Обзор мирового опыта применения технологии газоциклической обработки нефтедобывающих скважин углекислым газом для увеличения добычи нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

Обзор мирового опыта применения технологии газоциклической обработки нефтедобывающих скважин углекислым газом для увеличения добычи нефти

Зиганшин Раис Шамильевич

ФГБОУ ВО «Самарский государственный технический университет», Самара, Россия

Аспирант

Рощин Павел Валерьевич

ФГБОУ ВО «Самарский государственный технический университет», Самара, Россия

Доцент

Кандидат технических наук

Аннотация

В настоящее время существует большое количество различных технологий интенсификации добычи нефти, к реализации многих из них приступили уже в прошлом столетии. Накопленный опыт позволил определить оптимальные границы применимости, эффективность и рентабельность в различных условиях применения.

Частным случаем интенсификации добычи нефти на добывающих скважинах является обработка растворителем, к которому в настоящее время относится и углекислый газ в жидком и сверхкритическом состоянии. В статье представлен анализ применения технологии газоциклической обработки призабойной зоны пласта добывающих скважин за период 1980-2023 г., где в качестве растворителя используется углекислый газ. Согласно выполненному авторами данной работы анализу литературы, мировой опыт насчитывает около 200 задокументированных испытаний данной технологии. Для поиска использовались платформы OnePetro, ResearchGate, Elsevier, elibrary и другие источники информации.

Авторами работы выполнен сбор и анализ информации по эффективности газоциклических обработок. Собранная база данных содержит 168 строк, информацию по 52 месторождениям из 6 стран, подготовлены данные по работе скважины до/после обработки, объемы закачки, время выдержки, количество циклов обработки, основные свойства пласта-коллектора и насыщающей его нефти. Подготовлена история применения от пилотных проектов и до современных опытов, приведены информационные ресурсы для поиска, продемонстрирована география применения. В заключительной части приведен ряд общих тенденций и закономерностей при проведении газоциклических обработок, сформулированы выводы.

Авторы готовы поделиться накопленной статистикой по запросу через указанные контактные данные.

Ключевые слова: интенсификация добычи нефти; обработка призабойной зоны; газоциклическая обработка; углекислый газ; углеродный менеджмент

Abstract

Ziganshin Rais Shamilevich

Samara State Technical University, Samara, Russia

Roschin Pavel Valerevich

Samara State Technical University, Samara, Russia E-mail: pv.roschin@yandex.ru

Ryazanov Arsentiy Alekseevich

RITEK LLC, Volgograd, Russia E-mail: Arsentiy.Rvazanov@lukoil.com

Zinovev Aleksei Mikhailovich

Samara State Technical University, Samara, Russia

Kovaleva Galina Anatolievna

Samara State Technical University, Samara, Russia

Sklyuev Prokofiy Vitalievich

Samara State Technical University, Samara, Russia

Davydov Mikhail Anatolievich

Samara State Technical University, Samara, Russia

The review of global experience in the implementation of gas cyclic carbon dioxide treatment technology for oil wells

At present, there are a large number of different technologies for oil production stimulation, many of them were already started to be implemented in the last century. The accumulated experience has made it possible to determine the optimal boundaries of applicability, efficiency and cost-effectiveness in different conditions of application.

A special case of oil production stimulation at producing wells is solvent treatment, which currently includes carbon dioxide in liquid and supercritical state. The article presents the analysis of application of the technology of gas cyclic treatment of bottomhole formation zone of producing wells for the period 1980-2023, where carbon dioxide is used as a solvent. According to the literature analysis performed by the authors of this paper, the world experience counts about 200 documented tests of this technology. OnePetro, ResearchGate, Elsevier, elibrary and other information sources were used for the search.

The authors collected and analyzed information on the efficiency of gas cycling treatments. The collected database contains 168 lines, information on 52 fields from 6 countries, prepared data on well operation before/after treatment, injection volumes, holding time, number of treatment cycles, basic properties of reservoir and saturating oil. The history of application from pilot projects to modern experiments is prepared, information resources for search are given, geography of application is demonstrated. In the final part, a number of general trends and regularities in gas cycling treatments are given, and conclusions are formulated.

The authors are ready to share the accumulated statistics upon request through the contact information provided.

Keywords: intensification of oil production; bottomhole zone treatment; gas cyclic treatment; carbon dioxide; carbon management

Актуальность

Методы увеличения нефтеотдачи пластов с применением закачки углекислого газа широко применяются за рубежом с 1970-х годов, при этом в ряде случаев достигаются значительные положительные результаты. Они различаются по типу воздействия и по каналу доставки [1]. По каналу доставки выделяется два основных способа: закачка двуокиси углерода в нагнетательные и добывающие скважины. Достоинством работы с нагнетательным фондом является более равномерное распределение фронта концентрации углекислоты, к недостаткам -- длительный срок окупаемости. По типу воздействия на нагнетательном фонде выделяются:

* заводнение карбонизированной водой (концентрация CO 2 в закачиваемой воде -- 3-5 %);

* вытеснение чередующимися оторочками чистого CO 2 (10-30 % от порового объёма коллектора) попеременно с водой;

* нагнетание чистого CO2 в газообразном, жидком или сверхкритическом состоянии.

