Способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину

Изобретение относится к способам добычи трудноизвлекаемых запасов нефти газового конденсата. Способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину, включающий закачку двух оторочек до и после закачки диоксида углерода в добывающую скважину, закачку диоксида углерода с последующим периодом пропитки диоксидом углерода и инициированием добычи нефти из той же добывающей скважины при реализации газоциклической закачки диоксида углерода при сверхкритических условиях: при температуре более Ткрит=31,1°С и давлении более Ркрит=7,38 МПа, перед закачкой диоксида углерода в скважину закачивают первую оторочку углеводородного мицеллярного раствора в объеме 5-20 м3 на метр перфорации обрабатываемого коллектора; затем закачивают диоксид углерода при вышеуказанных условиях, и перед периодом пропитки закачивают вторую оторочку, содержащую углеводородный мицеллярный раствор и дополнительно регулятор фазовой проницаемости газа и пенообразователь, в объеме 5-20 м3 на метр перфорации обрабатываемого коллектора, после чего скважину закрывают на период пропитки с последующей добычей нефти из той же добывающей скважины, причем количество циклов закачки в указанной последовательности в добывающую скважину составляет не менее 1, при этом первая оторочка углеводородного мицеллярного раствора содержит по крайней мере одно из: мас.%, готовую смесь вторичных ациклических предельных и непредельных и ароматических углеводородов общей формулы С618 или композицию «Дельта АСПГО», содержащую смесь вышеуказанных углеводородов, 70-80, и водорастворимое неионогенное поверхностно-активное вещество марки Неонол АФ9-12 20-30, а вторая оторочка содержит по крайней мере одно из: мас.%, готовую смесь вторичных ациклических предельных и непредельных и ароматических углеводородов общей формулы С618 или композицию «Дельта АСПГО», содержащую смесь вышеуказанных углеводородов, 60-70, водорастворимое неионогенное поверхностно-активное вещество марки Неонол АФ9-12 10-20; регулятор фазовой проницаемости газа, по крайней мере один из маслорастворимых полимеров указанных марок: Реапон, Дипроксамин-157, FLO XL, Necadd-447, ТурбулентМастер 8010 5-10 и пенообразователь марки ПО-РЗФ (6%) 5-20. Технический результат – увеличение добычи трудноизвлекаемых запасов нефти и газового конденсата. 1 з.п. ф-лы, 4 пр., 1 табл.

 

Изобретение относится к способам добычи трудноизвлекаемых запасов нефти и газового конденсата с помощью жидкого диоксида углерода, который закачивают при сверхкритических условиях, что обеспечивает разработку остаточных запасов нефти с экономическим эффектом. Способ используют в промысловых условиях для повышения добычи трудноизвлекаемых запасов нефти с помощью диоксида углерода в состоянии сверхкритического флюида (СКФ), который способен растворять высокомолекулярные фракции нефти, в том числе асфальтосмолопарафиновые фракции (АСПФ), содержащиеся в высоковязкой добываемой нефти, при достижении сверхкритических температуры и давления. Для увеличения дополнительной добычи нефти закачивают две оторочки: первая содержит углеводородный мицеллярный раствор, вторая содержит углеводородный мицеллярный раствор с регулятором фазовой проницаемости газа и пенообразователем, которые закачивают до и после закачки диоксида углерода при сверхкритических условиях.

Известен способ интенсификации добычи из нефтяной скважины (US 4.250.965, опубл. 17.02.1981г), по которому закачивают жидкий диоксид углерода в ствол нефтяной скважины при давлении, подходящем для образования газообразного диоксида углерода за счет испарения жидкого диоксида углерода, для того, чтобы проникнуть в пласт и вступить в реакцию с реликтовой водой с целью образования угольной кислоты, оставляют на пропитку, затем стимулируют добычу нефти.

Известен способ повышения нефтеотдачи из нефтеносного пласта (US 3841406А, опубл. 15.10.1974), по которому сначала закачивают метан или другой газ для увеличения пластового давления, затем закачивают диоксид углерода, затем скважину останавливают на выдержку, после чего продолжается добыча нефти из этой же скважины.

Известен способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода и извлечения нефти из нефтеносного пласта при использовании одной скважины (US 4.617.993, опубл. 21.10.1986) с помощью процедуры циклической закачки жидкого диоксида углерода, включающей закачку диоксида углерода в скважину с последующем периодом пропитки, с последующей добычей нефти. Сразу после закачки оторочки диоксида углерода и перед стадиями пропитки и добычи для растворения фракции сырой нефти с высокой молекулярной массой, остающейся в проточных каналах пласта, вводят в пласт заданное количество углеводорода (такого как сырая легкая нефть, лигроин, керосин, бензин или ароматический растворитель).

В указанных способах: пат. US 4.250.965, опубл. 17.02. 1981г; пат. US 3.841.406А, опубл. 15.10. 1974 и пат US 4.617.993, опубл 21.10.1986, закачивают рабочие агенты в нефтяную скважину и затем после пропитки в течение заранее определенного периода времени добывают нефть из той же нефтяной скважины. Закачку жидкого диоксида углерода в нефтяную скважину и извлечение нефти из неё производят при температуре и давлении, не достигающих критических параметров, при которых диоксид углерода переходит в состояние СКФ-СО2 и становится, способным растворять органические вещества, в том числе фракции пластовой нефти с высокой молекулярной массой, содержащиеся в высоковязкой добываемой нефти, что позволяет увеличивать добычу трудноизвлекаемой нефти.

