Способ стимуляции нефтегазового пласта закачкой композиции сжиженных газов

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для стимуляции нефтегазового пласта. Способ включает закачку композиции из сжиженных газов в призабойную зону пласта, для чего формируют композицию из трех потоков, включающую пропан-бутановую смесь, природный газ или попутный нефтяной газ и азот, которые смешивают перед закачкой. При этом осуществляют управление потоками с возможностью изменения в процессе закачки состава газовой композиции, скорости закачки и ее объема. Согласно изобретению добавляют четвертый поток сжиженного углекислого газа, а управление всеми потоками осуществляют дополнительно с возможностью управления температуры газовой композиции таким образом, чтобы композиция сохраняла жидкое агрегатное состояние на всем протяжении от точки смешения потоков до забоя скважины. Управление потоками осуществляют в определенной последовательности. Сначала осуществляют формирование буферной зоны путем добавления к четырем основным потокам дополнительного потока ингибитора гидратообразования. Затем продолжают подачу в пласт четырех основных потоков до образования в нем композиции с температурой ниже пластовой, которая после выравнивания ее температуры с пластовой обеспечивает рост внутрипластового давления с превышением давления разрыва пласта. После чего продолжают подачу четырех основных потоков до образования в скважине столба жидкости, обеспечивающего ее глушение. Технический результат заключается в повышении экономической эффективности добычи углеводородов. 4 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и направлено на повышение экономической эффективности добычи углеводородов и вовлечение в разработку новых категорий запасов путем стимуляции нефтегазового пласта.

Известна технология стимуляции нефтегазового пласта путем гидравлического разрыва пласта (ГРП), включающая закачку в скважину жидкости с превышением предела прочности пород-коллекторов. Инициация и последующий рост техногенной трещины, соединяющей ствол скважины с призабойной зоной пласта (ПЗП), сопровождается заполнением полости трещины насыпной твердой фазой (расклинивающий агент или пропант). В качестве несущей среды для проппанта используются загущенные жидкости, обладающие необходимыми реологическими характеристиками.

Известна технология стимуляции нефтегазового пласта путем кислотной обработки призабойной зоны пласта (КОПЗ), включающая закачку в призабойную зону пласта кислотной композиции и отстой на реакцию, в результате чего происходит травление (растворение) матрицы породы-коллектора.

Известна технология стимуляции нефтегазового пласта путем кислотного гидравлического разрыва пласта (КГРП), включающая закачку в скважину кислотного состава с превышением предела прочности пород-коллекторов, в результате чего происходит травление (растворение) матрицы породы-коллектора по ходу простирания трещины и протравливание высокопроницаемых каналов (червоточин).

Все перечисленные технологии обладают рядом недостатков и ограничений.

Использование технологических жидкостей на водной основе приводит ухудшению коллекторских свойств продуктивного пласта вследствие взаимодействия с породообразующими минералами, а именно гидратации водочувствительных глин, ангидритов и т.д.

Использование кислотных композиций сопровождается образованием труднорастворимых осадков по мере отработки кислотной композиции и повышения рН среды, поскольку в пластовых условиях порода всегда в избытке по отношению к кислотной композиции.

В свою очередь использование углеводородных жидкостей решает только часть проблем, связанных со взаимодействием с породообразующими минералами и пластовыми флюидами, но жидкости, закаченные в продуктивных пласт, невозможно полностью удалить, что приводит к ухудшению коллекторских свойств.

Существуют сложности с очисткой призабойной зоны и трещины от реагентов, причем, не только от продуктов реакции, но и от самой жидкости (остаточная насыщенность, блокирующая проводимость поровых каналов). Наиболее остро проблема стоит для газовых залежей особенно с аномально низкими термобарическими условиями, для которых пластовой энергии недостаточно для преодоления капиллярных сил, удерживающих жидкость в поровых каналах.

После вызова притока в скважине, отработавшие технологические жидкости на водной или углеводородной основе невозможно использовать повторно, и возникает проблема с утилизацией, которая осложняется тем, что эти жидкости являются неэкологичными (опасными, токсичными) для окружающей среды.

