СПОСОБ НАГНЕТАНИЯ ДИОКСИДА УГЛЕРОДА Российский патент 2013 года по МПК B65G5/00 E21B43/34 

Настоящее изобретение относится к способу хранения диоксида углерода (CO₂) в пористом и проницаемом подземном пласте-коллекторе (так называемом резервуаре) и, в частности, к способу закачивания CO₂ в коллектор углеводородов для его хранения.

CO₂ - газ, который в больших количествах получают в качестве побочного продукта в ряде промышленных производств, например при производстве аммиака, на электростанциях, работающих на ископаемых видах топлива, например на угле, мазуте или газе, и при производстве водорода, где водород получают реформингом углеводородного сырья. Выбросы в атмосферу этого побочного продукта являются нежелательными, т.к. CO₂ относят к газам, создающим парниковый эффект. Много усилий было предпринято для разработки способов утилизации CO₂ в целях предотвращения его выбросов в атмосферу. В частности, один из таких способов, вызывающий особый интерес, предлагает подземную утилизацию CO₂ закачиванием CO₂ в имеющиеся в породе каверны или в пористый пласт. Полезное преимущество от утилизации CO₂ может быть получено при нагнетании CO₂ в пористый и проницаемый коллектор углеводородов, в котором закачанный CO₂ может быть использован для вытеснения углеводородов (например, нефти) в коллекторе в направлении эксплутационной скважины (скважины, из которой добывают углеводороды), достигая тем самым более высокой степени нефтеизвлечения из пласта.

Нагнетание CO₂ в пласт специально в целях увеличения добычи углеводородов, получившее название "методов повышения нефтеотдачи пласта" (МПНО или МПНП) или "добычи нефти вторичными методами", описано, например, в US 2002/0036086. Согласно этому документу CO₂, извлеченный из эксплутационной скважины, может быть повторно закачан в пласт через нагнетательную скважину в целях снижения вязкости нефти на месте ее залегания в продуктивном горизонте, для повышения ее мобильности и облегчения ее добычи. Однако такой извлеченный из эксплутационной скважины CO₂ содержит некоторые нефтегазоносные загрязняющие примеси, которые могут оказать нежелательное влияние на давление насыщения пластовой нефти. Способ, раскрытый в US 2002/0036086, направлен на удаление упомянутых выше загрязняющих примесей из добываемого CO₂ до повторного закачивания CO₂ в пласт. Более того, в US 2002/0036086 сказано, что секвестрация CO₂, которая, по определению, присуща этому процессу, фактически является недостатком этого процесса, в результате чего имеют место "потери" CO₂ и требуется дополнительный CO₂.

Несмотря на то, что нагнетание CO₂ в коллекторы углеводородов, в силу вышесказанного, известно как в целях повышения нефтеотдачи пласта, так и в целях его подземного хранения, требования, предъявляемые к CO₂ для подземного хранения значительно отличаются от требований к CO₂ для повышения нефтеотдачи пласта.

Следовательно, с точки зрения повышения нефтеотдачи пласта согласно идеям решения, раскрытого в US 2002/0036086, любое подземное хранение CO₂, которое имеет место, рассматривается как "потери" и является недостатком. В отличие от этого при секвестрации CO₂ желательно, чтобы в коллекторе оставалось как можно больше закаченного CO₂.

Следовательно, в общем, тот CO₂, который целесообразно секвестровать, должен находиться в таком агрегатном состоянии, которое не допускало бы его смешения с углеводородами коллектора, в то время как обратное характерно для того CO₂, который нагнетают в целях повышения нефтеотдачи пласта. Аналогично этому желательно, чтобы CO₂, который целесообразно секвестровать, находился бы в состоянии, которое максимально увеличивало бы возможность его подземного хранения, в частности, в виде вещества высокой плотности с максимальной молярной долей CO₂ на единицу объема. В отличие от этого, с точки зрения повышения нефтеотдачи пласта, как правило, желательно повысить нефтеотдачу пласта при использовании CO₂ в минимальном эффективном для этой цели объеме.

Кроме того, количества CO₂, который в целях утилизации закачивают в коллектор углеводородов, очень значительные, как правило, порядка нескольких миллионов тонн, что значительно больше по сравнению с объемами CO₂, необходимыми для повышения нефтеотдачи пласта. Уже только потому, что количества CO₂ такие значительные, оборудование для нагнетания должно обеспечивать возможность надежного закачивания поступающего со стороны CO₂ в пласт. Другими словами, должна быть обеспечена постоянная готовность к закачиванию с учетом всего поступающего со стороны CO₂. Более того, коллектор должен быть рассчитан на надежное хранение закаченного CO₂, обычно, в течение периода по меньшей мере в 1000 лет.

Как правило, по возможности, было бы желательно, чтобы CO₂, нагнетаемый для секвестрации, поступал в коллектор на значительном расстоянии от эксплутационной скважины и в таком агрегатном состоянии, чтобы он не мог смешиваться с углеводородами коллектора, в целях максимального увеличения вместимости хранилища при одновременном сведении к минимуму транспортировки закаченного CO₂ к эксплутационной скважине. Однако расстояние от любых нагнетательных скважин до каких-либо эксплутационных скважин может быть ограничено, например, вследствие ограничений, имеющихся в инфраструктуре. В любом случае наличие закаченного CO₂ в больших объемах со временем начнет приводить к увеличению объема образуемых CO₂-содержащих паров, извлекаемых из эксплутационной скважины. Такой CO₂ может положительно влиять на объемы добычи нефти, однако, для предлагаемого в настоящем изобретении способе повышение нефтеотдачи пласта имеет более низкий приоритет по сравнению с обеспечением возможности постоянного и надежного нагнетания CO₂ в пласт и надежного подземного хранения закаченного CO₂.

Далее возникает необходимость в решении задач, связанных с увеличивающимися со временем объемами полученного CO₂. Хотя при эксплутационных скважинах часто имеются нагнетательные скважины для сопутствующего газа, которые используют для нагнетания полученных CO₂-содержащих паров, то даже в отсутствии секвестрации CO₂, все увеличивающиеся объемы CO₂-содержащих паров, являющиеся результатом секвестрации CO₂ в коллекторе, могут стать слишком значительными для упомянутых нефтепромысловых объектов и потребовать бурения большего числа нагнетательных скважин и сопутствующих капитальных затрат, и все это для коллектора, пик нормы отбора нефти которого остался в далеком прошлом.

Было установлено, что если перевести полученный парофазный поток, подлежащий обратному закачиванию в коллектор углеводородов, из паровой фазы в фазу плотного вещества, то полученный в результате поток плотнофазного вещества может быть смешан с потоком поступающего со стороны CO₂, который находится либо в жидкофазном, либо в сверхкритическом состоянии, образуя тем самым объединенный поток, который будет потоком плотнофазного вещества. Такой объединенный поток может впоследствии быть направлен в одну или несколько нагнетательных скважин, откуда закачан под давлением в коллектор углеводородов.

Соответственно, настоящее изобретение предлагает способ подземного хранения CO₂ в пористом и проницаемом коллекторе углеводородов, имеющим по меньшей мере одну нагнетательную скважину и по меньшей мере одну эксплутационную скважину, вскрывающие (проходящие через) этот коллектор, включающий следующие шаги:

(а) извлечение из эксплутационной скважины потока добываемого флюида (текучей среды), состоящего из добываемых углеводородов, попутно добываемой воды и добываемого CO₂;

(б) направление потока добываемого флюида на технологический объект, на котором от потока флюида отделяют парофазный поток, состоящий из диоксида углерода и летучих углеводородов;

(в) сжатие полученного парофазного потока до давления выше максимального давления, при котором еще могут сосуществовать две фазы газа и жидкости (криконденбара), для состава полученного парофазного потока;

(г) охлаждение сжатого потока, образуя тем самым охлажденный поток, находящийся в плотнофазном состоянии;

(д) направление поступающего со стороны потока CO₂ к нагнетательному оборудованию, причем поступающий со стороны CO₂ может быть либо в жидкофазном, либо в сверхкритическом состоянии;

(е) смешение охлажденного потока с шага (г) с потоком поступающего со стороны CO₂, образуя тем самым объединенный поток; и

(ж) закачивание упомянутого объединенного потока в коллектор углеводородов через нагнетательную скважину.