Известен способ стимулирования добычи нефти циклической закачкой диоксида углерода (US 4.390.068, опубл 28.06.1983), в котором диоксид углерода в жидкой фазе закачивается в пласт, впитывается в течение определенного периода времени, и затем инициируется добыча нефти из той же добывающей скважины, которая была использована для закачки диоксида углерода и при извлечении нефти, содержащей диоксид углерода. Затем диоксид углерода отделяют от нефти.

Наиболее близким к заявленному способу является способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода (RU патент 2652049, Е21В 43/16, опубл. 24.04.2018, Бюл. №12) в добывающую скважину при сверхкритических условиях (при температуре не менее Ткрит =31,10С и давлении не менее Ркрит=7,38 МПа). Для увеличения дополнительной добычи нефти закачивают две оторочки смеси композиции «Дельта АСПГО» и диметилкарбоната в равных объемных долях в количестве не менее 5-20% об. от суточного объема добываемой жидкости скважины до и после закачки диоксида углерода с последующей добычей нефти из той же добывающей скважины.

Задачей заявленного изобретения является увеличение добычи трудноизвлекаемых запасов нефти и газового конденсата, что дает возможность на современном этапе развития технологий добычи углеводородов обеспечивать разработку остаточных запасов нефти с экономическим эффектом.

Поставленная задача решается тем, что способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину, включающий закачку двух оторочек до и после закачки диоксида углерода в добывающую скважину, закачку диоксида углерода с последующим периодом пропитки диоксидом углерода и инициированием добычи нефти из той же добывающей скважины, отличающийся тем, что при реализации газоциклической закачки диоксида углерода при сверхкритических условиях: при температуре более Ткрит =31,10С и давлении более Ркрит=7,38 МПа, перед закачкой диоксида углерода в скважину закачивают первую оторочку углеводородного мицеллярного раствора в объеме 5-20 м3 на метр перфорации обрабатываемого коллектора; затем закачивают диоксид углерода при вышеуказанных условиях, и перед периодом пропитки закачивают вторую оторочку, содержащую углеводородный мицеллярный раствор и дополнительно регулятор фазовой проницаемости газа и пенообразователь, в объеме 5-20 м3 на метр перфорации обрабатываемого коллектора с последующей добычей нефти из той же добывающей скважины, причем количество циклов закачки в указанной последовательности в добывающую скважину составляет не менее 1, при этом первая оторочка углеводородного мицеллярного раствора содержит, по крайней мере, одну из указанных готовых смесей: смесь вторичных углеводородов общей формулы, мас.%: предельных С6Н14 - С10Н22 , непредельных С6Н9-1218Н30-36 и ароматических углеводородов С6Н6-109Н12 или композицию «Дельта АСПГО» 70-80 и водорастворимое неионогенное поверхностно-активное вещество марки Неонол АФ9 -12 20-30, а вторая оторочка содержит, по крайней мере, одну из готовых смесей: смесь вторичных углеводородов общей формулы, мас.%: предельных С6Н1410Н22, непредельных С6Н9-1218Н30-36 и ароматических углеводородов С6Н-6-109Н12 или композицию «Дельта АСПГО» 60-70, водорастворимое неионогенное поверхностно-активное вещество марки Неонол АФ9-12 10-20, регулятор фазовой проницаемости газа, по крайней мере, один из маслорастворимых полимеров указанных марок: Реапон – 4В, Дипроксамин-157, FLO XL, Necadd-447, ТурбулентМастер 8010 5-10 и пенообразователь марки ПО-РЗФ (6%) 5-20.

При этом давление закачки диоксида углерода Рзак.СО2 находится в диапазоне: более давления критического диоксида углерода Ркрит.СО2 = 7,38 МПа и не более давления Р=0,75Рразр.пл. , где Рразр.пл – давление разрыва пласта.

В качестве жидкого диоксида углерода используют жидкую углекислоту по ГОСТ 8050-85, выпускаемую в г. Тольятти Самарской области на ПАО «Тольяттиазот».

В качестве смеси вторичных углеводородов используют, по крайней мере, одну из указанных готовых смесей: смесь вторичных нефтепродуктов производства процесса пиролиза и переработки углеводородного сырья – готовую смесь, выпускаемую по СТО 00203275-239-2012, АО «Каустик» в г. Волгограде, или вторую готовую композицию «Дельта АСПГО», выпускаемую по ТУ 2415-006-51281692-2007 фирмой «Дельта-пром инновации» в г. Самаре.

Первая готовая смесь - смесь нефтепродуктов по СТО 00203275 – 239-2012 – нерастворимая в воде жидкость от светло-желтого до светло-коричневого цвета, имеющая специфический запах, представляет собой смесь предельных, непредельных и ароматических углеводородов (см. Табл. 1), с плотностью 0,86-0,88 г/см3 при 200С с температурой начала кипения фракционного состава не менее 65оС до температуры конца кипения не более 280оС..

Вторая готовая смесь - композиция «Дельта АСПГО» по ТУ 2415-006-51281692-2007 содержит вышеуказанную смесь вторичных нефтепродуктов процессов пиролиза и переработки углеводородного сырья и дополнительно деэмульгатор, представляет собой нерастворимую в воде жидкость от светло-желтого до светло-коричневого цвета с плотностью 0,84-0,88 г/см3 при 200С с температурой начала кипения фракционного состава не менее 65оС до температуры конца кипения не более 280оС.

По степени воздействия на организм человека обе указанные смеси нефтепродуктов относятся к умеренно опасным химическим веществам 3 класса опасности по ГОСТ 12.1.007.