Достоинством закачки на добывающем фонде скважин является быстрое получение эффекта, к недостаткам -- необходимость приостановки добычи на обрабатываемых скважинах.

В последнее время внимание к теме значительно увеличилось в связи интеграцией в стратегические показатели отечественных и зарубежных нефтедобывающих вертикально¬интегрированных компаний целей по сокращению выбросов парниковых газов.

Активная апробация и использование в ряде стран мира ведется у технологий CCUS (carbon capture, utilization and storage -- улавливание, использование и хранение углерода). При этом уловленный углекислый газ может использоваться для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов. Однако, до полномасштабного развертывания технологии закачки углекислого газа возможно провести опытно-промышленные испытания на нефтяном месторождении для оценки потенциала увеличения нефтедобычи, путем проведения газоциклических обработок на добывающем фонде скважин. В случае получения коммерчески привлекательных приростов добычи, возможно рассматривать технологии стационарной закачки углекислого газа в пласт для увеличения нефтеотдачи или захоронения.

В компании ПАО «НК «Роснефть» принята Стратегия «Роснефть-2030», в цели которой входит ряд горизонтов климатической повестки сокращение абсолютных выбросов парниковых газов Областей охвата 1 и 2 на 5 % к 2025 году, сокращение абсолютных выбросов парниковых газов Областей охвата 1 и 2 более чем на 25 % к 2035 году, снижение удельных выбросов парниковых газов Областей охвата 1 и 2 в сегменте разведка и добыча до уровня менее 20 кг СО2э/бнэ к 2030 г. или ранее. В долгосрочные цели входит углеродная нейтральность к 2050 по Областям охвата 1 и 2.1

Группа «Лукойл» установила цели по сокращению выбросов попутного газа до 2030 года. Планируется сократить контролируемые выбросы на 20 % (Охват 1 + Охват 2) относительно уровня 2017 года за счет утилизации попутного нефтяного газа, повышения энергоэффективности, возобновляемой энергетики и поиска новых технологических решений.2

ПАО «Татнефть» устанавливает стратегическую цель -- достижение углеродной нейтральности к 2050 году. Согласно информации на сайте предприятия, основными рычагами декарбонизации станут повышение энергоэффективности, увеличение доли возобновляемых источников энергии, компенсационные мероприятия, а в перспективе -- расширение улавливания и захоронения углекислого газа. В настоящее время в Компании ведется работа по актуализации промежуточных целей в области сокращения выбросов парниковых газов в рамках разработки общекорпоративной стратегии. газоциклическая обработка нефтедобывающая скважина

Зарубежные компании также ставят цели по сокращению выбросов парниковых газов. В начале 2019 года компания TotalEnergies объявила о своей цели сократить чистые выбросы категории 1 + 2 от деятельности как минимум на 40 % по сравнению с уровнем 2015 года.4 Компания решила запустить двухлетний план стоимостью 1 миллиард долларов США для ускорения инициатив по повышению энергоэффективности с целью экономии почти 2 млн тонн С02-экв. в операционной деятельности. Новая цель на 2025 год -- сократить выбросы категории 1 + 2 на наших эксплуатируемых объектах до уровня менее 38 млн тонн С02-экв. Цель на 2030 г. остается неизменной и составляет -40 % в 2030 г. по сравнению с 2015 г. (за вычетом 5-10 мегатонн естественных поглотителей углерода).

Компания Шеврон стремится достичь углеродной нейтральности к 2050 году. Компания считает, что достижение цели зависит от постоянного прогресса в области коммерчески жизнеспособных технологий; правительственная политика; успешных переговоров по улавливанию, утилизации и хранению углерода (CCUS), водородным и природным проектам; наличие рентабельных, поддающихся проверке зачетов на мировом рынке; и выдача необходимых разрешений государственными органами в регионах деятельности.5

Согласно выполненному авторами работы обзору открытых источников, о реализации крупных проектов по закачке углекислого газа на территории РФ на момент подготовки публикации (январь 2024 года) не было заявлено. Высокое внимание, однако, привлекают пилотные испытания адаптации технологии газоциклической закачки (Huff-n-Puff) в Волго-Уральской провинции. Технология заключается в закачке С02 в жидком или сверхкритическом состоянии в добывающую нефтяную скважину с последующей ее остановкой для реагирования с флюидами призабойной зоны пласта, в первую очередь -- с углеводородной фазой. Описанный цикл при необходимости может повторяться до 3-6 раз. Согласно исследованиям [2], удельная эффективность принята на уровне 0,3-9,5 м3 дополнительной добычи нефти на 1 т закачанного С02, технологический эффект наблюдается от 1 до 6 месяцев. Технология отличается тем, что осуществляется на существующих добывающих скважинах и не требует обустройства специальных нагнетательных скважин. При этом сжиженный С02 доставляется до месторождений с помощью автомобильного транспорта. Технология газоциклической закачки может быть использована для проверки эффективности закачки С02 в масштабах месторождения.