Полученный парофазный поток представляет собой многокомпонентный состав. Следовательно, сжатый поток, охлажденный поток и объединенный поток также представляют собой многокомпонентные составы.

Термин "плотнофазное состояние" относится к многокомпонентному составу, не имеющему определенного объема или характерных признаков границы раздела фаз. Следовательно, флюид, находящийся в плотнофазном состоянии, ведет себя аналогично газу, в том смысле, что флюид будет расширяться для заполнения того контейнера, в который он помещен. Однако плотнофазный флюид будет иметь физические свойства, аналогичные физическим свойствам жидкой среды. В частности, плотнофазный флюид будет иметь плотность, аналогичную плотности жидкой среды. Следовательно, давление плотнофазного флюида может быть повышено с помощью насоса, и столб плотнофазного флюида в нагнетательной скважине будет демонстрировать значительный гидростатический напор. Кроме того, плотнофазное состояние CO₂ - это состояние, когда молярная доля CO₂ на единицу объема является высокой. Также, поскольку характерные признаки границы раздела фаз отсутствуют, подразумевается, что плотнофазный флюид будет представлять собой однофазную среду.

Коллектор углеводородов может быть нефтяным пластом-коллектором или газоконденсатным пластом-колектором, и представлять собой любое геологическое строение, толщу пород, нефтенасыщенный песчаный коллектор, горную породу-коллектор и т.д., в которой находятся природные залежи нефти или газового конденсата. Предпочтительно, чтобы коллектор углеводородов был вскрыт несколькими эксплутационными скважинами. Предпочтительно, чтобы коллектор углеводородов был также вскрыт несколькими нагнетательными скважинами.

Далее, предпочтительно, чтобы углеводородный коллектор был коллектором нефтяного месторождения. Обычно нефтяное месторождение может иметь более одного нефтяного коллектора. Как правило, для эффективного и экономически целесообразного подземного хранения CO₂ на нефтяном месторождении, такое месторождение должно быть достаточно большим, с первоначальным содержанием нефти в пласте в объеме более пяти миллионов баррелей. Предпочтительно, чтобы нефтяное месторождение располагалось в месте с существующей инфраструктурой распределительных трубопроводов, которые могли бы быть использованы для доставки потока CO₂ со стороны. Как правило, на нефтяном месторождении должно быть нагнетательное оборудование и нагнетательные трубопроводы для нескольких нагнетательных скважин.

В частности, способ, предлагаемый в настоящем изобретении, является экономически целесообразным там, где период продуктивной жизни нефтяного месторождения приближается к концу (истощенная залежь нефти). По мере того, как извлечение потока добываемого флюида, содержащего углеводороды, попутно добываемой воды (погребенной воды и любой ранее закаченной воды) и добываемого CO₂, из эксплутационной скважины постепенно прекращается, нагнетание упомянутого выше объединенного потока также прекращается, и имеющийся объем CO₂ будет секвестрован. Добыча углеводородов и воды из нефтяного коллектора во время нагнетания упомянутого выше объединенного потока имеет важное значение для образования пространства для подземного хранения CO₂ в этом коллекторе. В отсутствие добычи углеводородов и воды из нефтяного коллектора давление коллектора возрастет до первоначального пластового давления за относительно непродолжительный период времени, например, за период времени от 2 до 5 лет, и объем CO₂, который может быть секвестрован, последовательно снижается.

Способ, предлагаемый в настоящем изобретении, может быть использован там, где коллектор углеводородов вскрыт множеством действующих газонагнетательных скважин и(или) скважин для чередующейся закачки в пласт воды и газа (WAG), и, следовательно, у нагнетательного оборудования имеются реальные производственные возможности по нагнетанию газа. Однако такие реальные производственные возможности по нагнетанию газа могут быть ограничены высокими капитальными затратами на приобретение дополнительных компрессоров и холодильников, ограниченностью пространства и весовыми ограничениями, в частности на морских платформах, или недостаточной мощностью газотурбинного оборудования, вырабатывающего электроэнергию для работы газонагнетательных компрессоров. Поэтому к преимуществам настоящего изобретения можно отнести и то, что объем полученного парофазного потока, превышающий производственные возможности действующего нагнетательного оборудования, может быть направлен обратно в коллектор за счет его преобразования из паровой фазы в плотную фазу прежде, чем он будет смешан с потоком CO₂, поступающим со стороны. Следовательно, отпадает необходимость в повышении производственных возможностей по нагнетанию газа действующего нагнетательного оборудования. Обычно преобразование избытка полученного парофазного потока из паровой фазы в плотную фазу требует более высоких производственных возможностей по газопереработке производственного и газонагнетательного оборудования, примерно до 250 миллионов стандартных кубических футов полученного пара в сутки (млн. станд. куб. фут/сутки) (7 миллионов кубических метров полученного пара в сутки). Как правило, суммарный объем полученного парофазного потока, подлежащего обратной закачке в пласт, составляет по меньшей мере 100 миллионов стандартных кубических футов полученного пара в сутки (млн. станд. куб. фут/сутки) (2,8 миллиона кубических метров полученного пара в сутки). Следовательно, часть полученного парофазного потока (в объеме, не превышающем производственные возможности действующего газонагнетательного компрессора) может быть закачана в паровой фазе в одну и более действующих газонагнетательных скважин и(или) скважин для чередующейся закачки в пласт воды и газа при использовании имеющегося газонагнетательного компрессора (компрессоров). Оставшуюся часть полученного парофазного потока переводят из паровой фазы в плотную фазу до смешивания с потоком CO₂, поступающим со стороны, образуя тем самым объединенный поток. Этот объединенный поток может затем быть закачан в одну или в несколько действующих водонагнетательных скважин и(или) в одну или в несколько нагнетательных скважин, специально рассчитанных для закачивания такого объединенного потока. Однако предполагается, что одна или несколько действующих газонагнетательных скважин и(или) скважин для чередующейся закачки в пласт воды и газа могут быть задействованы для закачивания объединенного потока, увеличивая тем самым число нагнетательных скважин, которые могут быть использованы для закачивания объединенного потока.

Также предполагается, что нагнетание полученного парофазного потока в состоянии пара может быть исключено. Поэтому можно не использовать существующие газонагнетательные мощности и перевести по существу весь полученный парофазный поток в плотнофазное состояние до его смешения с потоком CO₂, поступающим со стороны. Следовательно, настоящее изобретение позволяет перевести все действующие газонагнетательные скважины и(или) скважины для чередующейся закачки в пласт воды и газа на закачивание объединенного потока, давая тем самым более высокие гарантии того, что CO₂, поступающий со стороны, может быть надежно закачан в коллектор. Следовательно, такой подход гарантирует более высокую степень гибкости на тот случай, если работа одной или нескольких (но не всех) нагнетательных скважин будет остановлена, например, на техобслуживание и ремонт.

Кроме того, еще одно преимущество настоящего изобретения заключается в возможности использования больших объемов полученного парофазного потока, который должен быть направлен обратно в коллектор, при отсутствии каких-либо действующих газонагнетательных мощностей и действующих газонагнетательных скважин. Следовательно, представляется возможным, чтобы по существу весь полученный парофазный поток был подвергнут сжатию и охлаждению до его смешения с потоком CO₂, поступающим со стороны, и чтобы все нагнетательные скважины, вскрывающие коллектор углеводородов (например, действующие водонагнетательные скважины и(или) нагнетательные скважины, которые были специально рассчитаны для закачивания объединенного потока), были предназначены для закачивания упомянутого объединенного потока в пласт.