Таблица 1.

Состав готовой смеси углеводородов по СТО 0020325239-2012

Состав смеси
углеводородов
Массовая
доля, %
Классификация
углеводорода
формула Содержание в смеси, % Общая формула
6,4 Сn Н2n+2
С5 Н12 –С10Н22
гексан 1,5 предельный С6Н14
гептан 2.0 предельный С7Н16
октан 0,3 предельный С8Н18
нонан 0,4 предельный С9Н20
декан 2,2 предельный С10Н22
Смесь непредельных
углеводородов
35,2 непредельные С6Н12-С18Н30-36 35,2 Сn Н2n
С6Н12
18Н30-36
бензол 41,6 Ароматический С6Н6 58,4 Сn Нn
С6Н:6-C9Н12
Толуол 6,6 Ароматический СН36Н5
этилбензол 1,2 Ароматический С2Н56Н5
ксилол 0,4 Ароматический (СН3)26Н4
хлортолуол 0,4 Ароматический СН36Н4Сl
Кумол
изопропилбензол
5,1 Ароматический С6Н5-СН3-СН-СН3

Примечание: Готовая смесь вторичных углеводородов не подлежит обязательной сертификации, так как является отходом производства пиролиза и переработки, состав смеси может меняться в разных партиях отбора смеси

В качестве водорастворимого неионогенного ПАВ (НПАВ) используют НПАВ марки Неонол АФ9–12, выпускаемый по ТУ 2483-077-05766801 ОАО «НИЖНЕКАМСКНЕФТЕХИМ» в г. Нижнекамске в Татарстане, содержит оксиэтилированный моноалкилфенол на основе триммеров пропилена, представляющий собой прозрачную маслянистую жидкость от бесцветного до желтоватого цвета, растворяется в воде, невзрывоопасна, имеет свойства: плотность при 200С 1,07 г/см3, температуру кипения выше 2800С, температуру помутнения 83-890С водного раствора концентрацией 10г/дм3, концентрацию водородных ионов рН 6-8, температуру застывания в диапазоне 13-170С.

Для приготовления первой оторочки используют, по крайней мере, одну из указанных готовых смесей вторичных углеводородов общей формулы, мас.%: предельных С6Н14 - С10Н22 , непредельных С6Н9-12 18Н30-36 и ароматических углеводородов С6Н-6-109Н12 или композицию «Дельта АСПГО» 70-80 и водорастворимое НПАВ марки Неонол АФ 9-12 20-30.

Для приготовлении второй оторочки используют, по крайней мере, одну из указанных готовых смесей: смесь вторичных углеводородов общей формулы, мас.%: предельных С6Н14 - С10Н22 , непредельных С6Н9-12 18Н30-36 и ароматических углеводородов С6Н-6-109Н12 или композицию «Дельта АСПГО» 60-70, водорастворимое НПАВ марки Неонол АФ 9 -12 10-20, и дополнительно, в качестве регулятора фазовой проницаемости газа, по крайней мере, один из маслорастворимых полимеров указанных марок: Реапон 4В, Дипроксамин-157, FLO XL, Necadd-447, ТурбулентМастер 8010 5-10 и пенообразователь марки ПО-РЗФ (6%) 5-20.

Реагент Реапон-4В, выпускаемый по ТУ 2226-005-10488057-94 в ЗАО «Уруссинский химзавод» в Татарстане, представляет собой прозрачную жидкость от светло-желтого до светло-коричневого цвета, содержит полиэфир Лапрол 4202-2Б-30 с молекулярной массой 4200, с массовой долей оксиэтильных групп 30%, полиэфирная часть представляет собой смесь блок-сополимеров окисей пропилена и этилена, имеет температуру застывания не выше -500С; реагент Дипроксамин-157, выпускаемый ло ТУ 6-14-614-76 Казанским ПО «Оргсинтез», представляет собой прозрачную однородную жидкость с молекулярной массой 5 000, является азотосодержащим блок-сополимером окисей этилена и пропилена на основе этилендиамина, температура застывания не выше - 450С; реагент FLO XL представляет собой высокомолекулярный полимер, выпускаемый фирмой Baker Petrolite, хорошо растворяется в нефти и органических растворителях; реагент Necadd-447 представляет собой высокомолекулярный сополимер на основе альфа олеинов, выпускаемый V-I Finland OY; реагент ТурбулентМастер 8010 представляет собой высокомолекулярный полимер, выпускаемый Master Chemicals, хорошо растворяется в нефти и органических растворителях..

Пенообразователь марки ПО-РЗФ(6%), выпускаемый по ТУ 2412-003-78148124-2005 в Тверской области в ООО «Завод Спецхимпродукт», содержит в основе фторсодержащий ПАВ, представляет собой жидкость без осадка и расслоения, имеет плотность 1200 кг/м3 и динамическую вязкость при 200С не более 0,2 Па⋅с, водородный показатель рН 6,5-8,5, температура застывания не выше -50С.

Заявленный способ является способом газоциклической закачки, так как при его реализации используется одна и та же скважина как в качестве нагнетательной, так и в качестве добывающей. Способ газоциклической закачки диоксида углерода довольно часто используют для залежей нефти в стадии доразработки истощенных и трудноизвлекаемых залежей.

