwencji i prób zwiększenia wydobycia ropy z wykorzystaniem trzeciorzędowych technik wydobycia (zwanych również ulepszonym lub wzmocnionym wydobyciem ropy ). Spadek skuteczności metod pierwotnych lub wtórnych może wynikać z kilku czynników, takich jak złe zarządzanie, zmniejszenie ciśnienia wewnętrznego z powodu zmniejszających się ilości ropy lub z powodu niejednorodności złoża. Niejednorodność zbiorników może być spowodowana spękaniami lub uskokami w skale lub barierami utworzonymi przez silnie scementowane obszary lub łupki. W większości przypadków około 60 do 70% ropy nie można pozyskać w sposób konwencjonalny i należy zastosować techniki odzyskiwania wtórnego lub trzeciorzędowego. Ogólnie prawdą jest również, że przejście od technik wtórnego wydobycia do trzeciorzędowych technik wydobywczych ma miejsce na długo przed tym, zanim złoże stanie się całkowicie bezproduktywne.

Inżynierowie naftowi oceniają dostępne opcje zwiększenia produktywności odwiertów, takie jak wtryski chemiczne, wtryskiwanie termiczne/parowe i wtryskiwanie CO2 . W oparciu o gromadzenie danych i symulacje komputerowe określa się najlepszą technikę udoskonalonego wydobycia ropy naftowej w celu maksymalizacji produktywności odwiertów. Jednak we wszystkich przypadkach zbiorników o spadającej produktywności, aby zwiększyć tempo wydobycia ropy, należy zwiększyć ciśnienie w zbiorniku. Zastosowana metoda różni się jednak w zależności od przypadku.

metoda

W przypadku zalewania CO 2 pierwszym krokiem jest wstrzyknięcie wody do zbiornika, co pozwoli na powrót ciśnienia w zbiorniku do poziomów produkcyjnych. Gdy zbiornik osiągnie wystarczające ciśnienie, następnym krokiem jest przepompowanie CO 2 przez ten sam odwiert zatłaczający . Gazowy CO 2 jest wtłaczany do zbiornika w celu zetknięcia się z olejem. Tworzy to mieszający się front CO 2 i niskowrzących pochodnych węglowodorów. Bank ropy tworzy się przed strefą mieszania i jest łatwiej usuwany ze złoża przez szyb produkcyjny. Dodatkowo w miarę rozpuszczania się gazu w oleju lepkość oleju z rozpuszczonym w nim CO2 . Zwykle wtryskiwanie CO 2 odbywa się naprzemiennie z wtryskiwaniem wody, a woda działa w celu zmiatania ropy w kierunku strefy produkcyjnej, co nazywa się procesem przemiany wody (WAG).

Plusy i minusy

CO 2 jest metodą preferowaną w przypadku olejów średnich i lekkich ze względu na „stosunek ruchliwości” między gazem a olejem. Współczynnik ruchliwości odnosi się do stosunku ruchliwości gazu lub płynu wtryskiwanego do złoża w celu produkcji wtórnej lub trzeciorzędowej do ruchliwości ropy. W przypadku olejów średnich lub lekkich o wysokiej gęstości API można stosować płyny lub gazy, które same w sobie są mniej lepkie. Jeśli jednak płyn wtryskowy lub gaz o niższej lepkości zostałby użyty do ciężkiej ropy naftowej lub bitumu , płyn wtryskowy lub gaz ominąłby ropę i spowodowałby słabe oczyszczanie zbiornika. Podczas gdy CO 2 i wtrysk wody są bardziej przydatne w przypadku lżejszych olejów, nadal często dodaje się współrozpuszczalniki, aby uczynić je bardziej lepkimi, dzięki czemu będą miały bardziej wydajne omiatanie zbiornika. W przypadkach, gdy zbiornik jest wypełniony bardzo ciężką ropą lub bitumem, wtryskiwanie pary lub inne metody wykorzystujące ciepło, dzięki czemu można obniżyć ruchliwość lub lepkość oleju, a wydobycie stanie się łatwiejsze. Ogólnie rzecz biorąc, zbiorniki z lżejszymi olejami będą miały wyższy procent odzysku przy zastosowaniu pierwotnych i wtórnych metod odzysku, ale zbiorniki z cięższymi olejami lub bitumem będą miały znacznie niższy odzysk przy zastosowaniu pierwotnych i wtórnych metod odzysku, a przejście z metod drugorzędnych na trzeciorzędne będzie musiało nastąpić znacznie wcześniej w żywotności zbiorników.