Кроме того, еще одно преимущество настоящего изобретения заключается в том, что компрессия (сжатие) и охлаждение полученного парофазного потока (преобразуя тем самым полученный парофазный поток из парофазного в плотнофазное состояние) и смешение полученного в результате охлажденного потока с поступающим со стороны CO₂ (который находится либо в жидкофазном, либо в сверхкритическом состоянии) приводят к снижению эксплуатационных издержек на нагнетание такого потока по сравнению с издержками на раздельное нагнетание CO₂, поступающего со стороны (который находится либо в жидкофазном, либо в сверхкритическом состоянии), в скважины для нагнетания жидкости, и сжатого полученного парофазного потока, соответственно, в газонагнетательные скважины. Это объясняется тем, что в нагнетательной скважине давление в стволе скважины складывается из двух компонентов: (а) давления на устье скважины и (б) статического напора или массы столба жидкости в нагнетательной скважине. Статический напор столба плотнофазной жидкости в нагнетательной скважине значительно выше статического напора столба пара. Соответственно, давление на устье скважины объединенного потока ниже по сравнению с давлением на устье скважины полученного сжатого парофазного потока. Более того, эксплуатационные издержки на компрессию парофазного потока до более высокого давления выше по сравнению с издержками на создание более высокого давления плотнофазного потока насосами.

Еще одно преимущество настоящего изобретения заключается в том, что закачивание объединенного потока в коллектор углеводородов может привести к повышению нормы добычи жидких углеводородов (например, нефти или газового конденсата) из этого коллектора. Такое повышение добычи может стать возможным благодаря более высокому коэффициенту вытеснения плотнофазного объединенного потока по сравнению с коэффициентом вытеснения воды, используемой в качестве вытесняющей жидкости, поскольку, в отличие от воды, объединенный поток имеет вязкость, аналогичную вязкости нефти, и, поэтому, менее вероятно, что такой поток обойдет нефть или пройдет через нефть. Кроме того, повышение нормы добычи может стать возможным благодаря растворению плотнофазным объединенным потоком нефти с поверхности коллекторной породы. Повышение нормы добычи газового конденсата может стать возможным там, где объединенный поток закачивают в нижнюю часть газоконденсатного коллектора.

Если полученный парофазный поток имеет низкое содержание CO₂, составляющее менее 15 об.%, то часть полученного парофазного потока может быть использована в качестве топливного газа для производственного и нагнетательного оборудования, например, в качестве топливного газа для одного или нескольких генераторов электроэнергии. Однако, поскольку концентрация CO₂ в полученном парофазном потоке со временем повышается, то это может привести к снижению теплотворной способности полученного парофазного потока. Следовательно, топливный газ может быть образован пропуском полученного парофазного потока (например, потока с содержанием CO₂ более 50 об.% или более 75 об.%) через мембранный модуль для отделения топливного газа с содержанием CO₂ менее 15 об.%. Если содержание CO₂ в полученном парофазном потоке превышает 75 об.%, то в этом случае потребуется переработка большого объема полученного парофазного потока. Например, количество полученного парофазного потока, который используется для получения топливного газа, может быть в пределах от 5 до 10 миллионов стандартных кубических футов пара в сутки (млн. станд. куб. футов/сутки) (от 0,14 до 0,28 миллиона кубических метров пара в сутки). Отводимый поток с высоким содержанием CO₂, может быть снова объединен с оставшейся частью полученного парофазного потока до сжатия полученного парофазного потока на шаге (в) осуществления настоящего изобретения. Преимущество такого повторного объединения упомянутого отводимого потока с оставшейся частью полученного парофазного потока заключается в том, что охлажденный поток, полученный на шаге (г) способа, предлагаемого в настоящем изобретении, будет иметь более высокую молекулярную фракцию CO₂. Следовательно, охлажденный поток будет потоком более высокой плотности (по сравнению с тем, если бы упомянутый отводимый поток не объединяли бы снова с полученным парофазным потоком). Поэтому объединенный поток также будет иметь более высокую плотность, и давление в стволе скважины будет более благоприятствующим фактором благодаря статическому напору столба флюида объединенного потока в нагнетательной скважине.

Поток CO₂, поступающий со стороны, может быть потоком побочного продукта, поступающим с электростанции (например, поток побочного продукта, извлеченного из дымовых газов), или может быть побочным продуктом установки получения водорода (например, побочным продуктом, выделенным из потока, содержащего водород и диоксид углерода, где водород будет впоследствии использован для выработки электроэнергии на электростанции). Поток CO₂, поступающий со стороны, может также быть получен с установки природного газа, на которой CO₂ отделяют от продуктового потока природного газа. Кроме того, CO₂ может быть побочным продуктом производства аммиака.

Поток CO₂, поступающий со стороны, предпочтительно состоит по меньшей мере на 98% из CO₂ в пересчете на сухое вещество. Следовательно, поток CO₂, поступающий со стороны, может включать следовые количества дополнительных компонентов, выбираемых из водорода, оксида углерода, азота и смеси упомянутых соединений. Например, если поток CO₂ поступает с установки получения водорода, то дополнительными компонентами, главным образом, являются водород и оксид углерода. Обычно содержание водорода в CO₂, поступающем со стороны, менее 1 мас.%.

Хотя поток CO₂, поступающий со стороны, не является однокомпонентным потоком, содержание загрязняющих веществ в потоке CO₂, поступающем со стороны, настолько низкое, что фазное поведение этого потока аналогично фазному поведению потока чистого CO₂. В связи с этим, поток CO₂, поступающий со стороны, может рассматриваться как поток, находящийся либо в жидкофазном, либо в сверхкритическом состоянии. Под "сверхкритическим состоянием" следует понимать, что CO₂, поступающий со стороны, имеет давление, которое выше значения критического давления чистого CO₂, и температуру, которая выше значения критической температуры чистого CO₂. Следовательно, компрессия чистого CO₂ при температуре несколько ниже его критической температуры, составляющей 31,1°C, приводит к разжижению газа при давлении примерно 73,8 бара (7,4 МПа) абс. Однако сжатие чистого CO₂ при температуре и давлении, соответствующим его критической температуре и давлению или превышающим его критическую температуру и давление, приводит к повышению его плотности до жидкофазного состояния, однако не приводит к фазным изменениям. Если температура и давление CO₂ соответствуют или превышают его критическую температуру и давление, то о CO₂ говорят как о текучей среде в сверхкритическом состоянии. Несмотря на то, что CO₂ в сверхкритическом состоянии может быть сжат до получения плотности, как у жидкой среды, и, следовательно, может перекачиваться насосом, он сохраняет диффузные свойства газа и будет расширяться вплоть до заполнения контейнера, в который был помещен.

CO₂, поступающий со стороны, предпочтительно направляют к нагнетательному оборудованию по трубопроводу. Таким трубопроводом может быть действующий газопровод для поставки газа со стороны, который был переключен на транспортировку поступающего со стороны потока CO₂ к нагнетательному оборудованию. В тех случаях, когда упомянутый CO₂ поступает по трубопроводу, он обычно поступает при температуре окружающей среды, которая, в случае транспортировки CO₂ по морскому подводному трубопроводу, будет равна средней температуре придонного слоя (от 2 до 7°C, например, от 4 до 6°C). Давление CO₂, протекающее по трубопроводу, предпочтительно составляет от 75 до 250 бар (от 7,5 до 25 МПа) абс., предпочтительно от 100 до 200 бар (от 10 до 20 МПа) абс. Следовательно, давление поступающего со стороны потока CO₂ будет выше значения максимального давления, при котором могут сосуществовать две фазы газа и жидкости, для всех составляющих объединенного потока (независимо от молекулярной фракции CO₂ в таком объединенном потоке). Предполагается, что поступающий со стороны поток CO₂ может транспортироваться по трубопроводу под давлением на устье скважины, требуемым для объединенного потока. В качестве альтернативного варианта давление потока поступающего со стороны CO₂ может быть ниже давления на устье скважины, требуемого для объединенного потока. Следовательно, давление поступающего со стороны потока CO₂ может быть повышено до требуемого давления на устье скважины прежде, чем этот поток будет смешан с потоком, охлажденным на шаге (е) способа, предлагаемого в настоящем изобретении. Однако предпочтительно смешать поступающий со стороны поток CO₂ с охлажденным потоком при давлении подачи поступающего со стороны потока CO₂, а затем повысить давление объединенного потока до требуемого значения давления на устье скважины. Обычно поступающий со стороны поток CO₂ транспортируют по трубопроводу к нагнетательному оборудованию в объеме по меньшей мере 5000 тонн в сутки (5 млн. кг/сутки), предпочтительно по меньшей мере 5500 тонн в сутки (5,5 млн. кг/сутки). 5500 тонн в сутки приравнивается к объему закачиваемого CO₂ 36 млн. баррелей за сутки, в пластовых условиях, при типовом давлении на забое скважины 7500 фунтов/дюйм (52 МПа) и типовой температуре на забое скважины 25°C.

