Koldioxidöversvämning

Koldioxid (CO 2 ) översvämning är en process där koldioxid injiceras i oljereservoarer för att öka produktionen vid utvinning av olja , särskilt i reservoarer där produktionshastigheterna har minskat över tiden. Processen försökte första gången 1977 i Scurry County , Texas . Sedan dess har processen blivit flitigt använd i den permiska bassängregionen i USA och har nu på senare tid börjat följas i många olika stater, men är fortfarande ganska ovanlig utanför USA .

Figur 1. Koldioxidtryck-temperatur fasdiagram

Översikt

När en reservoars tryck töms genom primär och sekundär produktion, kan koldioxidöversvämning vara en idealisk tertiär återvinningsmetod . Det är mest effektivt och används oftast i sandstens- och karbonat (som kalksten eller dolomit ) reservoarer och reservoarer som producerar medel till lätt olja. Genom att injicera CO 2 i reservoaren kommer viskositeten för eventuellt kolväte att reduceras och blir därmed lättare att svepa in i produktionsbrunnen. Sandstens- och karbonatreservoarer föredras för denna metod framför reservoarer med ultralåg permeabilitet såsom skiffer på grund av risken för att CO 2 -gas bryter igenom hydrauliska eller naturliga sprickor i berget. CO 2 -översvämning används fortfarande ibland i dessa fall, men vanligtvis använder man "huff and puff" CO 2 -injektionsmetoden, som gör att CO 2 kan sugas in i en reservoar efter att ha pumpats in genom injektionsbrunnen under en tid innan produktionsbrunnen öppnas och sätts tillbaka i funktionalitet. Den här metoden minskar risken för oönskade gasavbrott och ökad mängd olja som återvinns i motsats till den vanligare CO 2 -insprutningsprocessen för växelgas (WAG).

När ett oljefält mognar och produktionstakten minskar, finns det ett växande incitament att ingripa och försöka öka oljeproduktionen med hjälp av tertiära utvinningstekniker (även kallad förbättrad eller förbättrad oljeutvinning ). Minskningen av effektiviteten hos primära eller sekundära metoder kan bero på flera faktorer, såsom dålig hantering, minskning av det inre trycket på grund av minskande mängder olja eller på grund av heterogenitet i reservoaren. Reservoarheterogenitet kan orsakas av sprickor eller förkastningar i berget, eller barriärer som produceras av starkt cementerade områden eller skiffer. För det mesta kan omkring 60 till 70 % av oljan inte anskaffas på konventionellt sätt, och sekundära eller tertiära återvinningstekniker måste användas. Det är också allmänt sant att övergången från sekundära återvinningstekniker till tertiära återvinningstekniker sker långt innan reservoaren blir helt improduktiv.

Petroleumingenjörer bedömer tillgängliga alternativ för att öka brunnsproduktiviteten, alternativ som inkluderar kemikalieinjektion, termisk/ånginjektion och CO 2 -injektion. Baserat på datainsamling och datorsimuleringar bestäms den bästa förbättrade oljeåtervinningstekniken för att maximera brunnsproduktiviteten. Men i alla fall av reservoarer som har sjunkande produktivitet, för att öka oljeproduktionshastigheten, måste trycket i reservoaren ökas. Metoden som används varierar dock från fall till fall.

Metod

Vid översvämning av CO 2 är det första steget en injektion av vatten i reservoaren, vilket gör att trycket i reservoaren kan återgå till produktiva nivåer. När behållaren har tillräckligt tryck är nästa steg att pumpa ner CO 2 genom samma injektionsbrunn . CO 2 -gasen tvingas in i reservoaren för att komma i kontakt med oljan. Detta skapar en blandbar front av CO 2 och lågkokande kolvätederivat. En oljebank bildas framför den blandbara zonen och förs lättare ut ur reservoaren via produktionsbrunnen. När gasen löses upp i oljan minskar dessutom viskositeten hos oljan med CO 2 löst i den. Normalt alterneras CO 2 -injektionen med vatteninjektion och vattnet sveper oljan mot produktionszonen, detta kallas vattenalternerande gasprocess (WAG).