Заявленный способ газоциклической закачки включает закачку диоксида углерода при сверхкритических условиях в добывающую скважину с последующим периодом пропитки и с последующей добычей нефти из той же добывающей скважины, с закачкой до и после закачки диоксида углерода двух оторочек в объеме 5-20 м3 на метр перфорации обрабатываемого коллектора. Объем закачиваемых оторочек зависит от величины остаточных запасов углеводородов, приходящихся на объем обрабатываемого коллектора, или пласта, или призабойной зоны добывающей скважины.

Закачка диоксида углерода при сверхкритических условиях, то есть при достижении вышеуказанной критической точки диоксида углерода (температуры не менее 31,10С и давление не менее 7,38 МПа), обеспечивает регулирование фильтрационного поля сверхкритического флюида диоксида углерода (СКФ-СО2), который переходит в новое состояние вещества, в котором исчезает различие между жидкой и газовой фазой. Многие физические свойства сверхкритического флюида: плотность, вязкость, скорость диффузии, являются промежуточными между свойствами жидкости и газа. Сверхкритический диоксид углерода является эффективным экологически чистым растворителем, и в таком состоянии лучше газовых агентов снижает вязкость нефти в пластовых условиях.

Преимуществом СКФ-СО2, как растворителя, являются: сочетание свойств газов при высоком давлении таких, как низкая вязкость и высокий коэффициент диффузии, и жидкостей – высокая растворяющая способность. Так, коэффициент диффузии СКФ-CO2 равен 10-8 м2/с, что на порядок больше, чем у жидкого CO2. Сочетание малого межфазного натяжения с низкой вязкостью и высоким коэффициентом диффузии позволяет СКФ-СО2 проникать в пористые среды более эффективно по сравнению с жидкостями и осуществлять более быстрый массоперенос, а высокая чувствительность растворяющей способности СКФ-СО2 к изменению давления и температуры обеспечивает эффективную смешиваемость в пластовых условиях СКФ-СО2 и пластовой нефти.

Кроме того, СКФ-СО2 обладает рядом других преимуществ: не токсичен, не горюч, не взрывоопасен, дешев и доступен. Сверхкритический диоксид углерода можно считать экологически чистым растворителем.

Исследования, проведенные на месторождениях Самарской области показали, что чем выше исходная вязкость нефти, например, 330,9 мПа⋅с со скв. 301 и 785,1 мПа⋅с со скв. 402, тем в большей степени наблюдается эффект снижения вязкости после воздействия диоксида углерода при увеличении содержания диоксида углерода в вышеуказанных скважинах, например, вязкость нефти в пластовых условиях при 5% содержания диоксида углерода снизилась до 217,2 мПа⋅с и 151,9 мПа⋅с, а вязкость нефти при 40% содержания диоксида углерода в нефти снизилась до 35,2 мПа⋅с и 12,4 мПа⋅с, соответственно(см. прототип).

Технический результат повышения нефтеотдачи по заявленному способу достигается тем, что при реализации газоциклической закачки диоксида углерода при сверхкритических условиях: при температуре более Ткрит =31,1°С и давлении более Ркрит=7,38 МПа, происходит превращение закачиваемого жидкого диоксида углерода в пласте в сверхкритический флюид (СКФ – СО2), который при этом приобретает новые свойства: способность растворять органические вещества, содержащиеся в высоковязкой добываемой нефти, снижать вязкость нефти в пластовых условиях, вызывать ее набухание, улучшать смешиваемость СКФ-СО2 с нефтью, существенно понижать межфазное натяжение на границе нефть-СКФ-СО2, снижающее влияние капиллярных сил на фильтрацию в пористой среде.

В нефтедобыче использование этих свойств СКФ-СО2 приводит к растворению трудноизвлекаемой капельной нефти, залегающей в капиллярах, со снижением ее вязкости. Особенно важно в таких условиях растворение высоковязкой нефти. Благодаря высокой диффузионной способности СКФ-СО2 создаются условия для облегчения транспортировки остаточной трудноизвлекаемой нефти из низкопроницаемых зон пласта.

Исследования показали, что применение СК-CO2 позволяет повысить коэффициент вытеснения для нефти скважин 301 и 402 на 3-11% и 9-21%, соответственно, в зависимости от исходной вязкости нефти и от содержания в нефти диоксида углеводорода (см. прототип).

Использование СКФ-СО2 в качестве растворителя дает хороший результат, хотя только углеводороды с низкой молекулярной массой смешиваются во всех пропорциях с СКФ-СО2.

С увеличением давления закачки диоксида углерода увеличивается смешивание с СКФ-СО2 фракций нефти с более высокой молекулярной массой.

С повышением давления закачки более Ркрит =7,38 МПа достигается высокая эффективность растворения СКФ-СО2 с нефтью, содержащей высокомолекулярные компоненты, так как СКФ-СО2 очень чувствителен к перепаду давлений. Чем больше давление превышает критическое Ркрит, тем выше растворяющая способность СКФ-СО2, и соответственно выше растворимость в СКФ-СО2 высокомолекулярных фракций нефти. Поэтому опасно допускать перепады давления в сторону его понижения, так как высокомолекулярные фракции ниже критического давления стремительно выходят из растворенного состояния и осаждаются в основном в области призабойной зоны пласта.

Для увеличения растворимости высокомолекулярных фракций нефти и для избегания осаждения их в пласте или в призабойной зоне, по заявляемому способу давление закачки диоксида углерода Рзак.СО2 находится в следующем диапазоне: давление в пласте и в призабойной зоне нефтедобывающей скважины поддерживается более критического давления Ркрит.СО2=7,38 МПа, и не более 0,75Рразр.пл., где Рразр.пл - давление разрыва пласта.

