"Неожиданный союзник"

Эффективность газовых методов увеличения нефтеотдачи связана с достижением давления смешивания закачиваемого газа с пластовым флюидом. В случае CO₂­ этот параметр обычно составляет 10–24 МПа в зависимости от температуры залежи и состава нефти. Для «горячих» пластов и легких нефтей давление смешивания обычно находится в верхней части указанного диапазона, что ведет к существенному удорожанию технологии и риску развития высокопроницаемых трещин. Вместе с тем, есть способ повысить экономический эффект от закачки газа даже при низком давлении.

Монооксид углерода CO, известный в быту как угарный газ, представляет собой уникальную по стабильности молекулу с тройной межатомной связью. Молекулярная масса CO составляет 28 г/моль по сравнению с 44 г/моль у CO₂. Диаметры молекул CO и CO₂ соответственно равны 112 пм и 232 пм. Меньшие масса и размер CO обеспечивают более высокую подвижность в пласте и облегченный доступ к глинистым интервалам с низкой проницаемостью. Также CO в 44 раза хуже растворим в воде, чем CO₂, и поэтому может мигрировать из водной зоны в неохваченные обводнением низкопроницаемые пропластки, тем самым мобилизуя неподвижную нефть. Особый интерес представляет заметно более высокое сродство CO к соединениям с ароматическими кольцами (смолы, асфальтены) в сравнении с парафинами. Лабораторные исследования показали, что мобилизация тяжелых нефтей c 5–15 мас. % асфальтенов с помощью CO возможна при пластовых температурах и давлениях без дополнительного подвода тепла, что обусловлено взаимодействием с металлокомплексными молекулами асфальтенов через ионы Co, Ni, V и Fe.

Глины могут встречаться в породах в виде отдельных минеральных зерен, а также выполнять роль межзеренного цемента. Набухающие глины содержат ионы железа Fe²⁺ и Fe³⁺. Последние существуют в оксидной или гидроксидной формах, обе из которых сильно гидратированы. Составляя значительную часть стенок поровых каналов и устьев, гидратированные оксиды и гидроксиды трехвалентного железа уменьшают пропускную способность сети пор. Закачка монооксида углерода способна открыть доступ в заблокированные поровые каналы поскольку CO является сильным восстановителем, приводящим к образованию негидратированного оксида двухвалентного железа (вюстита), термодинамически устойчивого в восстановительной среде нефтегазового пласта. В результате происходит высвобождение связанной воды и уменьшение молекулярного диаметра частиц глины, что может стать существенным фактором повышения проницаемости нетрадиционных сланцевых и глауконитовых коллекторов.

Образование оксида Fe²⁺ из гидратированного гидроксида Fe³⁺ (SPE-200458-MS)

Исследователи из компании MTARRI (США) провели десятки экспериментов по вытеснению нефтей плотностью 820–950 кг/м³ из набивной модели пласта чистым CO₂ и 2:1 смесью CO₂/CO в режиме неполного смешивания и показали, что во всех случаях вытеснение нефти с участием CO происходило в 2,5–3 раза быстрее.

Зависимость степени вытеснения нефти от состава газа (SPE-200458-MS)

Также компанией были проведены пилотные испытания по закачке смеси монооксида и диоксида углерода на одиночной скважине, эксплуатирующей низкопроницаемый турбидитовый коллектор палеозойского возраста с пористостью 12–15% и проницаемостью до 1–2 мД, содержащий 4% иллита/монтморилонита, 1–2% каолинита вместе со смесью кварца, полевых шпатов и обломочных фрагментов. После 4‑дневной выдержки на реакцию CO с набухающими глинами скважина показала увеличение приемистости по CO₂ в 5 раз.

Газовоз с монооксидом углерода на месторождении (SPE-200458-MS)

Также компанией были проведены пилотные испытания по закачке смеси монооксида и диоксида углерода на одиночной скважине, эксплуатирующей низкопроницаемый турбидитовый коллектор палеозойского возраста с пористостью 12–15% и проницаемостью до 1–2 мД, содержащий 4% иллита/монтморилонита, 1–2% каолинита вместе со смесью кварца, полевых шпатов и обломочных фрагментов. После 4‑дневной выдержки на реакцию CO с набухающими глинами скважина показала увеличение приемистости по CO₂ в 5 раз.