För-och nackdelar

CO 2 flödning är en metod som föredras för medelstora till lätta oljor på grund av "rörlighetsförhållandet" mellan gasen och oljan. Mobilitetsförhållandet hänvisar till förhållandet mellan rörligheten för gasen eller fluiden som injiceras i en reservoar för sekundär eller tertiär produktion kontra rörligheten för oljan. För medelstora eller lätta oljor med hög API-tyngdkraft kan vätskor eller gaser som själva är mindre viskösa användas. Men om en injektionsvätska eller gas som hade lägre viskositet användes på en tung råolja eller bitumen , skulle injektionsvätskan eller gasen passera oljan och resultera i en dåligt svept reservoar. Medan CO 2 och vatteninjektion är mer användbara för lättare oljor, tillsätts fortfarande hjälplösningsmedel för att göra dem mer trögflytande så att de får ett mer produktivt svep av reservoaren. I de fall där reservoaren är fylld med extremt tung olja eller bitumen, ånginjektion eller andra metoder som använder värme, mycket vanligare så att rörligheten eller viskositeten hos oljan kan sänkas och utvinningen blir lättare. Generellt kommer reservoarer med lättare oljor att ha högre utvinningsprocent med primära och sekundära återvinningsmetoder, men reservoarer med tyngre oljor eller bitumen kommer att ha mycket lägre återvinning med primära och sekundära återvinningsmetoder och övergången från sekundära till tertiära metoder kommer att behöva ske mycket tidigare i reservoarernas livslängd.


CO 2 -översvämning är den näst vanligaste tertiära återvinningstekniken och används i anläggningar runt om i världen. I samband med utsläpp av växthusgaser och global uppvärmning annonseras CO 2 -översvämningar för att binda CO 2 under jord och därför kompensera för CO 2 -utsläpp på andra håll. Detta och det faktum att det vanligtvis kan appliceras inom ett brett område eller i geologiska förhållanden gör det till en mycket populär metod för att återvinna restolja, men det finns flera nackdelar med metoden. För det första, eftersom enbart gasen har mycket låg viskositet, finns det mycket liten kontroll över den och detta orsakar möjligheten att den bryter igenom produktionsbrunnen eller spricker i berget, och det är därför WAG-tekniken används. En annan nackdel är att denna metod har höga gasbehov, och även om de flesta reservoarer försöker använda naturlig, lokalt anskaffad CO 2 , ibland är detta inte genomförbart och CO 2 måste antingen transporteras långa sträckor med hjälp av en rörledning eller tillverkas från konstgjorda industriella källor såsom naturgasbehandling . Naturligtvis har alla metoder för att anskaffa CO 2 för CO 2 -översvämningar möjligheten att oavsiktligt släppa ut CO 2 , vilket resulterar i ökade växthusgasutsläpp.

Borriggar i Permian Basin, där mycket av CO2-översvämningarna sker i USA.

Se även

  1. ^ a b c d e f g h i j k l m n   Speight, James G. (2019). "Kapitel 2 - Icketermiska metoder för återhämtning" . Återvinning och uppgradering av tung olja . Gulf Professional Publishing. s. 49–112. doi : 10.1016/b978-0-12-813025-4.00002-7 . ISBN 978-0-12-813025-4 .
  2. ^   Ahmadi, Mohammad Ali (2018). "Kapitel nio - Enhanced Oil Recovery (EOR) i Shale Oil Reservoirs" . I Bahadori, Alireza (red.). Grunderna för förbättrad olje- och gasutvinning från konventionella och okonventionella reservoarer . Gulf Professional Publishing. s. 269–290. doi : 10.1016/b978-0-12-813027-8.00009-6 . ISBN 978-0-12-813027-8 .
  3. ^ "Förbättrad oljeåtervinning" . Energy.gov . Arkiverad från originalet 2021-09-24.
  4. ^   Aminu, Mohammed D.; Nabavi, Seyed Ali; Rochelle, Christopher A.; Manovic, Vasilije (2017). "En genomgång av utvecklingen inom koldioxidlagring" . Tillämpad energi . 208 : 1389–1419. doi : 10.1016/j.apenergy.2017.09.015 . hdl : 1826/12765 . ISSN 0306-2619 .
  5. ^ Kuuskraa, Vello A.; Van Leewen, Tyler; Wallace, Matt (2011-06-20). Förbättring av inhemsk energisäkerhet och sänkning av CO 2 -utsläpp med "Next Generation" CO 2 -Enhanced Oil Recovery (CO 2 -EOR) (Rapport). doi : 10.2172/1503260 .

externa länkar

Hämtad från " https://en.wikipedia.org/w/index.php?title=Carbon_dioxide_flooding&oldid=1137500580 "