Основная часть

Эффект от применения технологии по закачке углекислого газа обусловлен тем, что CO2 при определенных условиях способен растворяться в нефти и пластовой воде в большей степени по сравнению с другими газами. Закачка углекислоты способствует снижению межфазного натяжения на границе «нефть-вода». При растворении CO2 в нефти и воде улучшается смачиваемость породы водой, что приводит к отмыву нефтяной пленки с поверхности породы, переводу её из пленочного состояния в капельное и, соответственно, увеличению коэффициента вытеснения. Способность углекислого газа растворяться в воде позволяет части CO2, который обладает лучшей растворимостью в углеводородных жидкостях, чем в воде, переходить в нефть. При растворении диоксида углерода в воде вязкость воды увеличивается незначительно, а образующаяся при этом угольная кислота (H2CO3) может растворять некоторые виды цементов и пород пласта, увеличивая проницаемость. В некоторых случаях проницаемость песчаников может вырасти на 5-15 %, -- а доломитов -- на 6-75 %. Преимуществом закачки углекислого газа является способность увеличивать подвижность нефти. В соответствии с законами термодинамики, при высокой степени расширения часть адсорбционного слоя нефти в порах освобождается, вязкость под влиянием растворённого газа понижается, и нефть становится подвижной [3-8]. Примеры зависимости вязкости нефти от давления насыщения нефти углекислым газом и растворимости газа в нефти от давления представлены на рисунке 1.



Рисунок 1. Коэффициент снижения вязкости и растворимость CO2 в системе «высоковязкая нефть -- CO2» при различных давлениях и температурах для месторождения Bartlett (16,8 оАР1; 12,6 % АСПО), Канзас, США [9]

Предварительные работы перед опытно-промышленными испытаниями технологии на скважинах конкретного объекта состоят из нескольких этапов:

1. Лабораторные исследования взаимодействия пластовых флюидов с углекислым газом (условия смесимости, растворимость СО2 в объеме нефти, набухаемость и снижение вязкости нефти, объем и фракции осажденных асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО)), испытания на керне.

2. Гидродинамическое моделирование обработки в условиях пласта, адаптация модели с учетом реального опыта обработок на пластах-аналогах.

3. Определение порядка выполнения работ при проведении запланированного геолого-технического мероприятия, определение порядка действий в нештатных ситуациях.

Основными показателями, характеризующими технологическую эффективность закачки СО2 в пласт, являются дополнительная добыча нефти и соотношение этой добычи к объему закачки углекислого газа. Дополнительная добыча нефти определяется как разность между фактической добычей и базовой от даты остановки скважины на обработку до даты окончания эффекта.

Типичный график интенсификации добычи методом газоциклической обработки (Huff-n-Puff) для традиционного коллектора представлен на рисунке 2.

При сборе и анализе статистики авторами использовались переводные коэффициенты из американской системы измерения (oAPI, oF, psi, scf) в международную (кг/м3, оС, Па, м3). Для расчета массы закачанного углекислого газа использовалась плотность СО2 в нормальных условиях -- 1,977 кг/м3.

Рисунок 2. Типовой график газоциклической обработки углекислым газом в традиционных коллекторах [10]

Для расчета массы дополнительной добычи нефти использовалась масса 1 стандартного американского барреля нефти BRENT -- 136,4 кг.6 Плотность нефти, как и ее вязкость, зависит от фракционного состава. В случаях, когда при описании свойств пластового флюида не была указана вязкость нефти, ее значение определялось по осредненным значениям точечной диаграммы корреляции плотности нефти и ее вязкости (рис. 3).

Первые эксперименты по Huff-n-Puff начинались как пробные испытания приемистости нагнетательных скважин в конце 1970-х (рис. 4). Так, в статье SPE 14439 «Performance of the Twofreds CO2 Injection Project» [12] 1979 года описаны итоги закачки углекислого газа: при малых объемах закачки удалось добиться снижения вязкости нефти с 1,467 сПз до 0,555 сПз. Испытание на скважине стало отправной точкой перед началом полномасштабной закачки углекислого газа для целей поддержания пластового давления.

Рисунок 3. Кросс-график зависимости плотности нефти от вязкости с указанием месторождений, представленных различными нефтями Америки [11]

Активное внедрение технологии началось в 1980-х годах, первопроходцами были США, Турция, Тринидад и Тобаго. Опыт, накопленный за это время, позволил определить первоначальные эффективные границы применимости, объем закачки, время выдержки. В США за первое десятилетие циклических обработок углекислым газом технологическая эффективность -- наличие дополнительной добычи нефти, была подтверждена в 85 % случаев для легкой нефти (< 30 сПз) и в 92 % -- для высоковязкой (> 30 сПз). При этом отношение количества обработок на этих нефтях возможно считать как 11:2 соответственно (здесь и далее приведены данные из литературы [12-14; 15-56]).