При растворении СКФ-СО2 в нефти нефть набухает, при этом снижается ее вязкость и уменьшается поверхностное натяжение на границе фаз, которое удерживает нефть в порах коллектора. В результате набухания нефти и снижения ее вязкости увеличивается добыча нефти.

Известно, что для увеличения извлечения остаточной нефти из низкопроницаемых пластов дополнительно используют рабочие агенты, понижающие межфазное натяжение на границе с вытесняемой нефтью до 0,001 мН⋅м, а также имеющие предпочтительно максимальную смешиваемость с нефтью в пластовых условиях. К таким рабочим агентам относится СКФ-СО2, имеющий сравнительно низкие критические давление и температуру, а также мицеллярные растворы (МР).

Дополнительный технический результат достигается в результате закачки в добывающую скважину первой оторочки, содержащей вышеуказанный углеводородный МР за счет снижения межфазного натяжения на границе с вытесняемой остаточной нефтью до максимального низкого значения (до 0,001мнм) и этим устраняется влияние капиллярных сил на вытеснение нефти. Закачка оторочки МР позволяет увеличивать коэффициент вытеснения нефти до максимума, т.е. до 0,95-1,0. Благодаря получаемому положительному эффекту: максимального снижения межфазного натяжения на границе с вытесняемой остаточной нефтью за счет устранения влияния капиллярных сил на вытеснение нефти, предложенный нами способ, основанный на использовании уникальных рабочих агентов, а именно, СКФ-СО2, и МР, может характеризоваться, как высокоэффективный.

Такие технологии могут обеспечить существенный прирост добычи углеводородов за счет перевода остаточных неизвлекаемых запасов в категорию извлекаемых.

При добыче нефти фракции компонентов ее с низкой молекулярной массой являются наиболее подвижными, по сравнению с фракциями с более высокой молекулярной массой. Поэтому наиболее подвижные фракции (низкомолекулярные) после закачки диоксида углерода в первую очередь растворяются в диоксиде углерода с увеличением объема и еще большим понижением вязкости, и в первую очередь вытесняются из пласта. Для увеличения растворения тяжелых фракций сырой пластовой нефти с высокой молекулярной массой давление закачки повышают, но нельзя допускать понижения пластового давления ниже критического давления Ркрит = 7,38 МПа для предотвращения осаждения тяжелых фракций нефти и сохранения проницаемости призабойной зоны.

После закачки первой оторочки дополнительный технический результат повышения добычи высоковязкой нефти достигается тем, что в результате закачивания первой оторочки углеводородного мицеллярного раствора в добывающую скважину перед закачкой диоксида углерода создаются благоприятные условия для более эффективного взаимодействия и смешивания СКФ-СО2 с остаточной пластовой нефтью за счет снижения минимального давления смешивания диоксида углерода с пластовой нефтью, что способствует увеличению дополнительной добычи высоковязкой нефти.

Наиболее эффективной технологией закачки газа является смешивающееся вытеснение, под которым понимают полную взаимную растворимость нефти и газа, когда отсутствуют силы поверхностного натяжения на границе фаз. Составы фаз становятся одинаковыми, и поверхность раздела между ними исчезает.

При постоянной температуре существует такое минимальное давление, при котором газ может неограниченно растворяться в нефти. Это давление называется минимальным давлением смешивания (МДС).

МДС зависит от термобарических условий пласта и состава нефти. Чем легче нефть и чем больше в ней ароматических углеводородов, тем меньше давление смешивания (Рсмеш).

МДС увеличивается с ростом температуры, плотности и вязкости нефти, с ростом фракций нефти с молекулярной массой С6 – С30.

Коэффициент вытеснения нефти при закачке газа увеличивается с ростом давления. Для эффективного вытеснения тяжелых фракций нефти оптимальным давлением закачки в пласте является давление в диапазоне 10-15 МПа.

Газоциклическую закачку диоксида углерода при сверхкритических условиях применяют в глубоко залегающих пластах и в низкопроницаемых коллекторах.

Полное взаимное смешивание достигается при давлении более 10 МПа. При закачке диоксида углерода при сверхкритических условиях при давлении более 7,38 МПа увеличивается растворимость высокомолекулярных компонентов нефти до С30, что дает возможность вытеснения высоковязкой нефти.

Кроме того, первую оторочку композиции закачивают для предотвращения гидратообразования и предотвращения развития коррозии в стволе добывающей скважины в процессе закачки диоксида углерода, а вторую оторочку композиции закачивают, в том числе, с целью вытеснения закачанного диоксида углерода из ствола скважины в пласт.

Вторую оторочку закачивают после закачки диоксида углерода и перед периодом пропитки диоксидом углерода и инициированием добычи нефти из той же добывающей скважины.

Вторая оторочка содержит, по крайней мере, одну из указанных готовых смесей: смесь вторичных углеводородов общей формулы, мас.%: предельных С6Н1410Н22, непредельных С6Н9-1218Н30-36 и ароматических углеводородов С6Н-6-109Н12 или композицию «Дельта АСПГО» 60-70, водорастворимое НПАВ марки Неонол АФ9-12 10-20, регулятор фазовой проницаемости газа, по крайней мере, один из маслорастворимых полимеров указанных марок: Реапон-4В, Дипроксамин-157, FLO XL, Necadd-447, ТурбулентМастер 8010 5-10 и пенообразователь марки ПО-РЗФ (6%) 5-20.

