Современные энергетические вызовы требуют разработки эффективных технологий повышения нефтеотдачи, особенно в условиях истощения традиционных запасов и освоения трудноизвлекаемых углеводородов. Одним из перспективных решений является применение диоксида углерода, которое обеспечивает как увеличение объемов добычи, так и решение экологических задач за счет улавливания и хранения углекислого газа. В статье исследуются методы использования CO2 в различных фазовых состояниях (жидком, газообразном, сверхкритическом) совместно с водой и в составе дисперсных систем (пены, поверхностно-активные вещества, наночастицы и др.). Проведен сравнительный анализ их эффективности в различных геологических и технологических условиях. Показано, что благодаря уникальным свойствам CO2, таким как растворимость, плотность и фазовые переходы, его применение позволяет существенно увеличить нефтеотдачу. Особое внимание уделено комбинированным подходам и инновационным дисперсным системам, которые улучшают распределение закачки и повышают эффективность процесса. Приведены результаты моделирования непрерывной закачки CO2 в терригенный коллектор на примере участка Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Моделирование подтвердило преимущества использования CO2 как агента повышения нефтеотдачи по сравнению с традиционной схемой заводнения (прирост коэффициента извлечения нефти составил 1,1 %).
Список литературы
1. Smirnova E.A., Saychenko L.A. Hydrodynamic Modeling and Evaluation of Partial Substitution of Cushion Gas During Creation of Temporary Underground Gas Storage in an Aquifer // International Journal of Engineering. – 2024. – V. 37. – № 7. – P. 1221–1230. – http://doi.org/10.5829/ije.2024.37.07a.02
2. Taber J.J., Martin F.D., Seright R.S. EOR Screening Criteria Revisited – Part 1: Introduction to Screening Criteria and Enhanced Recovery Field Projects // SPE Res Eng. – 1997. – V. 12. – № 3. – P. 189–198. – http://doi.org/10.2118/35385-PA
3. Skobelev D., Cherepovitsyna A., Guseva T. Carbon capture and storage: net zero contribution and cost estimation approaches // Journal of Mining Institute. – 2023. – V. 259. – P. 125–140. – http://doi.org/10.31897/PMI.2023.10
4. CO2 EOR and storage in Jilin oilfield China: Monitoring program and preliminary results / L. Zhang [et al.] // J Pet Sci Eng. – 2015. – V. 125. – P. 1–12. – http://doi.org/10.1016/J.PETROL.2014.11.005
5. Pavlova P.L., Bashmur K.A., Bukhtoyarov V.V. Analysis and development of proposals to improve the equipment and technologies of capture and injection of carbon dioxide at the oil fields // SOCAR Proceedings. – 2022. – № SI1. – http://doi.org/10.5510/OGP2022SI100687
6. Quantitative study of CO2 huff-n-puff enhanced oil recovery in tight formation using online NMR technology / J. Liu [et al.] // J Pet Sci Eng. – 2022. – V. 216. –
P. 110688. – http://doi.org/10.1016/J.PETROL.2022.110688
7. Analysis of Nucleation Time of Gas Hydrates in Presence of Paraffin During Mechanized Oil Production / G.Y. Korobov [et al.] // International Journal of
Engineering. – 2024. – V. 37. – № 7. – P. 1343–1356. – http://doi.org/10.5829/IJE.2024.37.07A.13
8. Molecular dynamics simulation of bubble nucleation and growth during CO2 Huff-n-Puff process in a CO2-heavy oil system / Y. Zhang [et al.] // Geoenergy Science and Engineering. – 2023. – V. 227. – P. 211852. – http://doi.org/10.1016/J.GEOEN.2023.211852
9. Application of foam assisted water-alternating-gas flooding and quantification of resistivity and water saturation by experiment and simulation to determine foam propagation in sandstone / Khan J.A. [et al.] // Heliyon. – 2024. – V. 10. – № 3. – P. e25435. – http://doi.org/10.1016/J.HELIYON.2024.E25435
10. On the application of surfactant and water alternating gas (SAG/WAG) injection to improve oil recovery in tight reservoirs / Sun X. [et al.] // Energy Reports. –
2021. – V. 7. – P. 2452–2459. – http://doi.org/10.1016/J.EGYR.2021.04.034
11. A laboratory investigation of CO2 influence on solvent-assisted polymer flooding for improving viscous oil recovery on Alaska North Slope / Y. Cheng [et al.] // Geoenergy Science and Engineering. – 2023. – V. 229. – P. 212053. – http://doi.org/10.1016/J.GEOEN.2023.212053
12. A comprehensive review direct methods to overcome the limitations of gas injection during the EOR process / M. Shafiei [et al.] // Sci Rep. – 2024. – V. 14. – № 1. – P. 7468. – http://doi.org/10.1038/s41598-024-58217-1
13. Experimental study of hybrid nanofluid-alternating-CO2 microbubble injection as a novel method for enhancing heavy oil recovery / X. Sun [et al.] // J Mol Liq. – 2024. – V. 395. – P. 123835. – http://doi.org/10.1016/J.MOLLIQ.2023.123835
14. A comprehensive review on CO2 thickeners for CO2 mobility control in enhanced oil recovery: Recent advances and future outlook / Ricky E.X. et al.// Journal of Industrial and Engineering Chemistry. – 2023. – Vol. 126. – P. 69–91. – http://doi.org/10.1016/j.jiec.2023.06.018
15. Pal R., Ghara M., Chattaraj P.K. Activation of Small Molecules and Hydrogenation of CO2 Catalyzed by Frustrated Lewis Pairs // Catalysts. – 2022. – V. 12. – № 2. – P. 201. – http://doi.org/10.3390/catal12020201
