ВВЕДЕНИЕ

На протяжении всего XX в. и в настоящем нефть является одним из важнейших полезных ископаемых. Большая часть нефти в земной коре не остается в материнской породе, а перемещается и скапливается в особых геологических объектах, называемых ловушками. Даже если предположить, что нефть имеет неорганическое происхождение, ловушки для нее все равно (за редким исключением) находятся в осадочных бассейнах. Как следствие, нефтяное месторождение вовсе не представляет собой подземное “озеро”, заполненное жидкостью, а является достаточно плотной геологической структурой. При этом, места сосредоточения нефти (породы-коллекторы) в каждом конкретном случае характеризуются свойственными им значениями пористости (долей содержащихся в них пустот) и проницаемости (способностью пропускать через себя нефть, газ и воду). Благоприятное сочетание обеих этих факторов является важным условием эффективного извлечения нефти из коллектора.

Большая часть запасов нефти в мире содержится в двух типах коллекторов [1, 2]:

1). Терригенные (пески, песчаники, алевролиты, некоторые глинистые породы и др.), состоящие из обломков горных пород и минералов. Этот тип коллекторов наиболее распространен: на них приходится ~58% мировых запасов нефти и ~77% газа. В качестве пустотного пространства, в котором накапливается нефть, в основном выступают поры (свободное пространство между зернами, из которых и состоит коллектор).

2). Карбонатные (в основном известняки и доломиты), занимающие второе место по распространенности (~42% запасов нефти и ~23% газа), имеют сложную трещиноватую структуру. Нефть в этом случае, как правило, содержится в кавернах, появившихся в результате выветривания и вымывания твердой породы, а также в трещинах. Наличие трещин значимо влияет на фильтрационные свойства коллектора, обеспечивая проводимость и жидкофазных сред.

Существующие методы извлечения нефти из нефтеносных пластов по результатам их использования в целом обеспечивают лишь ту или иную степень извлечения, не позволяя добиваться абсолютных показателей. К примеру [3], в рамках, так называемых первичных методов, использующих только естественную энергию пласта (сопутствующего газа), коэффициент извлечения нефти (КИН) не превышает 10–15%. Вторичные методы, связанные с поддержанием внутрипластовой энергии посредством закачки в пласт воды, обеспечивают значения уже суммарного КИН, не превышающие 25–30%. Третичные методы нефтедобычи, объединяющие более сотни иных подходов и нацеленные на дальнейшее увеличение нефтеоотдачи пластов (УНП), доводят коэффициент извлечения до 40–70%. В этом случае речь идет о таких подходах воздействия на пласт, как нагнетание сжатого газа, закачка химических реагентов (полимеры, ПАВ) и использование теплового воздействия, включающего, в том числе, подачу горячего пара в нефтяной коллектор или формирование фронта внутрипластового горения путем частичного сжигания нефти. По данным Министерства энергетики США, среди третичных методов, применяемых в этой стране, на газовые методы приходится около 60%, тепловые методы составляют порядка 40% и около одного процента применений связано с химическим воздействием на пласт.

Сопоставление возможностей лишь азота, метана и диоксида углерода на роль вытесняющего агента в рамках третичной нефтедобычи, осуществленное без их увязки с широким разнообразием и характеристиками существующих в мире нефтеносных коллекторов, достаточно быстро трансформировало “газовый” метод в метод СО₂-увеличения нефтеотдачи пластов (СО₂-УНП). Однако, более углубленное рассмотрение вопроса и, в том числе применительно к разнообразным нефтяным месторождениям, как минимум в отдельных случаях убеждает в целесообразности отхода от представлений о выше указанной универсальности. Этому вопросу и посвящена настоящая статья.

ТЕОРЕТИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ

Третичной нефтедобыче с использованием сверхкритического диоксида углерода посвящены многочисленные публикации, укажем лишь на некоторые из них [4–10]. Промышленный процесс в ряде стран, включая, прежде всего США и Венгрию, успешно реализован и достаточно давно [10].