Опыт внедрения на коллекторах высоковязкой нефти в Турции (вязкость нефти в пластовых условиях 415-936 сПз) и в Тринидаде и Тобаго доказал, что повторные (циклические) обработки также способствуют получению дополнительной добычи нефти. Ниже приведен профиль месторождения на острове Тринидад, где применялась технология Huff-n-Puff (рис. 5). Газоциклические обработки применялись на пластах Upper Cruse (13 сПз), Lower (32 сПз) и Upper (46 сПз) Forest Clay, Lower Morne L'Enfer (3 000 сПз). Изучить снижение эффективности от повторных обработок не представляется возможным из-за наличия большого количества факторов, влияющих на итоговую дополнительную добычу (объем и длительность закачки, длительность выдержки, изменение пластового давления и время, прошедшее с последней газоциклической закачки). В некоторых случаях удельная дополнительная добыча от повторной закачки превышала первичную.

Интерес к технологии нарастал по мере появления новых данных об успешных испытаниях. На графике (рис. 6) представлена статистика по объему новых публикаций с шагом в 5 лет по запросу «CO2» AND «HUFF» AND «PUFF» в библиотеке OnePetro.



Рисунок 4. Подготовка пилотной площадки для испытаний закачки CO2 на нефтяном месторождении Hilly Upland, США, 1976 год [13]

Рисунок 5. Разрез месторождения Forest Reserve, Тринидад и Тобаго [14]

Во многом это обусловлено снижением доли запасов легкой маловязкой нефти. Согласно данным Общества нефтяных инженеров-геологов (The American Association of Petroleum Geologists -- AAPG), месторождения природных битумов и высоковязкой тяжелой нефти обнаружены более чем в 60 странах. Тяжелая высоковязкая нефть присутствует в 192 регионах, природный битум -- в 89 регионах. Как указано в годовом отчете AAPG [11], основные запасы высоковязкой нефти и природного битума находятся в Венесуэле (более 60 %), природного битума -- в Канаде (более 80 %). При этом более 434,3 миллиардов баррелей высоковязкой нефти оцениваются как извлекаемые запасы (при нынешнем уровне развития техники и технологий).

Рисунок 6. Данные о количестве публикаций по запросу «CO2» AND «HUFF» AND «PUFF» в библиотеке OnePetro за период 1980-2023 г. (подготовлено автором)

Постепенно страны переходят на вовлечение в добычу и освоение месторождений высоковязкой нефти, чтобы не допустить сокращения уровня добычи. По странам это распределение имеет следующий вид (рис. 7)



Рисунок 7. Оцененные технически извлекаемые запасы высоковязких нефтей в сравнении с долей запасов, находящихся на стадии добычи или разработки [11]

В 2000-х к испытаниям технологии газоциклической обработки приступил Китай, испытания не ограничились традиционными коллекторами: в 2022 году проведены успешные обработки в сланцевых породах-коллекторах.

Стороной не обошли и морские месторождения. Например, в 2011 году была проведена успешная СО2-обработка и полный цикл исследования реакции скважины, изменения насыщения по пласту на месторождении Rang Dong во Вьетнаме (рис. 8).

В России технология нашла применение на месторождениях дочернего общества ПАО «ЛУКОЙЛ» -- ООО «РИТЭК» (Самарская область) в 2017 году [16]. Выбранная для обработки скважина находилась в бездействии в связи с невозможностью добычи высоковязкой нефти с помощью традиционных технологий. Успех обработки был тиражирован на других месторождениях недропользователя.



Рисунок 8. Подготовка к закачке углекислого газа в добывающую скважину на месторождении Rang Dong, Вьетнам, 2011 год [15]

Рисунок 9. Расположение месторождений, на которых была применена технология газоциклической обработки СО2 Huff-n-Puff на карте распределения извлекаемых запасов высоковязкой нефти в мире (подготовлено автором)

Итоговая география применения технологии газоциклической закачки приведена ниже, на рисунке 9. Числами обозначено количество месторождений, на которых была испытана технология. Так, например, видно, что значительная часть испытаний проведена на месторождениях штатов Техас и Луизиана, США.

Метод Huff-n-Puff продолжает набирать популярность в странах с развитой нефтегазовой промышленностью. За 2023 год о намерениях в проведении интенсификации добычи посредством закачки углекислого газа (в том числе совместно с проектами утилизации и захоронения (CCUS)) заявили Канада, Дания, Индонезия, Нигерия, Колумбия и другие страны.