CO 2 jest drugą najpowszechniejszą techniką odzysku trzeciorzędowego i jest stosowana w obiektach na całym świecie. W związku z emisjami gazów cieplarnianych i globalnym ociepleniem reklamuje się zalewanie CO 2 w celu sekwestracji CO 2 pod ziemią, a tym samym zrównoważenia emisji CO 2 w innych miejscach. To oraz fakt, że zwykle można ją stosować w szerokim zakresie warunków geologicznych, sprawia, że ​​jest to bardzo popularna metoda odzyskiwania pozostałości ropy naftowej, jednak metoda ta ma kilka wad. Po pierwsze, ponieważ sam gaz ma bardzo niską lepkość, jest bardzo mała kontrola nad nim, a to powoduje możliwość przebicia się przez szyb wytwórczy lub spękań w skale, dlatego stosuje się technikę WAG. Inną wadą jest to, że ta metoda wiąże się z wysokimi wymaganiami dotyczącymi gazu i chociaż większość zbiorników próbuje wykorzystywać naturalny, lokalnie pozyskiwany CO 2 , czasami nie jest to wykonalne i CO 2 musi być transportowany na duże odległości za pomocą rurociągu lub wytwarzany ze sztucznych źródeł przemysłowych takich jak przetwarzanie gazu ziemnego . Oczywiście wszystkie metody pozyskiwania CO 2 do zalewania CO 2 mają możliwość przypadkowego uwolnienia CO 2 , co skutkuje zwiększoną emisją gazów cieplarnianych.

Platformy wiertnicze w basenie permskim, gdzie większość powodzi CO2 ma miejsce w Stanach Zjednoczonych.

Zobacz też

  1. ^ a b c d e f g h i j k l m n   Speight, James G. (2019). „Rozdział 2 - Nietermiczne metody odzyskiwania” . Odzysk i modernizacja ciężkiego oleju . Wydawnictwo zawodowe Zatoki Perskiej. s. 49–112. doi : 10.1016/b978-0-12-813025-4.00002-7 . ISBN 978-0-12-813025-4 .
  2. ^   Ahmadi, Mohammad Ali (2018). „Rozdział dziewiąty - Zwiększone wydobycie ropy (EOR) w zbiornikach ropy łupkowej” . W Bahadori, Alireza (red.). Podstawy zwiększonego odzyskiwania ropy i gazu ze złóż konwencjonalnych i niekonwencjonalnych . Wydawnictwo zawodowe Zatoki Perskiej. s. 269–290. doi : 10.1016/b978-0-12-813027-8.00009-6 . ISBN 978-0-12-813027-8 .
  3. ^ „Ulepszone odzyskiwanie ropy” . Energy.gov . Zarchiwizowane od oryginału w dniu 2021-09-24.
  4. ^   Aminu, Mohammed D.; Nabavi, Seyed Ali; Rochelle, Christopher A.; Manovic, Vasilije (2017). „Przegląd rozwoju składowania dwutlenku węgla” . Zastosowana energia . 208 : 1389-1419. doi : 10.1016/j.apenergy.2017.09.015 . hdl : 1826/12765 . ISSN 0306-2619 .
  5. ^ Kuuskraa, Vello A.; Van Leewen, Tyler; Wallace, Matt (20.06.2011). Poprawa krajowego bezpieczeństwa energetycznego i obniżenie emisji CO 2 dzięki „nowej generacji” zwiększonemu odzyskowi ropy CO 2 (CO 2 -EOR) (raport). doi : 10.2172/1503260 .

Linki zewnętrzne

Pobrane z „ https://en.wikipedia.org/w/index.php?title=Carbon_dioxide_flooding&oldid=1137500580 ”