Поэтому велика потребность в способе стимуляции продуктивных пластов, который бы обеспечивал:

- увеличение проницаемости и связанности продуктивного пласта посредством закачки в пласт реагентов, вызывающих интенсивное трещинообразование;

- используемые реагенты не должны вступать во взаимодействие с породообразующими минералами продуктивного пласта (набухание при гидратации глин, образование труднорастворимых осадков при реакциях с минералами) и пластовыми флюидами (образование нерастворимых осадков при смешении с пластовой водой и/или образование высоковязких эмульсий, образование газовых гидратов), чтобы исключить блокирование проводящих каналов продуктивного пласта;

- используемые реагенты должны полностью удаляться из продуктивного пласта, чтобы исключить блокирование проводящих каналов продуктивного пласта остаточными жидкостями, которые удерживаются капиллярными силами;

- используемые реагенты возможно повторно использовать после их удаления из продуктивного пласта и/или постепенно утилизировать без ущерба для окружающей среды.

Известен способ стимуляции пласта (см. Экономидес М., Олайни Р., Валько П. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта. Наведение мостов между теорией и практикой, М.: Петроальянс Сервисис Компани Лимитед, 2004. стр. 28), включающий закачку в скважину жидкости, при котором давление на забое скважины превышает давление инициации трещины, а далее поддерживается на уровне, необходимом для роста полученной трещины. Указанный способ позволяет проводить стимуляцию пласта посредством создания сети техногенных трещин в продуктивном пласте одновременно с приобщением естественных трещин, и таким образом решает задачу об увеличении проницаемости и связанности продуктивного пласта посредством интенсивного трещинообразования.

Однако указанный способ обладает рядом недостатков, ограничивающих его применение на практике.

Во-первых, в указанном способе используют реагенты на водной основе, которые вступают во взаимодействие с породообразующими минералами продуктивного пласта, вызывая снижение проницаемости ненарушенного пласта, прилегающего к техногенной трещине.

Во-вторых, в указанном способе используют реагенты на водной основе, которые обладают высокой температурой кипения при пластовом давлении, и, следовательно, которые не удаляются полностью из продуктивного пласта, что создает блокирование проводящих каналов продуктивного пласта остаточными жидкостями, которые удерживаются капиллярными силами.

В-третьих, в указанном способе используют реагенты, которые невозможно повторно использовать после их удаления из продуктивного пласта и/или постепенно утилизировать без ущерба для окружающей среды, поскольку это жидкости на водной основе, содержащие различные присадки, необходимые для модификации свойств, относящиеся к классу опасных веществ.

Наиболее близким к заявляемому является способ стимуляции пласта (см. патент РФ №2632791, кл. Е21В 43/26, Е21В 43/27, С09K 8/594, 2017 г. ), взятый в качестве прототипа, включающий закачку газовой композиции в призабойную зону пласта, при котором формируют газовую композицию из трех потоков, включающую пропан-бутановую смесь, природный газ или попутный нефтяной газ и азот, которые смешивают перед закачкой, при этом осуществляют управление потоками с возможностью изменения мольного состава компонентов газовой композиции, скорости и объема ее закачки при условии обеспечения значения температуры газовой композиции менее ее критического значения и давления закачки более критического давления данной композиции.

Указанный способ позволяет проводить стимуляцию пласта посредством создания сети техногенных трещин в продуктивном пласте одновременно с приобщением естественных трещин, и таким образом решает задачу об увеличении проницаемости и связанности продуктивного пласта посредством интенсивного трещинообразования.

Кроме того, указанная в способе газовая композиция является безводной, и поэтому исключается взаимодействие с породообразующими минералами продуктивного пласта и пластовыми флюидами, а после отработки полностью удаляется из продуктивного пласта.

Указанную композицию возможно повторно использовать или утилизировать без ущерба окружающей среде.

Однако указанный способ обладает рядом недостатков, ограничивающих его широкое применение на практике.

Во-первых, по мнению авторов, («дополнительно в качестве финальной оторочки в скважину закачивают пачку технической воды высокой минерализации, с оторочки в скважину закачивают пачку технической воды высокой минерализации с добавлением ингибиторов гидратообразования в объеме колонны насосно-компрессорных труб», т.е. подача ингибитора гидратообразования осуществляется уже после закачки в пласт газовой композиции с температурой ниже пластовой, причем в объеме колонны насосно-компрессорных труб, чего недостаточно для попадания в продуктивный пласт, а это с точки зрения химии протекающих процессов, является в корне неправильным, т.к. приводит к отрицательным последствиям, связанными с тем, что создаются предпосылки к выпадению гидратов в поровом пространстве коллектора.