Выводы

По результатам анализа и обобщения статистики авторами были рассчитаны удельные приросты дополнительной добычи нефти на 1 тонну закачанного углекислого газа. В целом по миру это значение составляет 1,39 т/т (не включая данные Тринидад и Табаго -- 0,12 т/т -- из-за чрезмерно высоких объемов закачки углекислого газа): по России -- 5,26 т/т, по США -- 0,81 т/т, по Китаю -- 1,45 т/т. Большинство обработок были проведены на терригенных коллекторах (80 %). 49 % обработок проводилось на объектах с нефтями с вязкостью менее 30 сПз в пластовых условиях, 46 % обработок -- на нефтях с вязкостью от 30 до 1 000 сПз, 5 % -- на объектах с нефтями с вязкостью более 1 000 сПз.

Авторами установлен ряд общих тенденций и закономерностей при проведении обработок и сформулированы следующие выводы:

1. Малое время выдержки скважины на пропитку негативно влияет на степень растворения СО2 в нефти. Для достижения наибольшего технологического и экономического эффекта рекомендуется моделирование обработки при различных сценариях времени выдержки, с выбором оптимального варианта.

2. Объем закачки углекислого газа оказывает влияние в большей степени на длительность эффекта, чем на кратность прироста добычи.

3. Для второго и последующих циклов обработки длительность пропитки коллектора имеет более заметную роль, чем для первого.

4. В большинстве случаев эффект дополнительной добычи связан не только с увеличением объема добычи жидкости, но и со снижением обводненности продукции скважины. Предположительно, эффект достигается за счет усадки конуса воды и увеличения относительной проницаемости коллектора по нефти, однако для этого также требуется проведение дополнительных исследований.

5. Обработка пласта углекислым газом позволяет незначительно увеличить проницаемость призабойной зоны, однако насыщение СО2 высоковязких нефтей способно нарушить фазовое равновесие и вызвать выпадение в осадок асфальтенов, смол и парафинов (АСПО), а значит, у технологии существует важное ограничение применимости по критерию вязкости/плотности нефти.

6. Предварительная паротепловая обработка скважины может оказать негативный эффект и снизить продуктивность скважины.

7. При уплотненной сетке расположения скважин (при расстоянии между ними менее 200м), эффект дополнительной добычи наблюдается на окружающем фонде в поровых коллекторах; в коллекторах с высокопроницаемыми трещинами возникают риски прорыва газа в соседние скважины, что является осложнением.

8. Опытно-промышленные испытания при реализации пилотных проектов по циклической закачке углекислого газа позволят существенно снизить риски при более масштабном внедрении технологии закачки углекислого газа в качестве метода увеличения нефтеотдачи. Huff-n-Puff требует проведения лабораторных исследований для определения совместимости нефти с газом и наличия подрядчика, готового выполнять С02-обработку. В случае полномасштабной закачки СО2 необходимо строительство протяженных трубопроводов и иной инфраструктуры для доставки углекислого газа до объекта закачки, строительство или переоснащение имеющихся скважин для соответствия условиям работы в агрессивной среде, оснащение системы сбора и подготовки блоком по удалению углекислого газа из продукции и т. д.

ЛИТЕРАТУРА

1. Сургучёв М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985. 308 с.

2. Mohammed-Singh L.J., Singhal A.K., Sim S.S.-K. Screening Criteria for C02 Huff `n' Puff Operations. SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery, 22-26 April 2006, Tulsa, Oklahoma, USA.

3. Хромых Л.Н., Литвин А.Т., Никитин А.В. Обзор применения растворителей в процессе добычи высоковязкой нефти и природного битума // Международный научно-исследовательский журнал. -- 2016. -- № 7-4(49). -- С. 163-167.

4. Зиновьев А.М., Литвин А.Т., Никитин А.В. Оценка возможности применения реагентов-растворителей на стадии проектирования разработки месторождения для оптимизации добычи высоковязкой нефти // Вестник евразийской науки. -- 2018. -- Т. 10. -- № 5. -- С. 77.

5. Зиновьев А.М., Ольховская В.А., Коновалов В.В., Мардашов Д.В., Тананыхин Д.С., Рощин П.В. Исследование реологических свойств и особенностей фильтрации высоковязких нефтей месторождений Самарской области. Вестник Самарского государственного технического университета. Серия: Технические науки. 2013. № 2(38). С. 197-205.

6. Киреев И.И., Рощин П.В., Демин С.В. Интенсификация добычи высоковязкой нефти. Деловой журнал Neftegaz.RU. 2020. № 4(100). С. 88-91.

7. Зиновьев А.М., Литвин А.Т., Никитин А.В. Особенности применения кислотных обработок для интенсификации добычи высоковязкой нефти // Вестник евразийской науки. -- 2019. -- Т. 11. -- № 4. -- С. 35.

8. Selection of effective solvents -- Universal modification of presently available enhanced oil recovery methods and oil production stimulation processes / A.T. Litvin, A.A. Terentiyev, D.A. Gornov [et al.] // Society of Petroleum Engineers -- SPE Russian Petroleum Technology Conference 2020, RPTC 2020, Virtual, Online, 26 -29 октября 2020 года. -- Virtual, Online, 2020. -- EDN FVXWPB.