Также предполагается, что поступающий со стороны поток CO₂ может быть доставлен к нагнетательному оборудованию в танкере (автомобильном, железнодорожном, морском). В тех случаях, когда поступающий со стороны поток CO₂ транспортируют к нагнетательному оборудованию в танкере, такой CO₂, как правило, находится в жидкофазном состоянии. Танкер, как правило, включает находящийся под давлением контейнер для перевозки жидкого CO₂, насос для откачивания продукта, находящийся внутри контейнера и используемый для откачивания жидкого CO₂, и его направления по трубопроводу к нагнетательному оборудованию (образуя тем самым поступающий со стороны поток CO₂). Обычно для перекачивания поступающего со стороны потока CO₂ к нагнетательному оборудованию также предусматривается наружный дополнительный (бустерный) насос. CO₂, транспортируемый в танкерах, как правило, подлежит замораживанию, иначе значения давления, необходимого для поддержания CO₂ в жидком состоянии, были бы слишком высокими, что приводило бы к необходимости увеличивать толщину стенок танкеров, работающих под давлением, что, в свою очередь, вело бы в повышению стоимости таких танкеров. Как правило, при крупномасштабных транспортировках CO₂ танкерами оптимальная температура жидкофазного CO₂ находится в пределах от -55 до -48°C, а давление - от 5,2 до 10 бар (от 0,52 до 1 МПа) абс., предпочтительно от 5,5 до 7,5 бар (от 0,55 до 0,75 МПа) абс. Это соответствует положению на диаграмме фазового равновесия для чистого CO₂, которое, по показателям давления и температуры, находится прямо над тройной точкой. Тройная точка фазовой диаграммы для чистого CO₂ соответствует давлению 5,2 бара (5,2 МПа) абс. и температуре -56,6°C. Обычно, когда CO₂, поступающий со стороны, покидает контейнер для хранения, его давление повышают до 30-70 бар (3-7 МПа) абс., что соответствует температурам от -50 до 0°C. Затем давление поступившего со стороны потока CO₂ может быть повышено до требуемого значения давления на устье скважины, прежде чем такой CO₂ будет смешан потоком, охлажденным на шаге (е) предлагаемого в настоящем изобретении способа для образования тем самым объединенного потока. В качестве альтернативного варианта поток поступившего со стороны CO₂ может быть смешан с потоком, охлажденным на шаге (е) предлагаемого в настоящем изобретении способа при таком давлении, которое будет ниже требуемого значения давления на устье скважины, но выше максимального значения давления, при котором могут сосуществовать две фазы газа и жидкости, для образования объединенного потока. Затем давление такого объединенного потока повышают до требуемого значения давления на устье скважины. Транспортировка жидкофазного CO₂ танкерами при температурах ниже температуры окружающей среды является дорогостоящей, поскольку требуется замораживание. Также существует опасность того, что заморозка CO₂ может привести к образованию твердофазного CO₂. Исходя из этого предпочтительным способом транспортировки CO₂ является его транспортировка трубопроводами.

Если объединенный поток образуется при давлении ниже требуемого значения давления на устье скважины, то такой объединенный поток может быть подан на нагнетательный насос или насосы (например, на один или два, три, четыре последовательно расположенных насоса) оборудования для нагнетания для достижения требуемого значения давления на устье скважины, предпочтительно примерно от 100 до 350 бар (от 10 до 35 МПа) абс., в частности, от 150 до 300 бар (от 15 до 30 МПа) абс. Также предполагается, что давление такого объединенного потока может быть далее повышено в стволе нагнетательной скважины, например, посредством забойного электрического погружного насоса.

Специалистам в данной области техники хорошо известно, что среднее давление коллектора углеводородов (и, следовательно, требуемое давление на забое скважины для нагнетания упомянутого выше объединенного потока в коллектор углеводородов), помимо всего прочего, меняется в зависимости от глубины коллектора и типа скальных пород. Например, чем глубже коллектор углеводородов, тем выше будет давление в стволе скважины, В большинстве случаев среднее давление коллектора углеводородов регулируется давлением на нагнетательной скважине и давлением эксплутационной скважины. Как правило, давление в стволе нагнетательной скважины по меньшей мере на 200 фунтов/дюйм² (1,4 МПа) выше среднего давления коллектора углеводородов, например, на 200-500 фунтов/дюйм² (1,4-3,4 МПа) выше среднего давления коллектора углеводородов, гарантируя тем самым то, что упомянутый выше объединенный поток будет закачан в коллектор. Однако для определенных пластов-коллекторов характерно такое явление, как растрескивание, обусловленное тепловым ударом, которое наблюдается в тех случаях, когда объемы закачивания флюида в пласт увеличиваются при давлении нагнетаемого флюида, превышающем давление раскрытия трещины. Таким образом, трещины в пласте-коллекторе могут раскрываться и закрываться в зависимости от давления нагнетания. Поэтому, может потребоваться повысить давление нагнетания объединенного потока до значения давления, превышающего давление раскрытия трещины, которое может быть по меньшей мере на 500 фунтов/дюйм² (3,4 МПа) выше, например, по меньшей мере на 800 фунтов/дюйм² (5,5 МПа) выше среднего давления коллектора.

Коллектор углеводородов обычно представляет собой углеводородосодержащий геологический горизонт с расположенной под ним (вследствие более высокой плотности воды) водоносным горизонтом (водоносной зоной). Обычно водоносная зона сообщается, т.е. имеет связь в виде каналов для движения флюидов, с углеводородосодержащим геологическим горизонтом. Согласно способу, предлагаемому в настоящем изобретении, объединенный поток может быть закачан в углеводородосодержащий горизонт и(или) в находящийся ниже водоносный горизонт, предпочтительно, в месте, расположенном как можно дальше от какой-либо из эксплутационных скважин, которые вскрывают данный углеводородосодержащий горизонт, для сведения к минимуму транспортировки CO₂ к эксплутационной скважине. Исходя из сказанного выше, нагнетательная скважина может вскрывать как углеводородосодержащий геологический горизонт, так и расположенный ниже водоносный горизонт. Преимущество закачивания объединенного потока в располагающийся ниже водоносный горизонт заключается в том, что CO₂ имеет высокую степень растворимости в воде водоносного горизонта и, следовательно, в водоносном горизонте можно хранить CO₂ в больших объемах. Более того, закачивание CO₂ в водоносный горизонт ведет к повышению давления, что способствует увеличению добычи углеводородов из углеводородосодержащего горизонта.

Как было сказано выше, предпочтительно, чтобы, насколько это возможно, закачивать упомянутый объединенный поток в коллектор на значительном расстоянии от любой из эксплутационной скважины для сведения к минимуму транспортировки закаченного CO₂ к эксплутационной скважине. Возможность максимального увеличения расстояния до места закачивания упомянутого объединенного потока от любой из эксплутационных скважин может зависеть от структуры и расположения коллектора углеводородов, в частности от числа и расположения нагнетательных и эксплутационных скважин. В основном, наиболее эффективного хранения CO₂ достигают нагнетанием объединенного потока через нагнетательную скважину, расположенную на крае (периферии) коллектора. В тех случаях, когда коллектор углеводородов не является горизонтально залегающим горизонтом, то объединенный поток предпочтительно закачивать в низко расположенную точку коллектора, например в подошву пласта ("вниз по падению пласта").