Во-вторых, в указанном способе для ингибирования гидратообразования закачивают пачку технической воды высокой минерализации (хотя и с добавлением ингибиторов гидратообразования), что в свою очередь может сопровождаться взаимодействием с породообразующими минералами, включая гидратацию глинистых минералов, и пластовыми флюидами (например, пластовой водой) с образованием нерастворимых осадков. Таким образом, в указанном способе используются реагенты, способные вступать во взаимодействие с пластовыми флюидами. Кроме того, закачка технологической жидкости на водной основе влечет за собой рост водонасыщенности в проводящих каналах продуктивного пласта. Тем самым, указанный способ использует реагенты, которые невозможно полностью удалить из продуктивного пласта.

В-третьих, в указанном способе управление потоками используется с целью обеспечения значения температуры газовой композиции менее ее критического значения и давления закачки более критического давления данной композиции. Согласно проведенным расчетам, композиция с указанными термофизическими свойствами не гарантирует рост порового давления с превышением давления разрыва при нагревании до пластовой температуры. Это связано с тем, что при использовании смеси легких углеводородов (метан, этан, пропан, бутан) с азотом критическая температура легко варьируется в требуемом диапазоне пластовых температур (по крайней мере до +150°С), однако критическое давление ограничено, поскольку у всех составных компонент критическое давление не превышает 50 атм, и в смесях не превышает 75 атм. Кроме того, используются смеси сжиженного природного газа (СПГ) или попутного нефтяного газа (ПНГ) и широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), в которых компонентный состав фиксирован (СПГ это преимущественно метан-этановая фракция до 95%; ПНГ это преимущественно метановая фракция до 60%, с примесью этана и пропана до 30%, и незначительной долей более тяжелых углеводородов; ШФЛУ это преимущественно пропан-бутановая фракция до 60%, со значительной долей тяжелых углеводородов С₆₊ до 30% и малой долей метан-этановой фракции до 5%), что накладывает ограничения на управление критическими параметрами композиции.

Технический результат заявляемого изобретения заключается в устранение указанных недостатков, а именно: в изменении режимов управления потоками и изменении состава композиции для исключения гидратообразования в пласте; в исключении возникновения реагентов, которые не удаляются из пласта; в обеспечении внутрипорового разрыва в более широком диапазоне пластовых термобарических условий.

Указанный технический результат в способе стимуляции нефтегазового пласта закачкой композиции сжиженных газов, включающем закачку композиции из сжиженных газов в призабойную зону пласта, для чего формируют композицию из трех потоков, включающую пропан-бутановую смесь, природный газ или попутный нефтяной газ и азот, которые смешивают перед закачкой, при этом осуществляют управление потоками с возможностью изменения в процессе закачки состава газовой композиции, скорости закачки и ее объема, решена тем, что добавляют четвертый поток сжиженного углекислого газа, а управление всеми потоками осуществляют дополнительно с возможностью управления температуры газовой композиции, таким образом, чтобы композиция сохраняла жидкое агрегатное состояние на всем протяжении от точки смешения потоков до забоя скважины, а управление потоками осуществляют в три этапа в следующей последовательности: на первом этапе осуществляют формирование буферной зоны путем добавления к четырем основным потокам дополнительного потока ингибитора гидратообразования; на втором этапе продолжают подачу в пласт четырех основных потоков до образования в нем композиции с температурой ниже пластовой, которая после выравнивания ее температуры с пластовой, обеспечивает рост внутрипластового давления с превышением давления разрыва пласта; на третьем этапе продолжают подачу четырех основных потоков до образования в скважине столба жидкости, обеспечивающего ее глушение.

Благодаря тому, что добавляют четвертый поток сжиженного углекислого газа, а управление всеми потоками осуществляют дополнительно с возможностью управления температуры газовой композиции, заявляемый способ позволяет создать жидкость с требуемыми физическими характеристиками, а именно: создать композицию с температурой ниже пластовой, которая при нагреве до пластовой температуры обеспечивает рост давления с превышением давления разрыва пласта.