Фильтрационные исследования стабильности вышеуказанной композиции в пористой среде показали, что при добавлении в композицию регулятора фазовой проницаемости газа в нефтенасыщенном пласте, по крайней мере, одного из вышеперечисленных маслорастворимых полимеров, снижается фазовая проницаемость газа на два-три порядка.

После закачки второй оторочки дополнительный технический результат достигается тем, что в результате закачки второй оторочки, дополнительно содержащей в качестве регулятора фазовой проницаемости газа, по крайней мере, один из вышеуказанных маслорастворимых полимеров и в качестве пенообразователя пенообразователь марки ПО-РЗФ (6%), по пути движения диоксида углерода из пласта в скважину создается необходимое сопротивление за счет того, что по мере продвижения по стволу скважины диоксид углерода переходит частично в газообразное состояние, и данный поток газа осуществляет вспенивание второй оторочки, при этом образующаяся прочная пена создает эффективное сопротивление, удерживающее основной объем диоксида углерода в пласте до пуска скважины на добычу.. При пуске скважины на добычу нефти создаются хорошие условия для транспорта газонасыщенной высоковязкой нефти за счет увеличения многофазного контакта с нефтью закачанного сверхкритического диоксида углерода.

Заявленный способ газоциклической закачки диоксида углерода при сверхкритических условиях отличается от близкого аналога тем, что для регулирования подвижности фильтрационного потока в неоднородном по проницаемости пласте и для увеличения охвата воздействием СКФ-СО2 при реализации газоциклической закачки сверхкритического диоксида углерода перед закачкой диоксида углерода в сверхкритических условиях в добывающую скважину закачивают в качестве первой оторочки углеводородный мицеллярный раствор в объеме 5-20 м3 на метр перфорации обрабатываемого коллектора, содержащий, по крайней мере, одну из указанных готовых смесей: смесь вторичных углеводородов общей формулы, мас.%: предельных С6Н14 - С10Н22 , непредельных С6Н9-1218Н30-36 и ароматических углеводородов С6Н6-109Н12 или композицию «Дельта АСПГО» 70-80 и водорастворимое неионогенное поверхностно-активное вещество марки Неонол АФ9 -12 20-30.

В качестве второй оторочки закачивают, по крайней мере, одну из указанных готовых смесей: смесь вторичных углеводородов общей формулы, мас.%: предельных С6Н1410Н22, непредельных С6Н9-1218Н30-36 и ароматических углеводородов С6Н-6-109Н12 или композицию «Дельта АСПГО» 60-70, водорастворимое неионогенное поверхностно-активное вещество марки Неонол АФ9-12 10-20, регулятор фазовой проницаемости газа, по крайней мере, один из маслорастворимых полимеров указанных марок: Реапон 4В, Дипроксамин-157, FLO XL, Necadd-447, ТурбулентМастер 8010 5-10 и пенообразователь марки ПО-РЗФ (6%) 5-20.

В качестве регулятора фазовой проницаемости применяют, по крайней мере, один из маслорастворимых полимеров вышеуказанных марок. Роль регулятора сводится к тому, что при добавлении их в композицию увеличивается вязкость её и уменьшается фазовая проницаемость газа в пласте до пуска скважины на добычу, а добавление в композицию второй оторочки пенообразователя на основе фторсодержащего ПАВ позволяет получать прочную пену в потоке газообразного диоксида углерода. Получаемая пена создает эффективное сопротивление в стволе скважины выходу потоку газообразного диоксида углерода из скважины.

Дополнительным техническим результатом закачки оторочек является и то, что при закачке первой оторочки в добывающую скважину углеводородный мицеллярный раствор при закачке проникает в зоны, содержащие отложения фракций пластовой нефти с высокой молекулярной массой, сначала разрыхляет их, а затем растворяет, восстанавливая исходную проницаемость вышеуказанных зон, при этом предотвращается образование гидратов диоксида углерода, а в зонах, где существенное количество нефти находится в виде тонкой пленки на поверхности породы, растворяет ее.

Проходя через нефтеносную породу, углеводородный мицеллярный раствор смывает тонкие пленки нефти с породы. Это возможно благодаря тому, что закачиваемая смесь углеводородов и НПАВ марки Неонол АФ9 -12 резко снижает поверхностное натяжение на межфазной границе системы нефть-порода, нефть-углеводород. Значительно снижается межфазная вязкость, что способствует слиянию пленок нефти и образованию нефтяной зоны с измененным краевым углом смачивания рабочей среды, улучшающим смачиваемость породы.

Дополнительным техническим результатом закачки оторочек является и то, что после закачки второй оторочки для вытеснения закачанного диоксида углерода из ствола скважины в пласте создается сопротивление на пути движения диоксида углерода из пласта в скважину и в стволе скважины при переключении на добычу. Вторую оторочку закачивают в объеме 5-20 м3 на метр перфорации обрабатываемого коллектора.

Технология газоциклической закачки диоксида углерода при сверхкритических условиях состоит в следующем.