На наземных месторождениях расположение эксплутационных и нагнетательных скважин обычно соответствует требованиям к добыче нефти, например, такие скважины могут располагаться по геометрической сетке, получившей название "схемы заводнения по геометрической сетке", при которой множество эксплутационных и нагнетательных скважин располагают таким образом, чтобы вблизи каждой эксплутационной скважины имелось несколько нагнетательных скважин, и наоборот. Например, одну эксплутационную скважину могут обслуживать шесть нагнетательных скважин, имеющих практически гексагональную конфигурацию по отношению к эксплутационной скважине. Также вблизи каждой нагнетательной скважины могут располагаться три эксплутационных скважины. Такая конфигурация может повторяться по всему месторождению с учетом требуемого числа эксплутационных скважин. Предпочтительной может быть такая конфигурация, при которой нагнетательную скважину, используемую для закачивания объединенного потока в пласт, не окружают эксплутационные скважины, например, нагнетательную скважину, расположенную на краю схемы расположения скважин, чтобы не весь CO₂, закаченный в составе объединенного потока, протекал в направлении эксплутационных скважин. Дальнейшие преимущества при закачивании объединенного потока в пласт через нагнетательные скважины, входящие в состав "схемы заводнения по геометрической сетке", могут быть получены за счет приостанавливания скважин (как нагнетательных, так и эксплутационных) в целях оптимизации подземного хранения CO₂ за счет максимального увеличения объема коллектора в интервале между нагнетательной скважиной и эксплутационной скважиной.

На морских месторождениях нагнетательных скважин, как правило, меньше, что обусловлено высокими капитальными затратами на их бурение, и оператор располагает меньшей гибкостью, однако, опять же, лучше всего закачивать объединенный поток на периферии коллектора (насколько это возможно), и, предпочтительно, в низко расположенной точке коллектора, в целях максимального увеличения расстояния между нагнетательной и эксплутационной скважинами.

Предпочтительно хранить CO₂ в коллекторе в течение по меньшей мере 1000 лет. Исходя из этого давление объединенного потока в стволе скважины должно быть таким, чтобы давление в коллекторе не превышало давления вышележащих пластов. При давлении, превышающем давление вышележащих пластов, будут иметь место растрескивание и разрушение пород коллектора, что впоследствии приведет к утечкам CO₂. Следовательно CO₂ уже нельзя будет далее хранить в этом коллекторе в течение длительного периода времени. По мере того, как срок службы коллектора углеводородов приближается к концу, может быть предпочтительным до глушения эксплутационных и нагнетательных скважин колпаками снизить давление в коллекторе до значения ниже первоначального давления в коллекторе. Это снизит опасность утечки хранимого CO₂ в атмосферу в результате повреждения одного из колпаков скважин. Следовательно, флюиды из окружающих пород проникнут в коллектор и будут удерживать CO₂ в месте хранения в коллекторе.

Летучие углеводороды в полученном парофазном потоке, подлежащие отделению на шаге (б) способа, предлагаемого в настоящем изобретении, включают метан, этан, пропаны и бутаны. Следовательно, как было сказано выше, полученные парофазный поток, сжатый поток, охлажденный поток и объединенный поток представляют собой многокомпонентные потоки. Более того, состав полученного парофазного потока и, следовательно, составы сжатого потока, охлажденного потока и объединенного потока будут изменяться со временем в ходе осуществления предлагаемого в настоящем изобретении способа (вследствие увеличения со временем молекулярной фракции CO₂ в полученном парофазном потоке). Следовательно, до нагнетания CO₂ в коллектор объем CO₂, присутствующего в полученном парофазном потоке (природный CO₂), может быть в пределах, например, от 5 до 25 об.%. После начала осуществления предлагаемого в настоящем изобретении способа объем CO₂ в полученном парофазном потоке будет увеличиваться (в течение нескольких лет) до объема в пределах от 75 до 95 об.%, например, от 80 до 90 об.%.

Поэтому предпочтительно, чтобы полученный парофазный поток был подвергнут сжатию на шаге (в) предлагаемого в настоящем изобретении способа до давления выше значения максимального давления, при котором могут сосуществовать две фазы газа и жидкости, для всех составов полученного парофазного потока (и, следовательно, для всех составов сжатого потока и охлажденного потока), которые могут иметь место во время осуществления способа, предлагаемого в настоящем изобретении (независимо от молекулярной фракции CO₂ в этих потоках). Также предпочтительно выбрать такое давление объединенного потока, чтобы оно было выше значения максимального давления, при котором могут сосуществовать две фазы газа и жидкости, для всех составов полученного парофазного потока (и, следовательно, для всех составов сжатого потока и охлажденного потока), которые могут иметь место во время осуществления предлагаемого в настоящем изобретении способа (независимо от молекулярной фракции CO₂ в этих потоках). Там, где поступающий со стороны поток CO₂ находится под давлением, превышающим значение максимального давления, при котором могут сосуществовать две фазы газа и жидкости, для всех составов полученного парофазного потока, предпочтительно, чтобы такой полученный парофазный поток был подвергнут сжатию до давления потока CO₂, поступающего со стороны.

Сжатый поток подвергают охлаждению для снятия теплоты сжатия, образуя тем самым охлажденный поток, находящийся в плотнофазном состоянии. Как правило, сжатый поток охлаждают в теплообменнике охлаждающим агентом, например водой. Важно, чтобы на этом шаге охлаждения давление потока поддерживалось выше значения максимального давления, при котором могут сосуществовать две фазы газа и жидкости, во избежание риска образования двухфазного соединения. Предпочтительно охлаждать сжатый поток без какого-либо значительного снижения его давления. Однако перепад давления до 5 бар (0,5 МПа), предпочтительно, до 3 бар (0,3 МПа) может быть допустимым при условии, что давление упомянутого потока останется выше значения максимального давления, при котором могут сосуществовать две фазы газа и жидкости.

Как правило, температура охлажденного потока ниже значения максимальной температуры, при которой могут сосуществовать две фазы газа (крикондентерма) и жидкости, для любых изменений в составе сжатого потока (независимо от молекулярной фракции CO₂). Таким образом, со ссылкой на фиг.1, на котором представлена типовая диаграмма фазового равновесия для многокомпонентного состава, та область, которая находится выше значения максимального давления, при котором могут сосуществовать две фазы газа и жидкости, и справа от значения максимальной температуры, при которой могут сосуществовать две фазы газа и жидкости, как правило, рассматривается как парофазная область флюида, в то время как та область, которая находится выше значения максимального давления, при котором могут сосуществовать две фазы газа и жидкости, и слева от значения максимальной температуры, при которой могут сосуществовать две фазы газа и жидкости, как правило, рассматривается как плотнофазная область флюида. Плотность плотнофазного флюида возрастает с понижением температуры. Поэтому предпочтительно охладить сжатый поток до температуры ниже точки критической температуры для любых изменений в составе сжатого потока (независимо от молекулярной фракции CO₂). Обычно охлажденный поток имеет температуру ниже 40°C, предпочтительно ниже 30°C, например, в пределах от 10 до 40°C, предпочтительно от 20 до 30°C, в частности от 20 до 25°C.

Как было сказано выше, температура поступающего со стороны потока CO₂, если такой поток поступает по морскому подводному трубопроводу, находится в пределах от 2 до 7°C. Следовательно, температура объединенного потока будет средней температурой между температурой поступающего со стороны потока CO₂ и температурой охлажденного потока. Как правило, температура объединенного потока находится в пределах от 5 до 15°C, например, от 12 до 15°C, в зависимости от объемов, в которых сжатый и охлажденный поток был смешан с потоком поступающего со стороны CO₂.