Управление потоками ведут таким образом, чтобы обеспечить получение композиции, у которой давление при подаче в продуктивный пласт превышало криконденбар-давление (см. Ahmed Т. Equations of State and PVT Analysis, 2016, p. 24 «Криконденбар-давление» - это максмимальное давление, при котором может существовать двухфазное равновесие газ/жидкость в многокомпонентных системах), и температура была ниже криконденбар-температуры (см. Ahmed Т. Equations of State and PVT Analysis, 2016 p. 24, «Криконденбар-температура» - это температура в точке максмимального давления, при котором может существовать двухфазное равновесие газ/жидкость в многокомпонентных системах), и ниже пластовой температуры, чтобы при изохорном нагреве (см. Кириллин В.А., Техническая термодинамика, 2016, с. 215. «Изохорный процесс» - это изменение состояния термодинамической системы при неизменном объеме, и соответственно плотности, например, при изменении температуры) до пластовых температур композиция не оказывалась в двухфазном состоянии, а тепловой коэффициент давления (dP/dT) был достаточно высок, чтобы приращение давление при нагреве до пластовой температуры обеспечивало бы превышение давление в порах над минимальным горизонтальным напряжением в пласте.

Для того чтобы расширить рабочие условия композиции, в композицию дополнительно добавлен четвертый поток - углекислый газ, у которого критическое давление 75 атм, и в смесях с указанными углеводородными газами и азотом, достигается криконденбар-давление до 250 атм. Кроме того, использование углекислого газа в композиции снимает ограничения на управление термофизическими свойствами композиции, связанными с фиксированностью составов ПНГ/СПГ и ШФЛУ, из которых готовится композиция.

Благодаря тому, что управление потоками осуществляют в такой последовательности, что перед подачей основной композиции с температурой ниже пластовой, осуществляют формирование буферной зоны путем добавления к четырем основным потокам дополнительного потока ингибитора гидратообразования, исключается образование гидратов в поровом пространстве продуктивного пласта при подаче композиции с температурой ниже пластовой. Кроме того, подача буферной композиции выравнивает температуру призабойной зоны до температуры основной композиции до ее подачи в пласт.

Благодаря тому, что управление потоками осуществляют в такой последовательности, что после подачи основной композиции, продолжают подачу четырех основных потоков до образования в скважине столба жидкости, обеспечивающего ее глушение, исключается попадание в продуктивный пласт реагентов, приводящих к негативным реакциям с породообразущими минералами и пластовыми флюидами, а также исключаются жидкости, которые невозможно полностью удалить из пласта в силу действия капиллярных сил.

Таким образом, заявляемый способ стимуляции нефтегазового пласта закачкой композиции сжиженных газов, благодаря добавлению дополнительного потока сжиженного углекислого газа, и управления всеми потоками с возможностью управления температуры газовой композиции и возможностью формирования стадий закачек с композициями, отвечающими заданным термофизическим свойствам, позволяет исключить гидратообразование в пласте, исключить возникновения реагентов, которые не удаляются из пласта, а также обеспечивает внутрипоровый разрыв в более широком диапазоне пластовых термобарических условий, что не имеет аналогов среди известных способов стимуляции нефтегазового пласта, а значит, соответствует критерию «изобретательский уровень».