Перед закачкой жидкого диоксида углерода готовят первую оторочку углеводородного мицеллярного раствора, содержащего, по крайней мере, одну из указанных готовых смесей: смесь вторичных углеводородов общей формулы, мас.%: предельных С6Н14 - С10Н22 , непредельных С6Н9-1218Н30-36 и ароматических углеводородов С6Н6-109Н12 или композицию «Дельта АСПГО» 70-80 и водорастворимое неионогенное поверхностно-активное вещество марки Неонол АФ9 -12 20-30, и закачивают её в добывающую скважину перед закачкой первого цикла жидкого диоксида углерода в объеме 5-20 м3 на метр перфорации обрабатываемого коллектора, затем после закачки первой оторочки закачивают сжиженный диоксид углерода двумя насосами насосного агрегата (на устье скважины давление Руст = 10-15 МПа и в пласте давление Рпл = 15-20 МПа). Агрегат состоит из емкости для хранения сжиженного диоксида углерода, насосного блока и нагревателя. Емкость предназначена для хранения доставляемого на место закачки диоксида углерода, насосный блок служит непосредственно для закачки сжиженного диоксида углерода. Насосный блок включает два насоса суммарной производительностью 60 л/мин. Нагреватель предназначен для повышения температуры сжиженного диоксида углерода до температуры не менее 15-18оС во избежание образования ледяных пробок гидратов диоксида углерода в трубах. Для создания условий перехода сжиженного диоксида углерода в сверхкритическое состояние для получения сверхкритического флюида СКФ-СО2 пластовое давление поддерживается насосным блоком не менее Рпл = 12 МПа, а температура должна быть не менее 32оС.

При осуществлении закачки должно выполняться следующее условие:

Pкр. CO2 < Pзак. заб. < 0,75Pразр. пл.,

где Pкр. CO2 - критическое давление CO2, Pзак. заб. - среднее давление закачки на забое, Pразр. пл. - давление разрыва пласта.

Жидкий диоксид углерода закачивается с максимально возможной скоростью, так как чем быстрее диоксид углерода будет закачан в добывающую скважину, тем дальше он будет проникать в пласт, тем с большим количеством нефти успеет проконтактировать. Диоксид углерода при сверхкритических условиях закачивают в течение 24-48 часов.

После осуществления закачки жидкого диоксида углерода, производится приготовление и закачка второй оторочки: содержащей, по крайней мере, одну из указанных готовых смесей: смесь вторичных углеводородов общей формулы, мас.%: предельных С6Н1410Н22, непредельных С6Н9-1218Н30-36 и ароматических углеводородов С6Н-6-109Н12 или композицию «Дельта АСПГО» 60-70, водорастворимое неионогенное поверхностно-активное вещество марки Неонол АФ9-12 10-20, регулятор фазовой проницаемости газа, по крайней мере, один из маслорастворимых полимеров указанных марок: Реапон-4В, Дипроксамин-157, FLO XL, Necadd-447, ТурбулентМастер 8010 5-10 и пенообразователь марки ПО-РЗФ (6%) 5-20 в объеме 5-20 м3 на метр перфорации обрабатываемого коллектора.

Закачанный диоксид углерода впитывается в течение 2-4 недель после закачки. Процедура для определения необходимого времени пропитки состоит в том, чтобы наблюдать добываемые флюиды при переключении скважины на добычу. Если СКФ-CO2 достаточно впитался, то следует ожидать выноса нефти и воды в течение первых 24-48 часов. Если в течение данного периода выносится только диоксид углерода, значит, требуется дополнительное время пропитки в течение 1-2 недель, чтобы обеспечить достаточное смешивание СКФ-CO2 с пластовыми флюидами.

Когда начинается вынос из открытой на добычу скважины пластовой нефти и воды, период пропитки следует завершить. После завершения пропитки начинается добыча нефти из добывающей скважины, простимулированной закачкой СКФ-CO2.

По заявленному способу газоциклическую закачку диоксида углерода при сверхкритических условиях в добывающую скважину производят с последующим чередованием добычи и закачки в количестве не менее 1 цикла.

Для газоциклической закачки жидкого диоксида углерода наиболее привлекательными в Урало-Поволжском регионе являются месторождения Самарской области благодаря близости источников эмиссии диоксида углерода и разрабатываемых месторождений.

При анализе наиболее эффективных проектов повышения нефтеотдачи за счет газоциклической закачки жидкого диоксида углерода в Самарской области, основывающемся на результатах установления низкой цены на сжиженный диоксид углерода, затрат на транспортировку, хранение и закачку в пласт, где предполагаемая дополнительная добыча нефти позволит обеспечить положительный экономический эффект, были выбраны 14 месторождений.

Прирост добычи нефти по реализованным проектам может достигать до 1,62-1,85 тонн на тонну закачанного диоксида углерода.

Технология заявленного способа газоциклической закачки жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях предусматривает последовательную закачку первой и второй оторочек в добывающую скважину до и после закачки жидкого диоксида углерода с последующей выдержкой на осуществление диффузионных процессов во время пропитки, затем инициирование добычи высоковязкой и высокопарафинистой нефти.

При таком варианте закачки сжиженного диоксида углерода не требуется бурение нагнетательных скважин, блока компримирования, строительства трубопровода, так как доставка закачиваемых реагентов на нефтепромысел осуществляется автотранспортом, что при приемлемом уровне прироста добычи нефти создает значительный экономический эффект.

Комплексное использование закачки жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях и применение химических методов воздействия в качестве дополнительного рычага комплексного воздействия увеличивают добычу трудноизвлекаемых запасов нефти.

Кроме того, при вышеуказанном комплексном воздействии на пласт уменьшаются объемы и количество необходимого оборудования и затраты энергии в промысловых условиях. Переход на современные перспективные технологии добычи остаточной капиллярной нефти с использованием эффективных приемов – это перспективный и выигрышный путь с долговременной перспективой. При этом утилизация диоксида углерода, как парникового газа, для увеличения добычи нефти, газа и газоконденсата является экономически целесообразном решением экологических проблем.