Было отмечено, что отношение охлажденного потока (с шага (г)) к потоку поступающего со стороны CO₂ со временем будет возрастать, благодаря все увеличивающимся объемам закачиваемого CO₂, добываемого из коллектора углеводородов, что приведет к увеличению объемов получаемого парофазного потока, который должен быть закачан обратно в коллектор. Обычно эти два потока смешивают с образованием объединенного потока в таком соотношении, при котором молярный % CO₂ в объединенном потоке составляет по меньшей мере 70 мол.%, предпочтительно, по меньшей мере 80 мол.%, еще более предпочтительно, по меньшей мере 85 мол.%. Обычно охлажденный поток смешивают с потоком поступающего со стороны CO₂ с образованием объединенного потока в объеме от 50 до 200 млн. станд. куб. фут/сутки (от 1,4 до 5,6 миллионов кубических метров в сутки), предпочтительно от 75 до 200 млн. станд. куб. фут/сутки (от 2,1 до 5,6 миллионов кубических метров в сутки) (в зависимости от полученного парофазного потока, из которого образуется охлажденный поток).

Предполагается, что смешение поступающего со стороны потока CO₂ с охлажденным потоком может быть выполнено на нагнетательном оборудовании, расположенном на платформе, если это морской коллектор углеводородов, или на наземном нагнетательном оборудовании, если коллектор углеводородов расположен под землей или в прибрежной зоне.

Обычно для смешения поступающего со стороны потока CO₂ с охлажденным потоком используют поточное смесительное устройство. Например, упомянутое смесительное устройство имеет вход для поступающего со стороны потока CO₂, вход для охлажденного потока и выход для объединенного потока. Упомянутое смесительное устройство может иметь, например, статический смеситель или пропеллерный смеситель, обеспечивающие однородное перемешивание двух упомянутых потоков с образованием объединенного потока. Такой объединенный поток обычно направляют в систему трубопроводов для дальнейшей транспортировки упомянутого объединенного потока к одной или нескольким нагнетательным скважинам и далее в коллектор.

Охлажденный поток, образованный на шаге (г), не может быть двухфазным, поскольку давление состава полученного парофазного потока будет выше значения максимального давления, при котором могут сосуществовать две фазы газа и жидкости. Охлажденный поток будет находиться в плотнофазном состоянии (т.е. иметь свойства, сходные со свойствами жидкости). Следовательно, охлажденный поток и поток поступающего со стороны CO₂ (который может быть либо в жидком, либо в сверхкритическом состоянии) характеризуются высокой смешиваемостью и при смешении быстро образуют объединенный поток, представляющий собой единую однородную фазу.

Объединенный поток, образованный на шаге (е), также не может быть двухфазным, поскольку давление состава объединенного потока будет выше значения максимального давления, при котором могут сосуществовать две фазы газа и жидкости. Следовательно, нет риска отделения паровой фазы от объединенного потока в нагнетательной скважине и, следовательно, нет риска наличия фазовой пробки в нагнетательной скважине.

Как правило, в нагнетательной скважине предусматривают по меньшей мере одну систему труб скважины, герметично соединенную со стенкой скважины. Как правило, такую систему (системы) труб вводят в нагнетательную скважину до отметки, граничащей с коллектором углеводородов, в который следует закачать упомянутый объединенный поток. Предполагается, что такая система (системы) труб в нагнетательной скважине (скважинах), используемой для нагнетания объединенного потока в коллектор, может иметь внутренний диаметр в пределах от 3 до 12 дюймов (от 7,6 до 30,5 см), предпочтительно от 4 до 8 дюймов (от 10,2 до 20,3 см), в частности от 4,5 до 7 дюймов (от 11,4 до 17,8 см). Однако в тех случаях, когда смешение охлажденного потока с поступающим со стороны потоком CO₂ происходит с низкой скоростью, может возникнуть необходимость в использовании труб меньшего диаметра, например, труб с внутренним диаметром 4,5 дюйма (11,4 см).

Если для коллектора характерно такое явление как растрескивание, обусловленное тепловым ударом, то может возникнуть необходимость в увеличении диаметра труб в нагнетательной скважине, чтобы объединенный поток мог быть закачан в коллектор в объеме, достаточном для поддержания охлаждения пористой породы коллектора. Следовательно, объединенный поток будет иметь более низкую теплоемкость по сравнению с теплоемкостью воды (например, чистый сжиженный CO₂ имеет удельную теплоемкость, которая примерно в половину ниже теплотворной способности воды). Кроме того, объединенный поток, как правило, имеет температуру нагнетания на устье скважины примерно 12°C, по сравнению с температурой примерно от 4 до 7°C для закачанной воды. Следовательно, для поддержания охлаждения коллектора и тем самым предотвращения закрытия трещин, требуются более высокие скорости нагнетания в пласт.

Полученный поток флюида может быть направлен на технологический объект по обычному промысловому трубопроводу или по трубопроводу, связывающему морскую платформу с подводным месторождением. Технологический объект может быть береговым терминалом, морской буровой платформой или плавучим нефтеналивным хранилищем с отгрузочным устройством (FPSO). Технологический объект, как правило, включает шаг разделения газа/жидкости - для отделения полученного парофазного потока от полученного потока флюида; шаг разделения жидких углеводородов/воды - для отделения потока жидких углеводородов (например, сырой нефти) от потока попутной воды; шаг сжатия - для сжатия выделенного парофазного потока; и шаг охлаждения - для охлаждения сжатого потока.

Как правило, добываемый флюид поступает на технологический объект при повышенной температуре, например, при температуре в пределах от 35 до 100°C, в частности, от 75 до 100°C, например, от 90 до 100°C. Однако точное значение температуры добываемого флюида будет зависеть от глубины коллектора углеводородов и от степени охлаждения добываемого флюида, по мере того как флюид поднимается к поверхности по эксплутационной скважине (и по любым трубопроводам, связывающим морскую платформу с подводным месторождением, промысловым трубопроводам и т.д.).

Как правило, добываемый флюид имеет пониженное давление до того, как он будет направлен на шаг разделения газа/жидкости на технологическом объекте, на котором парофазный поток, включающий летучие углеводороды и диоксид углерода, отделяют от добываемого флюида по меньшей мере в одном газожидкостном сепараторе. Предпочтительно, технологический объект включает несколько последовательно расположенных газожидкостных сепараторов, например, от 2 до 4 газожидкостных сепараторов. Далее способ, предлагаемый в настоящем изобретении, будет проиллюстрирован на примере 2 последовательно расположенных газожидкостных сепараторов. Парофазный поток целесообразно отбирать из верхней части или вблизи верхней части первого из последовательно расположенных газожидкостных сепараторов. Целесообразно, чтобы парофазный поток вышел из первого газожидкостного сепаратора под давлением в пределах от 30 до 50 бар (от 3 до 5 МПа) абс., например, от 35 до 45 бар (от 3,5 до 4,5 МПа) абс. Обычно парофазный поток выходит из первого газожидкостного сепаратора при температуре в пределах от 35 до 100°C, например, от 75 до 100°C, в частности, при температуре примерно 90°C. Парофазный поток подвергают охлаждению до температуры примерно от 25 до 30°C в теплообменнике, за счет теплообмена с охлаждающим агентом, например со смесью воды с гликолем, в результате чего жидкость из парофазного потока образует конденсат, который отделяется во втором из последовательно расположенных газо-жидкостных сепараторов. Полученный парофазный поток отбирают из верхней части или вблизи верхней части второго газожидкостного сепаратора. Полученный парофазный поток предпочтительно направлять на дегидратацию, например, пропуском упомянутого потока через по меньшей мере один слой осушающего реагента (состоящий, например, из молекулярного сита или силикатного геля). Часть полученного парофазного потока может обойти упомянутый слой осушающего реагента, прежде чем этот поток будет снова соединен с паром, пошедшим дегидратацию. В этом заключается преимущество настоящего способа, поскольку дегидратация представляет собой потенциальное "узкое место" способов обращения с парофазными потоками. Однако, по причинам контроля технического состояния скважины (например, по причинам контроля возникновения коррозии), объем воды к объему пара в полученном парофазном потоке должен быть менее 50 част./млн. В то время как снижение давления полученного флюида в большинстве случаев является достаточным для отвода летучих углеводородов и CO₂ из добываемых жидких углеводородов и попутной воды, полученный флюид, который направляют в газожидкостной сепаратор (сепараторы) технологического объекта, может быть подвергнута нагреву для более быстрого и полного отвода летучих углеводородов и CO₂ из добываемых жидких углеводородов и попутной воды.