9. Chung F.T.H., Jones R.A., Nguyen H.T. Measurements and correlations of the physical properties of CO2 / heavy-crude-oil mixtures. PE Reserv Eng 1988; 3(3): 822-825.

10. Alfarge D., Wei M., Bai B. CO2-EOR mechanisms in Huff-n-Puff operations in shale oil reservoirs based on history matching results. Fuel, 2018, vol. 226, pp. 112-120.

11. Bata T., Schamel S., Fustic M., Ibatulin R. (2019) AAPG Energy Minerals Division Bitumen and Heavy Oil Committee Annual Commodity Report / American Association of Petroleum Geologists (AAPG): Tulsa, OK, USA, р. 66.

12. Kirkpatrick, R., Flanders, W., & DePauw, R. (1985). Performance of the Twofreds CO2 Injection Project. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Las Vegas, Nevada, USA. SPE-14439-MS. https://doi.org/10.2118/14439-MS.

13. Watts, R.J., Gehr, J.B., Wasson, J.A., Evans, D.M., & Locke, C.D. (1982). A Single CO2 Injection Well Minitest in a Low-Permeability Carbonate Reservoir. Journal of Petroleum Technology, 34, 1781-1788.

14. Woodside P.R. Petroleum geology of Trinidad and Tobago // Oil Gas J. (United States). -- 1981. -- Т. 79.

15. Le, Ngoc & Hatakeyama, Atsushi & Farag, Sherif & Konishi, Yusaku & Vo, Viet & Takagi, Sunao & Phan, Trung. (2013). Fluid Saturation Monitoring by Cased Hole Logging for CO Huff-n-Puff Test in a Vietnam Offshore Field, р. 11.

16. Опытно-промышленные работы по использованию углекислого газа для интенсификации добычи высоковязкой нефти / В.И. Дарищев, С.А. Харланов, Ю.И. Бабинец [и др.] // Нефть. Газ. Новации. -- 2022. -- № 2(255). -- С. 29-34.

17. Patton J.T., Coats K.H., Spence K. Carbon Dioxide well stimulation: Part 1-A parametric study // Journal of Petroleum Technology. -- 1982. -- Т. 34, № 08. -- P. 1798-1804. DOI: 10.2118/9228-PA.

18. Palmer, F.S., Landry, R.W., & Bou-mikael, S. (1986). Design and Implementation of Immiscible Carbon Dioxide Displacement Projects (CO2 Huff-Puff) in South Louisiana. Software -- Practice and Experience. http://www.i- asem.org/publication conf/asem15/1.ISEM15/2t/T4B.1.MS502 1668F1.pdf.

19. Monger, T.G., & Coma, J.M. (1988). A laboratory and field evaluation of the CO2 huff n puff process for light-oil recovery. Spe Reservoir Engineering, 3, 1168-1176.

20. Haskin, Helen K. and Robert B. Alston. An Evaluation of CO2 Huff 'n' Puff Tests in Texas. Journal of Petroleum Technology 41 (1989): 177-184.

21. Hsu, H.H. and Roeland Brugman. CO2 Huff-Puff Simulation Using a Compositional

Reservoir Simulator. Software -- Practice and Experience (1986): doi:

https://doi.org/10.2118/15503-MS.

22. Gondiken, S. (1987). Camurlu Field Immiscible CO2 Huff and Puff Pilot Project. Paper presented at the Middle East Oil Show, Bahrain, March 1987. doi: https://doi.org/10.2118/15749-MS.

23. Denoyelle, L., & Lemonnier, P. (1987). Simulation Of CO2 Huff 'n' Puff Using Relative Permeability Hysteresis. Software -- Practice and Experience. Paper presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, September 1987. doi: https://doi.org/10.2118/16710-MS.

24. Simpson, Marcia Reeves. The CO2 Huff 'n' Puff Process in a Bottomwater-Drive Reservoir. J Pet Technol 40 (1988): 887-893.

25. Monger, T.G., Ramos, J.C., and Jacob Thomas. Light Oil Recovery From Cyclic CO2 Injection: Influence of Low Pressures, Impure CO2, and Reservoir Gas. SPE Res Eng 6 (1991): 25-32.

26. Brock, W.R., and L.A. Bryan. Summary Results of CO2 EOR Field Tests, 1972-1987. Paper presented at the Low Permeability Reservoirs Symposium, Denver, Colorado, March 1989. https://doi.org/10.2118/18977-MS.

27. Thomas, G.A., and T.G. Monger-McClure. Feasibility of Cyclic CO2 Injection for Light-Oil Recovery. SPE Res Eng 6 (1991): 179-184.