На фиг. 1 представлена схема установки для реализации одного из вариантов заявляемого способа. На кустовой площадке размещают цистерны с заготовленными составными частями композиции: цистерна с СПГ (или ПНГ) [1], цистерна с ШФЛУ [2], цистерна с жидким азотом [3], цистерна с жидким углекислым газом [4], при этом температуру и давление в каждой из перечисленных цистерн контролируют с помощью блоков термобарометрии [5], [6], [7] и [8], а цистерны в свою очередь соединены через запорные вентили [9], [10], [11] и [12] со своим (дозирующим) насосным агрегатом [13], [14], [15] и [16], при этом все перечисленные насосные агрегаты подсоединены к устройству смешения потоков [17], температуру и давление результирующего потока контролируют с помощью блока термобарометрии [18]. В свою очередь устройство смешения потоков [17] подсоединяется последовательно к кондиционеру [19] и бустерному насосу [20], который через запорный вентиль [21] подсоединяется к насосно-компрессорной трубе (НКТ) [23] скважинной компоновки, к которой также подсоединяется линия инжекции присадок, включая ингибитор гидратообразования, состоящая из запорного вентиля [24], насоса подачи ингибитора [25] и емкости с реагентом [26]. Температура и давление на устье скважины контролируют с помощью блока термобарометрии [22]. Скважина в свою очередь включает набор обсадных колонн [27], и вскрывает продуктивный пласт [28] и интервале перфорации [29]. Для контроля параметров и управления установкой используют контроллер [30], ко входам которого подключены блоки термобарометрии на цистернах [5], [6], [7] и [8] посредством шины [31]; контроль за блоком термобарометрии и за узлом смешения потоков [18] осуществляется посредством шины [32]; контроль за блоком термобарометрии [22] на устье скважины осуществляется посредством шины [33]; контроль за кондиционером [19] и бустерным насосом [20] осуществляется посредством шины [34]; дозирующие насосы [13], [14], [15] и [16] контролируются посредством шины [35].

На фиг. 2 представлена схема термодинамических процессов в Р-Т (давление/температура) координатах, происходящих при стимулировании продуктивного пласта с помощью заявляемого способа. Основная композиция, характеризующаяся фазовым эневелопом [36], включающим криконденбару [37], критическую точку [38], крикондентерму [39] и ограничивающую область двухфазного равновесия [40], которая в свою очередь граничит с область существования жидкой фазы [41], газовой фазы [42] и сверхкритического флюида [43]. На схеме проведены линии постоянной плотности [44], изображающие изохорические процессы, т.е. изменение давления при изменении температуры вещества, находящегося в замкнутом объеме (при постоянной плотности). Состояние основной композиции на устье скважины изображено точкой [45]. По мере подачи композиции в продуктивный пласт происходит разогрев и рост давления до достижения начального пластового давления, что изображено точкой [46]. По мере теплообмена продуктивного пласта с окружающими породами, происходит разогрев основной композиции до пластовой температуры, с одновременным повышением давления до величины давления разрыва, что изображено точкой [47]. После отработки основной композиции давление в скважине снижают, и состояние композиции переходит от точки [47] до точки [48], т.е. осуществляется переход в газовую фазу, минуя фазовый переход.

Работу заявляемого способа рассмотрим на следующем примере.

На первом этапе осуществляют формирование буферной зоны путем добавления к четырем основным потокам дополнительного потока ингибитора гидратообразования. Управляя потоками, осуществляют управление составом Кбуф и температурой Тбуф буферной композиции, таким образом, чтобы обеспечить жидкое агрегатное состояние полученной композиции на всем протяжении от точки смешения до забоя скважины, а также обеспечить превышение забойного давления над пластовым, и одновременно обеспечить снижение температуры Тбуф от пластовой Тпл до температуры основной композиции Тосн.

На втором этапе продолжают подачу в пласт четырех основных потоков до образования в нем композиции с температурой ниже пластовой, которая после выравнивания ее температуры с пластовой, обеспечивает рост внутрипластового давления с превышением давления разрыва пласта. Управление потоками ведут таким образом, чтобы обеспечить получение композиции такого состава Косн, у которой давление в пласте превышало криконденбар-давление Ркбар этой композиции, и температура Тосн была ниже криконденбар-температуры Ткбар этой композиции, и ниже пластовой температуры Тпл, чтобы при изохорном нагреве до пластовой температуры Тпл композиция не оказывалась в двухфазном состоянии, а тепловой коэффициент давления основной композиции (dP/dT) удовлетворял бы условию (7);

На третьем этапе продолжают подачу четырех основных потоков до образования в скважине столба задавливающей композиции с составом Кзад, обеспечивая жидкое агрегатное состояние полученной композиции на всем протяжении от точки смешения до забоя скважины, и превышение забойного давления над давлением в пласте Рпл на всем протяжении разогрева основной композиции до пластовой температуры Тпл.