Полученный парофазный поток затем направляют на шаг сжатия на технологическом объекте, на котором парофазный поток сжимают до давления, превышающего значение давления, при котором могут сосуществовать две фазы газа и жидкости, для состава полученного парофазного потока, с образованием тем самым сжатого парофазного потока. Как правило, для сжатия парофазного потока используют по меньшей мере один компрессор низкого давления, предпочтительно, два или три компрессора низкого давления. По сравнению с полученным парофазным потоком, после сжатия такой поток имеет более высокую температуру, что обусловлено теплотой сжатия.

Сжатый поток затем направляют на шаг охлаждения на технологическом объекте, где, как правило, используют теплообменник, в котором охлаждение происходит, например, за счет теплообмена с водой с образованием охлажденного сжатого потока, который находится в плотнофазном состоянии (см. выше).

Жидкофазный поток, представляющий собой смесь жидких углеводородов и воды, отводят из нижней части, или из места вблизи нижней части каждого из газо-жидкостных сепараторов, используемых на шаге разделения газа технологического объекта. Такие полученные жидкофазные потоки объединяют, и объединенный жидкофазный поток направляют на шаг разделения жидких углеводородов и воды технологического объекта, на котором объединенный жидкофазный поток разделяют на поток жидких углеводородов и поток воды. Шаг разделения жидких углеводородов и воды, как правило, включает по меньшей мере один сепаратор жидких углеводородов/воды, предпочтительно несколько последовательно расположенных сепараторов жидких углеводородов/воды. Принцип работы сепаратора (сепараторов) для разделения жидких углеводородов и воды хорошо известен специалистам в данной области техники. Любой полученный пар, который отделяется от объединенного жидкофазного потока на шаге разделения жидких углеводородов и воды, может быть использован либо в качестве топливного газа, либо может быть объединен с парофазным потоком, полученным на шаге разделения газа/жидкости.

Там, где предлагается использовать существующие мощности по нагнетанию газа, часть сжатого потока (в объеме, не превышающем производственные возможности по нагнетанию газа действующего нагнетательного оборудования) направляют по меньшей мере в один газонагнетательный компрессор. Газонагнетательный компрессор (компрессоры) представляет собой компрессор, работающий под высоким давлением, который может дополнительно сжать газ, подняв давление сжатого потока газа до требуемого давления на устье нагнетательной скважины (образуя тем самым нагнетаемый поток, который находится в паровой фазе). Давление на устье скважины для газонагнетательной скважины будет зависеть от давления коллектора. Как правило, такое давление на устье скважины находится в пределах от 250 до 450 бар (от 25 до 45 МПа) абс., например, от 350 до 400 бар (от 35 до 40 МПа) абс. Нагнетаемый поток находится в паровой фазе благодаря теплоте сжатия. Таким образом, со ссылкой на типовую диаграмму фазового равновесия для многокомпонентного состава (фиг.1), теплота сжатия будет способствовать тому, что значения температуры нагнетаемого потока будут располагаться справа от максимального значения температуры, при котором могут сосуществовать две фазы газа и жидкости. Следовательно, как отмечалось выше, упомянутый нагнетаемый поток рассматривается как парофазный, даже несмотря на то, что его давление превышает максимальное значение давления, при котором могут сосуществовать две фазы газа и жидкости.

Как уже отмечалось выше, объединенный поток находится в плотнофазном состоянии. Следовательно, температура данного объединенного потока ниже значения максимальной температуры, при котором могут сосуществовать две фазы газа и жидкости, предпочтительно, ниже температуры в критической точке для состава упомянутого объединенного потока.

В тех случаях, когда нагнетательная скважина была остановлена, и столб флюида объединенного потока в нагнетательной скважине нагрелся до значения геотермического градиента, может потребоваться повторно запустить данную нагнетательную скважину при использовании потока поступающего со стороны CO₂, применив дополнительное нагнетание вследствие пониженного гравитационного напора в нагнетательной скважине. Закачивание объединенного потока будет начато повторно после того, как нагретый столб флюида будет вытеснен в коллектор при использовании поступающего со стороны потока CO₂.

Альтернативный способ закачивания объединенного потока флюида с закачиванием воды (там, где имеется более одной нагнетательной скважины) может представлять преимущества на ранних этапах нагнетания CO₂.

Целесообразно, чтобы закачиваемая вода была бы попутно добываемой водой, которая была отделена от добываемых жидких углеводородов в сепараторе (сепараторах) для разделения жидких углеводородов/воды. На более поздних этапах закачивания воды следует избегать, поскольку вода займет пространство, которое необходимо для секвестрации CO₂.

Далее настоящее изобретение раскрыто в приведенном ниже описании и проиллюстрировано на прилагаемых чертежах, на которых:

На фиг.1 представлена типовая диаграмма фазового равновесия для многокомпонентного состава. Область, находящаяся в центре диаграммы фазового равновесия, представляет собой двухфазный состав. Область, находящаяся слева на диаграмме фазового равновесия, представляет собой жидкую фазу, а область, находящаяся справа - паровую фазу; область, находящаяся в центре диаграммы фазового равновесия, представляет собой двухфазный состав, а область, находящаяся сверху (выше криконденбары, т.е. точки максимального давления, при котором могут сосуществовать две фазы газа и жидкости) - твердую фазу.

Термин "максимальное давление, при котором могут сосуществовать две фазы газа и жидкости" (криконденбара) означает самое высокое давление, при котором сосуществуют две упомянутые фазы. Следовательно, там, где давление превышает значение максимального давления, при котором могут сосуществовать две фазы газа и жидкости, многокомпонентный состав не может быть двухфазным (как жидкость, так и пар).

Термин "максимальная температура, при которой могут сосуществовать две фазы газа и жидкости" (крикондентерма), означает самую высокую температуру, при которой сосуществуют две упомянутые фазы.

Термин "критическая точка" для многокомпонентного состава - это экспериментально определенная точка, которая представляет собой точку (температуры и давления) на диаграмме фазового равновесия, в которой свойства смеси в паровой фазе и в жидкой фазе являются одинаковыми.

Термины "максимальное давление, при котором могут сосуществовать две фазы газа и жидкости", "максимальная температура, при которой могут сосуществовать две фазы газа и жидкости", "критическая точка", используемые в настоящем изобретении, относятся к составу рассматриваемого потока.

На фиг.2 поток 1, поступающий со стороны CO_2, подают в смесительный аппарат 2 насосом 3. Полученный парофазный поток 4, состоящих из летучих углеводородов и CO₂, направляют на сжатие в компрессор 5 до давления потока 1, поступающего со стороны CO₂, образуя тем самым сжатый поток 6, давление которого выше максимального значения давления, при котором могут сосуществовать две фазы газа и жидкости, для состава полученного парофазного потока 4. Сжатый поток 6 далее направляют на охлаждение в теплообменник 7 с использованием в качестве охлаждающего агента воды, в котором его охлаждают до температуры менее 30°C, предпочтительно до температуры от 20 до 25°C, с образованием охлажденного потока 8, представляющего собой плотнофазный поток. Охлажденный поток 8 далее направляют в смесительный аппарат 2, где происходит его смешение с потоком 1, поступающего со стороны CO₂, с образованием объединенного потока 9, представляющего собой плотнофазный поток. Упомянутый объединенный поток 9 представляет собой однофазный поток, который может быть закачан в коллектор углеводородов (не показан) через нагнетательную скважину (не показана).