Коротко остановимся на наиболее общих представлениях о механизме вытеснения нефти диоксидом углерода и ключевых факторах, определяющих в итоге технико-экономическую эффективность этого процесса.

Механизм вытеснения нефти. Сверхкритический диоксид углерода по мере его продвижения по пласту все больше растворяет в себе легкие углеводороды, одновременно и сам, растворяясь в нефти. Все это приводит к образованию переходной зоны, а при длительном контакте возможно и полное смешение СО₂ с нефтью. Таким образом, формируются условия для перемещения всей (включая высокомолекулярные компоненты) нефти в пласте. При этом, важно отметить, что фактор растворения СО₂ в нефти, обуславливающий набухание и снижение вязкости последней, и, проявляющий себя, начиная с давлений намного меньших значения давления взаимной смешиваемости СО₂ и нефти, является не менее значимым для решения проблемы нефтеотдачи, нежели фактор растворения легких фракций нефти в диоксиде углерода [6]. В результате насыщения диоксидом углерода ганглий (капелек) нефти, сосредоточенных в пористом (микроскопических размеров) коллекторе, их объем, как уже было отмечено, увеличивается, некоторые из них сливаются и, как следствие, часть нефти начинает вытекать из пласта.

Увеличение объема нефти способствует росту объема пор, что в свою очередь создает благоприятные условия для продвижения и лучшего вытеснения нефти из пласта. Снижение вязкости нефти приводит к росту ее подвижности, в результате чего расходуется меньшее количество вытесняющей фазы для достижения определенного коэффициента вытеснения (либо при определенном объеме нагнетания вытесняющей фазы достигается более высокий коэффициент вытеснения). В целом для реализации этого подхода применительно к диоксиду углерода предпочтительны месторождения, расположенные на значительной глубине (более 1500–2000 м), и с достаточно легкими нефтями (ρ < 850 кг/м³).

Претенденты на роль газофазного вытесняющего агента. Для полноты представлений, опять-таки коротко, остановимся и на газофазных вытесняющих агентах иной физико-химической природы, опробованных лишь на начальном этапе поиска предпочтительной среды для третичной нефтедобычи. В частности, по одному из вариантов в залежь нагнетали природный газ (метан) [11]. Установлено, что по мере его продвижения по пласту (в пористой среде) он все более и более обогащается легкими углеводородными фракциями (С₂–С₆) нефти. Подобное можно рассматривать как процесс последовательной модификации растворителя/экстрагента, в рамках которого растворяющая способность газовой фазы постепенно увеличивается. В итоге, при длительном контакте такого газа с пластовой нефтью в зоне контакта, как уже было отмечено, формируется некая переходная область смесимости, что, собственно, и является одним из ключевых элементов механизма обсуждаемого метода вытеснения нефти. Учитывая относительную дороговизну метана, на ранних этапах модификации обсуждаемого подхода за нагнетанием метана следовала подача в пласт доступного, достаточно дешевого и не вызывающего коррозию оборудования азота. Существовали даже промышленные проекты по нагнетанию только азота (первый из них был запущен в 1977 г. [11]). В работе [11] отмечается, что процент легких нефтей, перемещаемый за пределы пористого коллектора с помощью сжатого азота может достигать 90%. Эксперименты с газовым конденсатом при давлении азота в 300 бар приводили к 99 процентному извлечению углеводородного сырья. Таким образом, опыт использования газофазных вытесняющих агентов иной физико-химической природы существует, но он не большой.

