О влиянии растворения CO2 в воде на эффективность газовых методов увеличения нефтеотдачи
Автор: Афанасьев А.А., Андреева А.И., Сыпченко И.М., Чернова А.А.
Журнал: Вычислительная механика сплошных сред @journal-icmm
Статья в выпуске: 3 т.17, 2024 года.
Бесплатный доступ
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.
Фильтрация, фазовые превращения, co2, нефтяной пласт, увеличение нефтеотдачи, численное моделирование фильтрации
Короткий адрес: https://sciup.org/143183410
IDR: 143183410 | DOI: 10.7242/1999-6691/2024.17.3.27
On the influence of the CO2 solubility in water on the performance of enhanced oil recovery
CO2- enhanced oil recovery (CO2-EOR) methods, which are based on the injection of carbon dioxide (CO2) into the oil reservoir through an oil production well are complicated by phase transitions and compositional effects. Thus, after penetrating into the oil reservoir, CO2 dissolves not only in oil, but also in water, which always exists in oil-saturated rocks. At temperatures and pressures typical of oil-bearing strata the concentration of dissolved gas in both these phases can be rather high. Standard algorithms used to model filtering processes is based on the assumption that the concentration of CO2 in water is zero. Consideration for gas dissolution in water requires the usage of improved algorithms, in which the state of stratum mixtures is calculated using the equations of state rather than correlations derived from the experimental data.. In this paper, we present such an algorithm, which is implemented in our MUFITS reservoir simulator. We then apply it to estimate the influence of the CO2 solubility in water on the oil recovery using carbonized water and supercritical CO2. It has been found that neglecting CO2 solubility results in the underestimation of the oil recovery. We present the qualitative and quantitative estimates of the above phase transition effects on the oil recovery factor. The simulation demonstrates that the solubility of CO2 in water causes an increase in the oil recovery factor both in the case of injection of carbonated water and supercritical CO2. However, the dissolution of CO2 in water exhibits a rather limited influence on the multistage mixing during CO2-EOR and as well as on the oil recovery factor. If the solubility of CO2 in water is neglected during simulation, the recovery factor at a later stage of the injection is underestimated only by a few percent.
Список литературы О влиянии растворения CO2 в воде на эффективность газовых методов увеличения нефтеотдачи
- 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