Изобретение относится к способу хранения диоксида углерода (CO₂) в пористом и проницаемом подземном пласте - коллекторе-резервуаре) и, в частности, к способу закачивания CO₂ в коллектор углеводородов для его хранения. Обеспечивает повышение эффективности способа. Сущность изобретения: способ включает следующие стадии: (а) извлечение из эксплутационной скважины потока добываемого флюида, состоящего из добываемых углеводородов, воды и CO₂; (б) направление потока добываемого флюида на технологический объект, где от этого потока флюида отделяют парофазный поток, включающий диоксид углерода и летучие углеводороды; (в) сжатия полученного парофазного потока до давления выше максимального давления, при котором могут сосуществовать две фазы газа и жидкости, для состава полученного парофазного потока; (г) охлаждения сжатого потока с образованием охлажденного потока в плотнофазном состоянии; (д) направление к нагнетательному оборудованию поступающего со стороны потока CO₂, в который может быть либо в жидкофазном, либо в сверхкритическом состоянии; (е) смешение охлажденного потока со стадии (г) с потоком поступающего со стороны CO₂ с образованием объединенного потока, представляющего собой поток плотнофазного вещества; и (ж) закачивание упомянутого объединенного потока в коллектор углеводородов через нагнетательную скважину. 21 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Способ хранения CO₂ в пористом и проницаемом коллекторе углеводородов, в который проникает по меньшей мере одна нагнетательная скважина и по меньшей мере одна эксплутационная скважина, включающий следующие стадии:
(а) извлечение из эксплутационной скважины потока добываемого флюида, состоящего из добываемых углеводородов, воды и CO₂;
(б) направление потока добываемого флюида на технологический объект, где от этого потока флюида отделяют парофазный поток, включающий диоксид углерода и летучие углеводороды;
(в) сжатия полученного парофазного потока до давления выше максимального давления, при котором могут сосуществовать две фазы газа и жидкости, для состава полученного парофазного потока;
(г) охлаждения сжатого потока с образованием охлажденного потока в плотнофазном состоянии;
(д) направление к нагнетательному оборудованию поступающего со стороны потока CO₂, который может быть либо в жидкофазном, либо в сверхкритическом состоянии;
(е) смешение охлажденного потока со стадии (г) с потоком поступающего со стороны CO₂ с образованием объединенного потока, представляющего собой поток плотнофазного вещества; и
(ж) закачивание упомянутого объединенного потока в коллектор углеводородов через нагнетательную скважину.

2. Способ по п.1, где коллектор углеводородов имеет несколько нагнетательных скважин, включающих по меньшей мере одну газонагнетательную скважину и/или скважину для чередующейся закачки в пласт воды и газа, и по меньшей мере одну водонагнетательную скважину и/или скважину, рассчитанную для закачки объединенного потока, и при осуществлении которого:
часть полученного парофазного потока, отделенного на стадии (б), закачивают в парофазном состоянии в газонагнетательную скважину и/или скважину для чередующейся закачки в пласт воды и газа;
оставшуюся часть упомянутого парофазного потока, отделенного на стадии (б), используют в качестве потока, подаваемого на стадии (в); и
объединенный поток, полученный на стадии (е), закачивают по меньшей мере в одну водонагнетательную скважину и/или скважину, рассчитанную для закачивания объединенного потока.

3. Способ по п.1, в котором по существу весь полученный парофазный поток, отделенный на стадии (б), используют для направления на стадию (в).

4. Способ по п.3, в котором коллектор углеводородов имеет несколько существующих нагнетательных скважин, выбираемых из газонагнетательных скважин, скважин для чередующейся закачки в пласт воды и газа и водонагнетательных скважин, и эти существующие нагнетательные скважины переводят на закачивание упомянутого объединенного потока.

5. Способ по п.4, в котором коллектор углеводородов имеет по меньшей мере одну нагнетательную скважину, рассчитанную на закачивание объединенного потока, и по меньшей мере часть упомянутого объединенного потока закачивают в эту нагнетательную скважину.

6. Способ по п.1, в котором закачивание упомянутого объединенного потока в коллектор углеводородов способствует увеличению добычи жидких углеводородов из данного коллектора.

7. Способ по п.1, в котором полученный парофазный поток, отделенный на стадии (б), имеет содержание CO₂ менее 15 об.%, и часть этого полученного парофазного потока используют в качестве топливного газа для одного или нескольких генераторов электроэнергии, используемых на упомянутом технологическом объекте и/или нагнетательном оборудовании.

8. Способ по п.1, в котором полученный парофазный поток, отделенный на стадии (б), имеет содержание CO₂ более 50 об.%, и по меньшей мере часть данного полученного парофазного потока используют для получения топливного газа для одного или нескольких генераторов электроэнергии, используемых на упомянутом технологическом объекте и/или нагнетательном оборудовании, посредством пропуска упомянутой части полученного парофазного потока через мембранный модуль для отделения топливного газа с содержанием CO₂ менее 15 об.% и отводимого потока, обогащенным CO₂, причем упомянутый отводимый поток повторно объединяют с оставшейся частью полученного парофазного потока до сжатия полученного парофазного потока на стадии (в).

9. Способ по п.1, в котором поступающий со стороны поток CO₂ представляет собой побочный продукт, полученный на электростанции, установке получения водорода, установке для разделения природного газа или на установке для получения аммиака.

10. Способ по п.1, в котором поступающий со стороны поток CO₂ состоит по меньшей мере на 98% из CO₂ в пересчете на сухое вещество.

11. Способ по п.1, в котором поступающий со стороны поток CO₂ направляют к нагнетательному оборудованию по трубопроводу, давление в котором находится в пределах от 75 до 250 бар (от 7,5 до 25 МПа) абс.

12. Способ по п.1, в котором поступающий со стороны поток CO₂ доставляют к нагнетательному оборудованию в танкере.

13. Способ по п.1, в котором поступающий со стороны поток CO₂ смешивают с охлажденным потоком на стадии (е) при давлении подачи поступающего со стороны потока CO₂, и при необходимости давление объединенного потока впоследствии дополнительно увеличивают до требуемого давления на устье нагнетательной скважины.

14. Способ по п.1, в котором объединенный поток закачивают в нагнетательную скважину при давлении в пределах от 100 до 350 бар - от 10 до 35 МПа абс.

15. Способ по п.1, в котором коллектор углеводородов представляет собой углеводородосодержащий геологический горизонт с расположенной под ним водоносным горизонтом, сообщающимся с углеводородосодержащим геологическим горизонтом, и упомянутый объединенный поток закачивают в водоносный горизонт.

16. Способ по п.1, в котором упомянутый объединенный поток закачивают через нагнетательную скважину, расположенную на крае - периферии коллектора.

17. Способ по п.1, где коллектор углеводородов не является горизонтально-залегающим пластом и в котором объединенный поток закачивают в низкорасположенную точку такого коллектора.

18. Способ по п.1, в котором коллектор служит для подземного хранения закачанного CO₂ в течение по меньшей мере 1000 лет.

19. Способ по п.1, в котором сжатый поток охлаждают на шаге (г) посредством его пропуска через теплообменник и теплообмена с охлаждающим агентом.

20. Способ по п.1, в котором сжатый поток охлаждают на стадии (г) до температуры в пределах от 10° до 40°C, предпочтительно от 20° до 30°C.

21. Способ по п.1, в котором объединенный поток, образованный на стадии (е), имеет температуру в пределах от 5° до 15°C.

22. Способ по п.1, в котором поступающий со стороны поток CO₂ и охлажденный поток на стадии (г) смешивают на стадии (е) для образования объединенного потока в таком соотношении, чтобы мольный % CO₂ в этом объединенном потоке составлял по меньшей мере 70 мол.%, предпочтительно по меньшей мере 80 мол.%, более предпочтительно по меньшей мере 85 мол.%.