В итоге, важным аргументом в пользу большей экономичности и предпочтительности СО₂-УНП (в сопоставлении с СН₄-УНП и N₂-УНП) процесса явились результаты сопоставления растворяющей способности сверхкритических диоксида углерода (Т_с = 304.14 К, Р_с = 7.378 МПа), метана (Т_с = 190.55 К, Р_с = 4.595 МПа) и азота (Т_с = 126.15 К, Р_с = 3.39 МПа) по отношению к n-декану в температурных условиях нефтяных месторождений, охарактеризованных диапазоном t = 100–140°С [5, 9]. На самом деле подобное сопоставление с акцентом лишь на температурный фактор корректно лишь отчасти. Важность фактора давления будет обсуждена ниже. При этом, среди одинаково неполярных веществ (N₂, СН₄, СО₂), входящий в состав попутного газа и обладающий определенным сродством к углеводородам нефти метан, в СКФ состоянии растворяет те самые углеводороды неожиданно хуже СК-СО₂ и лишь потому, что в единых СКФ условиях (Т, Р) осуществления процесса растворения преимущество по плотности, а соответственно и по растворяющей способности, чаще всего (по определению) принадлежит именно веществу с более низкой приведенной температурой Т/Т_с, каковым, применительно к N₂ (Т/Т_с = 2.99–3.26), CH₄ (Т/Т_с = = 1.98–2.16) и СО₂ (Т/Т_с = 1.24–1.35) в обсуждаемых температурных условиях, является диоксид углерода. И все это при том, что именно в этих условиях нефтяных месторождений t = 100–140°С (Т = 373.15–413.15 К) в качестве вытесняющего газофазного агента с еще более низкими значениями приведенной температуры достаточно надежно могли быть представлены и сверхкритический пропан (Т_с = 369.82 К, Р_с = 4.247 МПа [12, 13], Т/Т_с = 1.009–1.117) и даже пропан/бутановые смеси в СКФ состоянии, к примеру, с составами: 75 мас. %. Пропана + 25 мас. % бутана (Т_с = 386 К, Р_с = 4.31 МПа [12, 13], Т/Т_с = 1.000–1.070) или 45.8 мас. % пропана + 54.2 мас. % бутана (Т_с = = 394.25 К, Р_с = 4.3 МПа [12, 13], Т/Т_с = 1.000–1.048).

Растворяющая способность сжатых газов. Для подтверждения объективности одной из важных предпосылок о перспективности пропана и ее смесей с бутаном в сверхкритическом флюидном состоянии на роль вытесняющего агента в процессе третичной нефтедобычи вновь обратимся к сопоставительному анализу растворяющей способности сверхкритических азота, метана и диоксида углерода по отношению к n-декану, но уже с участием и пропана (табл. 1).

Диоксид углерода и пропан в рамках бинарных смесей с n-деканом демонстрируют I–II типы фазового поведения. Как следствие, в сверхкритической флюидной области состояния за пределами бинодали присутствует область безграничного смешивания компонентов с отсутствием границы раздела фаз. Именно, в этой области состояния установлены повышенные значения растворимости (“псевдорастворимости” согласно [15]), обусловившие многократно более высокую эффективность экстракционного извлечения целевых компонент [15, 16]. Напомним, что именно формирование области безграничного смешивания посредством выбора соответствующей природы экстрагента является ключевым этапом реализации процесса сушки по сверхкритической флюидной траектории. К примеру, аэрогели, получаемые подобным образом, находят успешное применение в качестве высокоэффективного теплоизоляционного материала в промышленных масштабах [17, 18].

Опираясь на результаты, представленные в табл. 1, легко предположить, что растворяющая способность пропана по отношению к n-декану, особенно при температуре 137.7°С в области СКФ состояния (при соответствующих давлениях), существенно превзойдет возможности СО₂. Именно это и будет подтверждено на этапе обсуждения результатов экспериментального исследования СКФ экстракционного процесса с использованием пропана на образцах нефти Ашальчинского месторождения.

Наличие области безграничного смешивания применительно к многочисленным системам, составленным компонентами извлекаемой нефти и вытесняющим агентом, крайне важно на ключевом этапе формирования уже обсужденной ранее переходной области в механизме вытеснения нефти. А повышенная растворимость компонентов нефти в вытесняющем агенте способствует более значимому росту вязкости формируемого при этом раствора, что, в конечном счете, определяет и более высокую устойчивость фронта вытеснения нефти.