28. Miller, B.J. Design and Results of a Shallow, Light Oilfield-Wide Application of CO2 Huff `n' Puff Process. Paper presented at the SPE/DOE Enhanced Oil Recovery Symposium, Tulsa, Oklahoma, April 1990. doi: https://doi.org/10.2118/20268-MS.

29. Issever, Kayhan, Pamir, A. Necdet, and Ali Tirek. Performance of a Heavy-Oil Field Under CO2 Injection, Bati Raman, Turkey. SPE Res Eng 8 (1993): 256 -260.

30. Bardon, Charles, Corlay, Philippe, Longeron, Daniel, and Bernard Miller. CO2 Huff 'n' Puff Revives Shallow Light-Oil-Depleted Reservoirs. SPE Res Eng 9 (1994): 92-100.

31. Cyclic CO2 injection for heavy-oil recovery in halfmoon field: laboratory evaluation and pilot performance / S. Olenick, F.A. Schroeder, H.K. Haines, T.G. MongerMcClure // 67th Annual Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers held in Washington DC, October 4 -7. -- Washington, 1992. -- P. 271-280. DOI: 10.2118/24645-MS.

32. Schenewerk, P.A., Thomas, Jacob, Bassiouni, Z.A., and Joanne Wolcott. Evaluation of a South Louisiana CO2 Huff 'n' Puff Field Test. Paper presented at the SPE/DOE Enhanced Oil Recovery Symposium, Tulsa, Oklahoma, April 1992. doi: https://doi.org/10.2118/24143-MS.

33. Miller, B.J., Bardon, C.P., and P. Corlay. CO2 Huff 'n' Puff Field Case: Five-Year Program Update. Paper presented at the Permian Basin Oil and Gas Recovery Conference, Midland, Texas, March 1994. doi: https://doi.org/10.2118/27677-MS.

34. Wehner, S.C., and J. Prieditis. CO2 Huff-n-Puff: Initial Results from a Waterflood SSC Reservoir. Paper presented at the Permian Basin Oil and Gas Recovery Conference, Midland, Texas, March 1996.

35. Johnson, Raymond L., Walters, Wallace W., Conway, Michael W., Burdett, Bruce S., and Rod G. Stanley. CO2 Energized and Remedial 100 % CO2 Treatments Improve Productivity in Wolfcamp Intervals, Val Verde Basin, West Texas. Paper presented at the SPE Permian Basin Oil and Gas Recovery Conference, Midland, Texas, March 1998.

36. Mohammed-Singh, Lorna J., and Ashok K. Singhal. Lessons From Trinidad's CO2 Immiscible Pilot Projects 1973-2003. Paper presented at the SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery, Tulsa, Oklahoma, April 2004. doi: https://doi.org/10.2118/89364-MS.

37. Luo, R., Cheng, L.-S., and J.-C. Peng. Feasibility Study of CO2 Injection for Heavy Oil Reservoir After Cyclic Steam Stimulation: Liaohe Oil Field Test. Paper presented at the SPE International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium, Calgary, Alberta, Canada, November 2005. https://www.researchgate.net/publication/266669205 Feasi bility Study of CO2 Injection for Heavy Oil Reservoir after Cyclic Steam Stim

ulation Liaohe oilfield test.

38. Mohammed-Singh, Lorna J., and Ashok K. Singhal. Lessons From Trinidad's CO2 Immiscible Pilot Projects. SPE Res Eval & Eng 8 (2005): 397-403.

39. Mohammed-Singh, L., Singhal, A.K., and S. Sim. Screening Criteria for Carbon Dioxide Huff `n' Puff Operations. Paper presented at the SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery, Tulsa, Oklahoma, USA, April 2006. doi: https://doi.org/10.2118/100044-MS.40. Shoaib, Shehbaz, and B. Todd Hoffman. CO2 Flooding the Elm Coulee Field. Paper presented at the SPE Rocky Mountain Petroleum Technology Conference, Denver, Colorado, April 2009. doi: https://doi.org/10.2118/123176-MS.

41. Sahin, Secaeddin, Kalfa, Ulker, Celebioglu, Demet, Duygu, Ersan, and Hakki Lahna. A Quarter Century of Progress in the Application of CO2 Immiscible EOR Project in Bati Raman Heavy Oil Field in Turkey. Paper presented at the SPE Heavy Oil Conference Canada, Calgary, Alberta, Canada, June 2012. doi: https://doi.org/10.2118/157865-MS.

42. Alusta, Gamal, Mackay, Eric, Fennema, Julian, and Khari Armih. Decision Making Tool to Assist in Choosing Between Polymer Flooding and Infill Well Drilling: Case Study. Paper presented at the SPE Enhanced Oil Recovery Conference, Kuala Lumpur, Malaysia, July 2013. https://www.researchgate.net/publication/266030849 Decision Making Tool to Assist in Choosing Between Polymer Flooding and Infill Well

Drilling Case Study.