Теперь рассмотрим реализацию способа с использованием представленного на фиг. 1 устройства и схемы протекающих физических процессов, представленной на фиг. 2.

Скважину оборудуют фонтанной арматурой и компоновкой, предназначенными для осуществления заявляемого способа воздействия. На кустовой площадке размещают цистерны с заготовленными составными частями композиции: цистерна с СПГ (или ПНГ) [1], цистерна с ШФЛУ [2], цистерна с жидким азотом [3], цистерна с жидким углекислым газом [4]. Открывая запорные вентили [9], [10], [11] и [12] цистерны соединяются с (дозирующими) насосными агрегатами [13], [14], [15] и [16], подающими компоненты на устройство смешения потоков [17] и кондиционер [19]. В свою очередь бустерный насос [20] подает полученную композицию в насосно-компрессорную трубу [22] скважинной компоновки, к которой также подсоединяется линия инжекции присадок, включая ингибитор гидратообразования, состоящая из запорного вентиля [24], насоса подачи [25] и емкости с реагентом [26]. Управление стадиями закачки осуществляют с помощью контроллера [30], который получает следующие данные:

- температура Т_i и давление P_i (где i - индекс исходных составных частей, СПГ/ПНГ, ШФЛУ, N₂, СО₂) в каждой из перечисленных цистерн, которые контролируют с помощью блоков термобарометрии [5], [6], [7] и [8];

- температура и давление результирующего потока после блока смешения потоков [17], которые контролируют с помощью блока термобарометрии [18];

- температура и давление результирующего потока после бустерного насоса [20]. Контроллер [30] производит управление следующими узлами:

- дозирующим насосными агрегатами [13], [14], [15] и [16], управляя массовыми расходами Q_i исходных составных комопнент из цистерн [1], [2], [3] и [4];

- кондиционером [19], управляя мощностью нагревателя Qк;

- бустерным насосом [20], управляя давлением на устье НКТ [23] Руст.

Управление перечисленными узлами ведут таким образом, чтобы получить композицию с требуемым составом К (и соответственно с требуемыми свойствами), требуемой температурой Туст и давлением Руст на устье скважины.

Состав К и температура Т результирующей композиции рассчитываются контроллером [30] следующим образом:

где: Q_i - массовые расходы компонент на дозирующих насосных агрегатах [13], [14], [15] и [16]; Qк - тепловая мощность на кондиционере [19]; К_i - компонентный состав исходных составных частей; C_i - удельная (массовая) теплоемкость исходных составных частей.

На первом этапе осуществляют формирование буферной зоны. На основании заданных данных, включающих глубину продуктивного пласта Н и начальное пластовое давление Рпл, контроллер [30] вычисляет требуемый состав буферной композиции Кбуф, температуру Туст и давление Руст на устье скважины, чтобы выполнялось следующее соотношение:

где: Н - глубина забоя/продуктивного пласта, Рпл - начальное пластовое давление, ρбуф - плотность буферной композиции (зависит от состава композиции Кбуф, температуры Тбуф и давления Руст на устье скважины), g - ускорение свободного падения, Руст - давление на устье скважины.

После чего контроллер [30] приводит в действие дозирующие насосные агрегаты [13], [14], [15] и [16], кондиционер [19] и бустерный насос [20] в заданных режимах в течение времени tбуф, которое рассчитывает из соотношения:

где: tбуф - время закачки буферной композиции, Vckb - объем «скважины» от точки смешения до забоя скважины, Vпop - объем продуктивного пласта, охватываемый воздействием.

На устье скважины производят инжекцию дополнительного потока ингибитора гидратообразования из емкости с реагентом [26] посредством насоса подачи [25] при открытом запорном вентиле [24].

На втором этапе закачивают основную композицию. На основании заданных данных, включающих глубину продуктивного пласта Н, начальное пластовое давление Рпл и температура Тпл, минимальное горизонтальное напряжение Sh и предел прочности на разрыв продуктивного пласта ар, контроллер [30] вычисляет требуемый состав основной композиции Косн, температуру Туст и давление Руст на устье скважины, чтобы выполнялись следующие соотношения (5)-(7):

где: Н - глубина забоя/продуктивного пласта, Рпл - начальное пластовое давление, ρосн - плотность основной композиции (зависит от состава композиции Косн, температуры Тбуф и давления Руст на устье скважины), g - ускорение свободного падения, Руст - давление на устье скважины.