Ранее, преимущества сверхкритических пропана и пропан/бутановой смеси в качестве растворителя/экстрагента уже были подтверждены применительно к самым разнообразным процессам химической технологии (утилизация нефтяных шламов [19], пропитка карбонатного щебня [20], извлечение нефтепродуктов из нефтеносных песков [21], регенерация отработанных масел [22] и многое другое [23, 24]).

Фазовое поведение термодинамических систем. Если мы зададимся вопросом о существовании и иных факторов, определяющих предпочтительность систем, формируемых именно пропаном или пропан/бутановыми смесями и компонентами вытесняемой нефти в сопоставлении с теми, что могут быть сформированы диоксидом углерода, то ответ будет утвердительным.

Во-первых, далеко не во всех случаях применительно к компонентам вытесняемой нефти пропан (или пропан/бутановые смеси) и СО₂ формируют одинаковый тип фазового поведения. Но, при этом, предпочтительный I–II тип фазового поведения с областью безграничного смешивания за пределами бинодали в СКФ области состояния чаще реализуется именно в системах с пропаном или пропан/бутановым вытесняющими агентами, а не с диоксидом углерода. Подобное может быть объяснено тем, что именно пропан или пропан/бутановые смеси, как компоненты сопутствующего нефти газа, обладая сродством к той самой нефти, лучше смешиваются с ее компонентами, что, в конечном счете, и обуславливает более высокую вероятность I–II типов фазового поведения. Тогда как V–VII типы фазового поведения, как правило, характерны для систем, сформированных компонентами с низкой взаимной смешиваемостью. Но, прежде чем перейти к примерам в подтверждение, напомним, что действительно при переходе от I типа фазового поведения к VII для бинарных систем по классификациям Кониненбурга [25] и Уильямса [26] смешиваемость компонентов неуклонно снижается и, что основная часть нефти представлена углеводородами трех классов: парафинов, нафтенов и ароматических углеводородов. А в части подтверждения приведенного в абзаце тезиса отметим следующее: к примеру, системы, составленные СО₂ и парафинами (n-алканами С₂–С₃₇), отвечают I–VII типам фазового поведения [26–28], тогда как в системах с теми же парафинами, но с легколетучим компонентом в лице пропана все системы отвечают лишь I и II типам фазового поведения [26]; в случае систем, включающих ароматические углеводороды убедительны примеры с нафталином и ничтожно мало представленным в нефти фенолом (“СО₂–нафталин” V–VII типы фазового поведения [29], “пропан/бутан–нафталин” I–II типы [30], “СО₂–фенол” V тип [31], “пропан/бутан–фенол” I–II типы [32]).

Критические (жидкость–пар) параметры бинарных систем. Во-вторых, конец двухфазного равновесия “жидкость–пар” бинарных систем (бинодаль), характеризуемый критическим давлением, являющимся пороговым при переходе к области безграничной смешиваемости, применительно к пропану (пропан/бутановой смеси), как к легколетучей компоненте, отличает существенно меньшее значение Р_c, нежели то, что имеет место для систем с диоксидом углерода. Что также указывает на экономическую целесообразность использования в третичной нефтедобыче именно пропана (или пропан/бутановой смеси), а не диоксида углерода. К примеру, если значения Р_c для бинодалей бинарных систем (I–II типы фазового поведения), составленных СО₂ с одной стороны и n-деканом (344.4 К) и н-гексадеканом (393.2 К) с другой, равны соответственно ~130 бар [33] и ~183 бар [34], то замены диоксида углерода на пропан в системе с n-деканом (377.55 К; 410.85 К) и на пропан/бутановую смесь в системе с н-гексадеканом (403.15 К) приводят к значениям Р_c, соответственно равным ~58 бар [14], ~63 бар [14] и ~45 бар [35]. Критические свойства бинарных смесей, содержащих диоксид углерода, подробно обсуждены в обзоре [36].

