Современный период развития мировой нефтегазодобывающей промышленности характеризуется комплексностью технологических вызовов. С одной стороны компаниям необходимо поддерживать уровни добычи нефти и газа, с другой стороны — осуществлять эффективное управление выбросами парниковых газов. Ряд отечественных и зарубежных нефтедобывающих компаний уже интегрировали целевые показатели по сокращению выбросов парниковых газов в свои стратегии по развитию, при этом ряд предприятий, таких как ПАО «НК «Роснефть», Shell, Kuwait Petroleum Corporation, PetroChina планируют достичь углеродной нейтральности к 2050 году. Одним из способов сокращения концентрации углекислого газа в атмосфере Земли является его улавливание, захоронение или использование. Углекислый газ может закачиваться в пласты на нефтяных месторождениях для увеличения их нефтеотдачи (с использованием различных технологий), поскольку обладает рядом свойств: снижается вязкость нефти, увеличивается пластовое давление, нефть набухает при растворении в ней СО2. Однако, в процессе закачки и растворения СО2 в нефти могут возникать и негативные эффекты: если нефть несовместима с диоксидом углерода, то при растворении может происходить выпадение асфальтенов. Это может являться причиной повреждения призабойной зоны пласта, снижения ее проницаемости. В данной работе авторами представлены результаты исследования совместимости двух различных устьевых проб образцов нефтей месторождений Самарской области с диоксидом углерода при пластовых давлении и температуре. Экспериментальными исследованиями на разработанной и запатентованной «СКФ-камере» установлено, что при смешивании образца легкой нефти и углекислого газа происходит выпадение асфальтенов. При смешении образца тяжелой высоковязкой нефти и CO2 выпадение асфальтенов не происходит. Выдвинута гипотеза о влиянии смол и соотношения их концентрации к концентрации асфальтенов как о факторе, влияющим на результат взаимодействия нефти с углекислым газом в жидком и сверхкритическом состояниях.
The current period of development of the global oil and gas industry is characterized by the complexity of technological challenges. On the one hand, companies need to maintain oil and gas production levels, and on the other hand, they need to effectively manage greenhouse gas emissions. A number of domestic and foreign oil producing companies have already integrated targets for reducing greenhouse gas emissions into their development strategies, while a number of enterprises, such as Rosneft PJSC, Shell, Kuwait Petroleum Corporation, PetroChina plan to achieve carbon neutrality by 2050. One of some ways to reduce the concentration of carbon dioxide in the Earth's atmosphere is to capture, bury or use it. Carbon dioxide can be injected into formations in oil fields to increase their oil recovery (using various technologies), since it has a number of properties: the viscosity of oil decreases, reservoir pressure increases, oil swells when CO2 is dissolved in it. However, during the process of injection and dissolution of CO2 in oil, negative effects may also occur: if oil is incompatible with carbon dioxide, then asphaltenes may precipitate during dissolution. This may cause damage to the bottomhole formation zone and reduce its permeability. In this paper, the authors present the results of a study of the compatibility of two different wellhead samples of oil samples from fields in the Samara region with carbon dioxide at reservoir pressure and temperature. Experimental studies using the developed and patented «SCF-chamber» have established that when a sample of light oil and carbon dioxide is mixed, asphaltenes precipitate. When mixing a sample of heavy high-viscosity oil and CO2, asphaltenes do not precipitate. A hypothesis has been put forward about the influence of resins and the ratio of their concentration to the concentration of asphaltenes as a factor influencing the result of the interaction of oil with carbon dioxide in the liquid and supercritical states.