43. Ishii H., Sarma H.K., Ono K., Issever K. A successful immiscible CO2 field pilot in a carbonate heavy oil reservoir in the Ikiztepe Field, Turkey. 9th European Symposium on Improved Oil Recovery, 20-22 October. Hague, 1997. DOI: 10.3997/2214¬4609.201406800.

44. Sahin, Secaeddin, Kalfa, Ulker, Uysal, Serkan, Kilic, Harun, and Hakki Lahna. Design, Implementation and Early Operating Results of Steam Injection Pilot in already CO2 Flooded Deep-Heavy Oil Fractured Carbonate Reservoir of Bati Raman Field, Turkey. Paper presented at the SPE Improved Oil Recovery Symposium, Tulsa, Oklahoma, USA, April 2014. https://www.researchgate.net/publication/266661912 Design Impl ementation and Early Operating Results of Steam Injection Pilot in already CO

2 Flooded Deep-

Heavy Oil Fractured Carbonate Reservoir of Bati Raman Field Turkey.

45. Kovar, M., & Wehner, S.C. (1998). CO2 Huff-n-Puff Process in a Light Oil Shallow Shelf Carbonate Reservoir. https://digital.library.unt.edu/ark:/67531/metadc622364/m 2/1/high res dZ1588.pdf.

46. Song, Z., Song, Y., Li, Y., Bai, B., Song, K., & Hou, J. (2019). A Critical Review of CO2 Enhanced Oil Recovery in Tight Oil Reservoirs of North America and China. Day 1 Tue, October 29, 2019. doi: https://doi.org/10.2118/196548-MS.

47. James A. Sorensen, Bethany A. Kurz, Steven B. Hawthorne, Lu Jin, Steven A. Smith, Alexander Azenkeng, Laboratory Characterization and Modeling to Examine CO2 Storage and Enhanced Oil Recovery in an Unconventional Tight Oil Formation, Energy Procedia, Volume 114, 2017, Pages 5460-5478.

48. Sahin, S., Kalfa, U., & Qelebioglu, D. (2008). Bati Raman Field Immiscible CO 2 Application -- Status Quo and Future Plans. Spe Reservoir Evaluation & Engineering, 11, 778-791. doi: https://doi.org/10.2118/106575-PA.

49. Zhang Juan, Zhou Lifa, Zhang Xiaohui, Zhang Maolin, Fan Jin, D.U. Hongbao. Effects of CO2 Huff and Puff in Horizontal Wells in Shallow-Burial Thin Heavy Oil Reservoirs[J], 2018, 39(4): 1 -1.

50. James J. Sheng, Critical review of field EOR projects in shale and tight reservoirs, Journal of Petroleum Science and Engineering, Volume 159, 2017, Pages 654 -665.

51. Ueda, Yoshiaki & Uchiyama, Tadao & Kawahara, Yohei & Hatakeyama, Atushi & Fujita, Yusuke & Son, Le & Okabe, Hiroshi & Konishi, Yusaku & Takagi, Sunao & Nishizaki, Aiko & Mitsuishi, Hiroshi. (2013). CO2-EOR Huff `n' Puff Pilot Test in Rang Dong Oilfield, Offshore Vietnam. Journal of the Japanese Association for Petroleum Technology. 78. 188-196.

52. Hao, Hongda & Hou, Jirui & Qu, Ming & Guo, Wenmin & Deng, Song & Liu, Huaizhu. (2023). Using a well-to-well interplay during the CO2 huff-n-puff process for enhanced oil recovery in an inclined oil reservoir: Experiments, simulations, and pilot tests. Frontiers in Energy Research. 10. 1002053. 10.3389/fenrg.2022.1002053.

53. Xu, Z.; Zhou, L.; Ma, S.; Qin, J.; Huang, X.; Han, B.; Yang, L.; Luo, Y.; Liu, P. Study on CO2 Huff-n-Puff Development Rule of Horizontal Wells in Heavy Oil Reservoir by Taking Liuguanzhuang Oilfield in Dagang as an Example. Energies 2023, 16, 4258.

54. Hutthapong Yoosook, Kreangkrai Maneeintr, Thitisak Boonpramote, CO2 Utilization for Enhance Oil Recovery with Huff-N-Puff Process in Depleting Heterogeneous Reservoir, Energy Procedia, Volume 141, 2017, Pages 184-188.

55. Xiang Zhou, Qingwang Yuan, Xiaolong Peng, Fanhua Zeng, Liehui Zhang, A critical review of the CO2 huff `n' puff process for enhanced heavy oil recovery, Fuel, Volume 215, 2018, Pages 813-824.

56. Wang, Haifeng & Wang, Xiaoyan & Wang, Pengtao & Zhang, Yang & Wang, Wei & Yan, Xi & Zhang, Nan & Li, Jinzhu & Yang, Dehua. (2022). Exploration and Practice of CO2 Huff-N-Puff Combined CO2 Flooding in Shale Oil Well Cluster Group. E3S Web of Conferences. 358.

Размещено на Allbest.ru

...