Сжимаемость вытесняющего агента. Выше отмеченное усиливается еще и тем, что в обсуждаемых температурных условиях сжимаемость пропана (рис. 1) выгодным образом отличается от сжимаемости метана и диоксида углерода, особенно при давлениях до ~7–8 МПа, достаточных для достижения области безграничной смешиваемости в системах I–II типа фазового поведения с участием пропана. К примеру, при давлении 7.0 МПа значения фактора сжимаемости Z = = Pv/RT СН₄, СО₂ и С₃Н₈ соотносятся, как 0.97 : 0.87 : 0.3. При прочих равных условиях и характеристиках последнее означает, что мощность компрессора, затрачиваемая на сжатие диоксида углерода и метана, почти в три и более раза, соответственно, превосходит ту, что необходима при сжатии пропана [37]. Данные по фактору сжимаемости Z СН₄, СО₂ и С₃Н₈ в соответствующих термодинамических условиях (Т, Р) рассчитаны с использованием базы данных по теплофизическим свойствам газов и жидкостей, представленной в справочнике Н.Б. Варгафтика [38]. Уточненная при необходимости методика расчета Z приведена в работе [39].

Вязкость сред в процессе вытеснения нефти. Кинематическая вязкость пропана и диоксида углерода, как вытесняющих агентов в рамках третичной нефтедобычи, в обсуждаемых термодинамических условиях имеет характер изменения, представленный на рис. 2. Значения кинематической вязкости С₃Н₈ и СО₂, как и в случае с фактором сжимаемости, получены с использованием данных, представленных в справочнике [38].

В условиях возможного вытеснения нефти сверхкритическим пропаном (t = 138°C, Р = 5–8.5 МПа) кинематическая вязкость пропана заметно уступает значениям присущим диоксиду углерода. Это дает основание полагать, что при прочих равных условиях не меньшая степень различия при сохранении прежней направленности будет наблюдаться и применительно к нефти, насыщаемой в рамках механизма вытеснения в одном случае С₃Н₈, а в другом СО₂. Ибо, важность уменьшения вязкости вытесняемой нефти, одновременно сопровождаемой повышением ее подвижности, для эффективности процесса УНП крайне высока. К примеру, снижение вязкости нефти в процессе вытеснения приводит к меньшему расходу вытесняющей фазы для достижения определенного коэффициента извлечения.

Результаты, приведенные на рис. 3, подтверждают высказанное ранее предположение. А именно, при прочих равных условиях вязкость нефти с растворенным в ней в данном случае бутаном по величине кратно уступает значению, характерному для нефти с растворенным в ней диоксидом углерода.

Набухание нефти в результате ее насыщения газом. Набухание нефти, в результате ее насыщения газом, значимо по величине (рис. 4). В части влияния температуры на этот процесс в случае пропан/бутановых смесей, включая чистые пропан и бутан [42, 43], его трудно назвать значимым (тренд в температурном диапазоне 300–400 К сопоставим с погрешностью результатов измерений). Применительно к легкой нефти и диоксиду углерода [44] в диапазоне температур 27–53°С наблюдается схожая картина, усугубленная повышенным уровнем погрешностей результатов измерений. Единая функциональная зависимость степени набухания нефти от концентрации растворенного газа (рис. 4) где-то нивелирует влияние физико-химической природы газового компонента.