где: Н - глубина забоя/продуктивного пласта, Ркбар(Косн) - криконденбар-давление основной композиции (зависит от состава Косн), ρосн - плотность основной композиции (зависит от состава композиции Косн, температуры Тбуф и давления Руст на устье скважины), g - ускорение свободного падения, Руст - давление на устье скважины.

где: (dP/dT) - термический коэффициент давления основной композиции (зависит от состава Косн), Sh - минимальное горизонтальное напряжение продуктивного пласта, σр - предел прочности на разрыв продуктивного пласта, Тпл - начальная пластовая температура, Тосн - температура закачиваемой основной композиции. Рпл - начальное пластовое давление.

После чего контроллер [30] приводит в действие дозирующие насосные агрегаты [13], [14], [15] и [16], кондиционер [19] и бустерный насос [20] в заданных режимах в течение времени tбуф которое рассчитывает из соотношения:

где: tocн - время закачки буферной композиции, Vcкв - объем «скважины» от точки смешения до забоя скважины, Vпop - объем продуктивного пласта, охватываемый воздействием.

На третьем этапе закачивают залавливающую композицию. На основании заданных данных, включающих глубину продуктивного пласта Н, начальное пластовое давление Рпл и температура Тпл, контроллер [30] вычисляет требуемый состав залавливающей композиции Кзад, температуру Туст и давление Руст на устье скважины, чтобы выполнялось следующее соотношение:

где: (dP/dT)(Kocн) - термический коэффициент давления основной композиции (зависит от состава Косн), Тпл - начальная пластовая температура, Тосн - температура закачиваемой основной композиции. Рпл - начальное пластовое давление, Руст - давление на устье скважины, Н - глубина забоя/продуктивного пласта, g - ускорение свободного падения, ρзад - плотность задавливающей композиции (зависит от состава композиции Кзад, температуры Тбуф и давления Руст на устье скважины).

После чего контроллер [30] приводит в действие дозирующие насосные агрегаты [13], [14], [15] и [16], кондиционер [19] и бустерный насос [22] в заданных режимах в течение времени tбуф, которое рассчитывает из соотношения:

где: tзад, - время закачки задавливающей композиции, Vcкв - объем «скважины» от точки смешения до забоя скважины.

Состояние основной композиции на устье скважины изображено точкой [45], по мере подачи в продуктивный пласт происходит разогрев и рост давления до достижения начального пластового давления, что изображено точкой [46]. По мере теплообмена с окружающими продуктивный пласт породами происходит разогрев основной композиции до пластовой температуры с просто давления до достижения давления разрыва, что изображено точкой [47]. После отработки основной композиции давление в скважине снижают, и состояние композиции переходит от точки [47] до точки [48], переход в газовую фазу, минуя фазовый переход, что обеспечивает полное удаление отработавшей композиции из продуктивного пласта после стимуляции.

После того, как было сделано удаление отработавшей композиции из продуктивного пласта, процесс стимуляции считается завершенным.

Для проверки заявляемого способа в реальных условиях была создана: макетная установка, включающая:

1. Ячейку объемного (псевдотрехосного) сжатия образцов горных пород с возможностью подачи жидкостей, включающую цилиндрическую камеру высокого давления с двумя пуансонами, один из которых неподвижен, а другой -соединен с поршнем рабочего гидроцилиндра, между пуансонами размещают испытуемый образец. Оба пуансона имеют каналы для подачи жидкостей. Ячейка помещается в термостат.

2. Станцию для смешения и подачи сжиженных газов, включающую четыре баллона емкостью 5 литров, заполненных СПГ, ШФЛУ, азотом и углекислым газом, каждый баллон оснащен цифровым блоком термобарометрии и подключен через запорный вентиль с регулирующим клапаном к устройству смешения, представляющему теплоизолированную емкость объемом 20 литов, которая подключается к баллону с азотом высокого давления 300 атм.

3. Установку для определения проницаемости образов горных пород «ПИК-ПП», с кернодержателем для цилиндрических образцов диаметром 100 мм и длиной до 200 мм.

