В статье рассматривается применение технологии закачки пены СО₂ как перспективного инновационного подхода к повышению нефтеотдачи. Подробно анализируются механизмы действия данной технологии, ее преимущества и ключевые параметры, влияющие на результаты. Образование пенного состава с использованием пенообразователей снижает подвижность углекислого газа, что обеспечивает более равномерный охват вытеснением и препятствует ранним прорывам СО₂. В результате достигается более эффективное извлечение остаточной нефти из порового пространства коллектора. Авторы подробно рассматривают факторы, определяющие итоговую эффективность процесса: устойчивость пенной структуры, концентрацию поверхностно-активных веществ, проницаемость коллектора, термобарические условия, а также уровень минерализации пластовой воды. На примере пилотных проектов, реализованных на месторождениях Salt Creek (США) и Оренбургское (Россия), продемонстрировав увеличение нефтеотдачи и экономической целесообразности данного метода. Отдельно подчеркивается экологический аспект: технология закачки пены СО₂ позволяет улавливать и повторно использовать углекислый газ, что способствует снижению углеродного следа нефтегазовой отрасли. Дальнейшие исследования будут направлены на повышение устойчивости пенной фазы, оптимизацию выбора пенообразователей и совершенствование моделирования процесса закачки. Таким образом, закачка пены СО₂ можно рассматривать как экологически обоснованную и рентабельную технологию, способную значительно повысить коэффициент извлечения нефти и занять важное место в разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.
Список литературы
1. Chang Shih-Hsien, Grigg R.B. Effects of Foam Quality and flow Rate on CO2-Foam Behavior at Reservoir Conditions // SPE-39679-MS. – 1998. - https://doi.org/10.2118/39679-MS
2. Назарова Л.Н. Разработка нефтегазовых месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. – М. ИЦ РГУ нефти и газа, 2019. – 338 с.
3. Foam-Oil Interaction in Porous Media: Implications for Foam Assisted Enhanced Oil Recovery / R. Farajzadeh, А. Andrianov, R. Krastev [et al.] // Advances in Colloid and Interface Science. – 2012. - V. 183–184. - Nо.15. - P. 1-13 2013. - https://doi.org/10.1016/j.cis.2012.07.002
4. Ydstebø T. Enhanced Oil Recovery by CO2 and CO2-Foam in Fractured Carbonates: Master Thesis in Reservoir Physics. – University of Bergen, 2013.
5. CO2 Foam Pilot in Salt Creek Field, Natrona County, WY: Phase I: Laboratory Work, Reservoir Simulation, and Initial Design / J. Mukherjee, S.O. Norris, Q.P. Nguyen [et al.] // SPE-169166-MS. – 2014. – https://doi.org/10.2118/169166-MS
6. Alvarado V., Manrique E., Lake L. Analytical and numerical solutions for fluid injection into naturally fractured reservoirs // Society of Petroleum Engineers. – 2004.
7. Sarma H., Zhang D. CO2-foam-based enhanced oil recovery (EOR) and fracturing // Energy Procedia. – 2015. – V. 74. – P. 68–77.
8. Tsau Jyun-Syung, Grigg R.B. Assessment of Foam Properties and Effectiveness in Mobility Reduction for CO2-Foam Floods // SPE-37221-MS. - 1997. - https://doi.org/10.2118/37221-MS
9. Le Linh, Ramanathan Raja, Hisham Nasr-El-Din. Evaluation of an Ethoxylated Amine Surfactant for CO2-Foam Stability at High Salinity Conditions // Paper presented at the Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference, Abu Dhabi, UAE. – 2019. – November. - https://doi.org/10.2118/197515-MS
10. Salt Creek Oil Field. - https://en.wikipedia.org/wiki/Salt_Creek_Oil_Field
11. CO2 Foam Pilot in Salt Creek Field, Natrona County / J. Mukherjee, Q.P. Nguyen, J. Scherlin, WY: Phase III: Analysis of Pilot Performance // SPE-179635-MS. – 2016. – https://doi.org/10.2118/179635-MS
12. Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) // Neftegaz.ru. - https://neftegaz.ru/tech-library/mestorozhdeniya/141624-orenburgskoe-neftegazokondensatnoe-mestorozh...
13. Метц Б., Дэвидсон О. Улавливание и хранение двуокиси углерода: специальный доклад МГЭИК. – М.: МГЭИК, 2005. – 66 с.