Характеристики некоторых месторождений нефти. Как было уже отмечено, жидкофазные компоненты нефти обычно представлены парафиновыми, нафтеновыми и ароматическими углеводородами. По преобладанию тех или иных углеводородов определяют групповой состав нефти. В рамках классификации, предложенной Грозненским нефтяным научно-исследовательским институтом, различают соответственно нефти парафиновые, парафино-нафтеновые, нафтеновые, парафино-нафтено-ароматические, нафтено-ароматические и, наконец, ароматические. В парафиновых нефтях, к примеру, все фракции содержат значительное количество алканов, которое в целом может доходить до 60%, а в некоторых случаях и до 70%. К наиболее типичным парафиновым нефтям относится нефть, добываемая на восточном побережье Каспийского моря (полуостров Мангышлак, Казахстан). Учитывая, что пропан с широким спектром н-алканов (С₄–С₃₇), а также ароматическими углеводородами (к примеру, бензол, нафталин, фенол и другие) формирует предпочтительные системы I–II типов фазового поведения, существуют веские основания полагать, что процесс УНП с использованием сверхкритического пропана или пропан/бутановой смеси будет весьма результативным. При этом, меньшие значения критического давления для бинарных систем с пропаном (в сопоставлении с системами, включающими СО₂), снижает и пороговые значения в части глубины залегания нефти, доступной для обсуждаемого метода третичной нефтедобычи, до 900–1200 м.

В табл. 2 приведен перечень лишь некоторых месторождений нефти, характеристики которых дают основание рассчитывать на успешность обсуждаемого метода УНП в рамках третичной нефтедобычи.

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

Материалы и методы. При исследовании характеристик СКФ экстракционного процесса с диоксидом углерода и пропаном в качестве экстрагента применительно к сверхвысоковязкой нефти Ашальчинского месторождения, расположенного на западном склоне Южно-Татарского свода, использованы:

– СО₂ с содержанием основного вещества не менее 99.0%;

– С₃Н₈ с содержанием основного вещества не менее 99.8% (ООО “Мониторинг” Москва;

– сверхвысоковязкая нефть Ашальчинского месторождения, некоторые свойства которой приведены в табл. 3.

Принципиальная схема СКФ экстракционной установки приведена на рис. 5.

Установка включает в себя систему создания и поддержания давления, а также систему регулирования и поддержания температуры. Система создания давления состоит из баллона с экстрагентом (1); холодильного агрегата (2) фирмы Thermo Electronic Corporation (марки “Neslab RTE 7”), охлаждающего рабочие камеры насоса; плунжерного градиентного насоса фирмы Thar Technology (3) для подачи экстрагента с постоянным объемным расходом в диапазоне от 0.1 до 10.0 мл/мин. и регулятора давления фирмы Go-Reg марки ВР66-1А11СJ0151.

В начальный момент времени экстрагент, находящийся в рабочей камере насоса, охлаждается и конденсируется с помощью холодильного агрегата, и затем выталкивается плунжером насоса в систему. Благодаря тому, что в насосе установлены две камеры, плунжеры которых работают в противофазе, и благодаря наличию ресивера (4), установленного перед входом в систему, достигается равномерная подача экстрагента. После ресивера диоксид углерода или пропан/бутановая смесь по трубкам через теплообменник (5) поступает в экстрактор (6), куда предварительно был залит образец нефти. Экстрактор представляет собой сосуд высокого давления объемом 0.001 м³. Выводимый из экстрактора (верхняя часть) раствор экстракта в соответствующем экстрагенте подается в сепаратор (9), где и имеет место выделение целевого продукта. В случае СКФЭ процесса выделение экстракта происходит благодаря осуществлению декомпрессии, резко снижающей растворяющую способность экстрагента. Соответствующие температурные режимы в экстракторе и сепараторе поддерживаются с помощью электронагревательных рубашек с возможностями ступенчатого регулирования.

РЕЗУЛЬТАТЫ И ИХ ОБСУЖДЕНИЕ

Выбор сверхвысоковязкой нефти Ашальчинского месторождения, как варианта повышенной сложности, применительно к обсуждаемому вопросу, не случаен. Ибо, именно ее успешное экстракционное извлечение и, прежде всего, с использованием пропанового или пропан/бутанового экстрагентов явится дополнительным и значимым свидетельством обоснованности предположений о перспективности именно этой физико-химической природы вытесняющего агента для увеличения нефтеотдачи пластов в рамках третичной нефтедобычи. При этом, результаты осуществления СКФ экстракционного процесса призваны охарактеризовать возможные пределы растворения углеводородов нефти в газофазном вытесняющем агенте в условиях осуществления процесса вытеснения, которое будет иметь место на границе раздела фаз (фронт вытеснения).