В лабораторных испытаниях использовались образцы низкопроницамых песчаников правильной цилиндрической формы диаметром 100 мм и длиной 200 мм, а именно керны, отобранные из продуктивного горизонта скважины при бурении. Начальная проницаемость образов варьировалась в диапазоне от 5 до 5 мД при пористости от 10 до 13%. Пластовые условия соответствуют давлению 200 атм и температуре 65°С, горное давление 500 атм, минимальное горизонтальное напряжение 320 атм, предел прочности на разрыв 50 атм. Образец помещался в ячейку объемного псевдотрехосного сжатия, после чего создавалось напряженное состояние, аналогичное естественному: давление обжима равное эффективному минимальному горизонтальному напряжению 120 атм, а осевое напряжение равное эффективному горному давлению равному 300 атм. Начальная температура на термостате устанавливалась на значении 8°С.

Для осуществления указанного воздействия была приготовлена следующая смесь: СПГ 15% масс, ШФЛУ 20% масс, N₂ 5% масс, СО₂ 60%. Для указанной композиции: криконденбар-давление 168 атм; и криконден-бар температура 23°С; крикондентерм-давление 88 атм; крикондентерм-температура 59°С; критическое давление 150 атм; критическая температура 46°С. Композиция после смешения при температуре 8°С и давлении 200 атм обладала плотность 400 кг/м³ и подавалась в поровое пространство образца через пуансоны ячейки нагружения, одновременно с этим поднималось обжимное давление до полного минимального горизонтального напряжения 320 атм, и осевое - до полного горного давления 500 атм. Предварительно прокачивалось несколько (от 2 до 3) поровых объемов композиции через образец, после чего поровое пространство изолировалось. Термический коэффициент давления при изохорном процессе композиции равен 3 атм/°С. После чего, включался нагрев на термостате от начальной температуры 8°С до целевой 65°С, приводя к росту внутрипорового давления от 200 атм до 371 атм, что превышает суммарное значение минимального напряжения вместе с пределом прочности горной породы на разрыв, и создает предпосылки для внутрипорового разрыва.

После воздействия была повторно измерена проницаемость образов, которая в результате оказалась в диапазоне 750-2000 мД, что однозначно подтверждает образование сети высокопроводящих трещин в результате проведенного воздействия согласно заявляемому техническому решению.

1. Способ стимуляции нефтегазового пласта закачкой композиции сжиженных газов, включающий закачку композиции из сжиженных газов в призабойную зону пласта, для чего формируют композицию из трех потоков, включающую пропан-бутановую смесь, природный газ или попутный нефтяной газ и азот, которые смешивают перед закачкой, при этом осуществляют управление потоками с возможностью изменения в процессе закачки состава газовой композиции, скорости закачки и ее объема, отличающийся тем, что добавляют четвертый поток сжиженного углекислого газа, а управление всеми потоками осуществляют дополнительно с возможностью управления температуры газовой композиции таким образом, чтобы композиция сохраняла жидкое агрегатное состояние на всем протяжении от точки смешения потоков до забоя скважины, а управление потоками осуществляют в три этапа в следующей последовательности: на первом этапе осуществляют формирование буферной зоны путем добавления к четырем основным потокам дополнительного потока ингибитора гидратообразования; на втором этапе продолжают подачу в пласт четырех основных потоков до образования в нем композиции с температурой ниже пластовой, которая после выравнивания ее температуры с пластовой обеспечивает рост внутрипластового давления с превышением давления разрыва пласта; на третьем этапе продолжают подачу четырех основных потоков до образования в скважине столба жидкости, обеспечивающего ее глушение.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что управление потоками ведут таким образом, чтобы обеспечить получение композиции, у которой давление при подаче в продуктивный пласт превышало криконденбар-давление.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что управление потоками ведут таким образом, чтобы обеспечить получение композиции, у которой температура была ниже криконденбар-температуры.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что управление потоками ведут таким образом, чтобы обеспечить изохорный процесс при нахождении композиции в пласте.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что управление потоками ведут таким образом, чтобы приращение давления при нагреве до пластовой температуры обеспечивало бы превышение давление в порах над минимальным горизонтальным напряжением в пласте.