Результаты СКФ экстракционного извлечения нефти с использованием диоксида углерода и пропана в качестве экстрагента приведены на рис. 6.

Извлечение нефти с пропановым экстрагентом по истечении двух часов близко к стопроцентному, а преимущество соответствующего СКФ экстракционного процесса практически десятикратное. Насыщение в данном случае пропана, как вытесняющего агента, сверхвысоковязкой нефтью в реальном процессе окажет существенное влияние при формировании переходной зоны процесса вытеснения, увеличит вязкость раствора углеводородов нефти в газофазном вытесняющем агенте и как следствие, будет содействовать устойчивости фронта вытеснения и эффективности процесса вытеснения в целом.

Резюмируя выше обсужденное, отметим, что предпочтительность пропана или пропан/бутановых смесей в роли вытесняющего газофазного агента в процессе вытеснения нефти в рамках третичных методов УНП очевидна. Однако, возникают закономерные вопросы об источниках значимого количества рекомендуемого пропана или пропан/бутановой смеси, необходимых в реальном процессе и их стоимости. При этом, напомним, что выбор СО₂ на роль вытесняющего агента в прежние годы и, особенно в начальной стадии промышленной реализации процесса в США и Венгрии, в немалой степени был связан с наличием достаточно крупных месторождений диоксида углерода в подземных кладовых именно этих стран, включая и то, что диоксид углерода, как побочный и многотоннажный продукт многочисленных технологических процессов во всем мире, должен был быть каким-то образом задействован в направлении нужд мирового сообщества. И наконец, именно диоксид углерода, признанный тем же мировым сообществом виновником парникового эффекта, имел возможность после вытеснения нефти быть консервированным в освободившихся от нефти объемах.

Попутный нефтяной газ (смесь выделяющихся из нефти газов) обычно состоит из метана (~58 об. %), этана (~12 об. %), пропана (~12 об. %) и бутана (~10 об. %), а также растворенных в этой газовой смеси высокомолекулярных жидкостей от пентанов (~5.5 об. %) и выше различного состава и фазового состояния. Нередко встречаются и месторождения нефти, в которой растворено много азота. К примеру, содержание азота в попутных газах месторождений Республик Башкорстан и Татарстан порой достигает 50% объемных. Иногда в относительно небольших количествах обнаруживается и диоксид углерода (смотри также табл. 2).

В первом абзаце введения к настоящей статье было отмечено, что: “…большая часть нефти в земной коре не остается в материнской породе, а перемещается и скапливается в особых геологических объектах, называемых ловушками. Даже если предположить, что нефть имеет неорганическое происхождение, ловушки для нее все равно (за редким исключением) находятся в осадочных бассейнах…”. То есть, в соответствующих термодинамических условиях, нефть с растворенным в ней попутным газом была способна перемещаться. Как следствие, первое, что приходит в голову, заключается в том, что, а не реализовать ли вытеснение, побуждающее то самое перемещение (но в обратном направлении), и конечно с сохранением сопутствующего газа, но в этом случае уже в роли вытесняющего агента?!!! Именно эта мысль и была сформулирована первым автором этой статьи при завершении своего выступления [45–47] в пленарной сессии международного научно-практического семинара “Экспериментальные методы исследования пластовых систем: проблемы и решения” MERSS-2021: “…Всевышний предусмотрел сопутствующий нефти газ не для того, чтобы его сжигать в факелах на бескрайних просторах Сибири, а для вытеснения им нефти в той же Сибири, но в рамках третичной нефтедобычи”.

При этом, важно отметить, что в параметры СКФ условий (T > T_c, P > P_c) для пропан/бутановой смеси в подавляющем большинстве случаев (лишь за исключением случая с N₂ в части P_c) вписываются сверхкритические флюидные условия всех иных рассмотренных газофазных вытесняющих агентов, включая соответственно и основные компоненты попутного нефтяного газа (ПНГ).

Согласно [48] в 2015 г. в России было добыто 78.6 млрд м³ПНГ, из которых на факельных установках страны было сожжено не менее 16 млрд м³ [49], что сопоставимо с годовым потреблением газа в некоторых странах Европы. При этом, в атмосферу было выброшено до 400 тысяч тонн загрязняющих веществ, которые составили 12–15% от общего годового объема выбросов в нашей стране. Как следствие, факты стимулирования государством утилизационных мероприятий в нефтегазодобывающем комплексе РФ, направленных на поиск путей использования ПНГ с выгодой, вполне закономерны.

Именно, в рамках этих утилизационных мероприятий усилия авторов работ [48] и [49] были направлены на изучение возможностей использования ПНГ для увеличения нефтеотдачи пластов. Если в работе [49] рабочая среда, предназначенная для вытеснения нефти, была представлена водогазовой смесью, содержащей тот самый попутный нефтяной газ и относящей этот подход к методам вторичной нефтедобычи, то авторы работы [48] провели исследование вытеснения нефти попутным нефтяным газом уже в рамках принципов и методов третичной нефтедобычи. В этом случае решалась задача оценки возможности применения ПНГ для целей повышения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов Восточной залежи Толумского месторождения, расположенного на территории Западной Сибири. Казалось бы с точки зрения обычной практичности использование ПНГ того же Толумского месторождения представляется наименее затратным. Но нет! Авторы исследования выбрали попутный нефтяной газ, получаемый в рамках нефтедобычи на соседних Северо-Семивидовском и Западно-Семивидовском месторождениях, и только потому, что в нем имеется высокое содержание СО₂ (82.3 мас. %). Большинству исследователей и невдомек, что выбор диоксида углерода в качестве вытесняющей среды в США исторически был связан с возможно наибольшими в мире природными запасами этого газа в недрах земли именно ее территории.

Состав ПНГ, использованный в работе [48], представлен следующими основными компонентами: 82.3 мас. % СО₂, 3.0 мас. % пропана, 1.9 мас. % бутана, 7.01 мас. % метана, 1.34 мас. % азота. Основываясь на результатах, приведенных в настоящей статье, можно утверждать, что ПНГ с большим содержанием н-алканов (за пределами метана) может существенно улучшить установленные в [48] показатели эффективности процесса вытеснения нефти в рамках третичной нефтедобычи.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Сверхкритические пропан и пропан/бутановые смеси в обсужденных условиях реализации процесса вытеснения нефти в рамках третичной нефтедобычи однозначно превосходят возможности сверхкритического СО₂, (в том числе, снижают ныне требуемый уровень глубины залегания нефти и значимо увеличивают возможности, применительно к вытеснению нефти более высокой вязкости), но лишь с одной оговоркой: оценка экономической целесообразности подобной рокировки, подкрепленная информацией по предполагаемым сырьевым источникам, доступности и себестоимости предлагаемого вытесняющего агента, должны быть предметом отдельного исследования.

И наконец, в большей степени философский взгляд на проблему с той точки зрения, что сопутствующий нефти газ, обеспечивший условия перемещения той самой нефти из материнской породы в ныне разрабатываемую, мог бы участвовать и в процессе выведения нефти потребителю, но уже в роли вытесняющего агента в СКФ состоянии, имеет полное право на существование!

Работа выполнена при финансовой поддержке Российского научного фонда (проект № 22-19-00117) с использованием оборудования Центра коллективного пользования “Наноматериалы и нанотехнологии” Казанского национального исследовательского технологического университета при финансовой поддержке проекта Минобрнауки России в рамках гранта № 075-15-2021-699.

ОБОЗНАЧЕНИЯ

ИНДЕКСЫ