Пример 1. По заявленному способу перед закачкой жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях в добывающую скважину закачивают первую оторочку углеводородного мицеллярного раствора, содержащего, по крайней мере, одну из указанных готовых смесей: смесь вторичных углеводородов общей формулы, мас.%: предельных С6Н14 - С10Н22 , непредельных С6Н9-1218Н30-36 и ароматических углеводородов С6Н6-109Н12 или композицию «Дельта АСПГО» 70-80 и водорастворимое неионогенное поверхностно-активное вещество марки Неонол АФ9 -12 20-30 в объеме 5 м3 на 1 метр перфорации обрабатываемого коллектора, что на 5 метров перфорации составляет 5х5=25 м3 оторочки углеводородного мицеллярного раствора.

После закачки оторочки вышеуказанной смеси в добывающую скважину закачивают сжиженный диоксид углерода двумя насосами насосного агрегата при давлении на устье скважины Руст=10-12 МПа и в пласте Рпл=15-20 МПа. Сжиженный газ подогревают до температуры 15-180С, пропуская его через нагреватель во избежание образования ледяных пробок гидратов диоксида углерода в трубах.

Количество закачиваемого диоксида углерода составляет 300 т.

Для создания условий перехода сжиженного диоксида углерода в сверхкритический флюид СКФ-СО2 необходимая пластовая температура поддерживается не менее 320С, а пластовое давление поддерживается насосным блоком не менее Рпл=15 МПа.

При закачке сжиженного диоксида углерода выполняется условие закачки:

Pкр. CO2 < Pзак. заб. < 0,75Pразр. пл.,

где Pкр. CO2 - критическое давление CO2, Pзак. заб. - среднее давление закачки на забое, Pразр. пл. - давление разрыва пласта.

Сжиженный диоксид углерода закачивают с максимально возможной скоростью (суммарная производительность двух насосов равна 60 л/мин), так как чем быстрее диоксид углерода будет закачан в добывающую скважину, тем дальше он будет проникать в пласт, тем с большим количеством нефти он успеет проконтактировать.

Жидкий диоксид углерода закачивают в течение 24-48 час. После закачки сжиженного диоксида углерода в добывающую скважину закачивают вторую оторочку, по крайней мере, одну из указанных готовых смесей: смесь вторичных углеводородов общей формулы, мас.%: предельных С6Н1410Н22, непредельных С6Н9-1218Н30-36 и ароматических углеводородов С6Н-6-109Н12 или композицию «Дельта АСПГО» 60-70, водорастворимое неионогенное поверхностно-активное вещество марки Неонол АФ9-12 10-20, регулятор фазовой проницаемости газа, по крайней мере, один из маслорастворимых полимеров указанных марок: Реапон-4В, Дипроксамин-157, FLO XL, Necadd-447, ТурбулентМастер 8010 5-10 и пенообразователь марки ПО-РЗФ (6%) 5-20 . в объеме 5 м3 на 1 метр перфорации обрабатываемого коллектора, что на 5 метров перфорации составляет 5х5=25м3.

Закачанный сжиженный диоксид углерода, который в пластовых условиях превращается в сверхкритический флюид СКФ-СО2, впитывается в течение 2-4 недель после закачки. Для определения необходимого времени пропитки проводят наблюдение за добываемыми флюидами при переключении скважины на добычу. При достаточном времени пропитки при открывании скважины на добычу происходит вынос нефти и воды в течение первых 24-48 час.

Если в течение данного периода выносится только диоксид углерода, то добывающую скважину закрывают и оставляют на дополнительное время пропитки в течение 1-2 недель для обеспечения достаточного смешивания сверхкритического флюида с пластовыми флюидами.

Если при открывании добывающей скважины начинается вынос пластовой нефти и воды, то период пропитки завершают и начинают добычу нефти.

По заявленному способу газоциклическую закачку диоксида углерода при сверхкритических условиях в добывающую скважину произвели с последующим чередованием добычи и закачки реагентов в количестве 1 цикла.

Дебит по нефти добывающей скважины до обработки составлял 2,1 м3/сут.

После обработки скважины способом газоциклической закачки диоксида углерода при сверхкритических условиях дебит по нефти увеличился до 5,25 м3/сут., что составляет увеличение дебита нефти в 2.5 раза.

Пример 2. По прототипу перед закачкой жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях (при давлении более Ркрит=7,38 МПа и температуре более Ткрит=31,10С) в добывающую скважину закачивают первую оторочку смеси композиции «Дельта АСПГО» и диметилкарбоната (ДМК) в равных объемных долях в количестве 5% об. от суточного объема добываемой жидкости скважины, что составляет 1845 л.

После закачки оторочки вышеуказанной смеси в добывающую скважину закачивают сжиженный диоксид углерода двумя насосами насосного агрегата при давлении на устье скважины Руст=10-12 МПа и в пласте Рпл=15-20 МПа. Сжиженный газ подогревают до температуры 15-180С, пропуская его через нагреватель во избежание образования ледяных пробок гидратов диоксида углерода в трубах.

Количество закачиваемого диоксида углерода составляет 300 т.

Для создания условий перехода сжиженного диоксида углерода в сверхкритический флюид СКФ-СО2 необходимая пластовая температура поддерживается не менее 320С, а пластовое давление поддерживается насосным блоком не менее Рпл=15 МПа.

При закачке сжиженного диоксида углерода выполняется условие закачки:

Pкр. CO2 < Pзак. заб. < 0,75Pразр. пл.,

где Pкр. CO2 - критическое давление CO2, Pзак. заб. - среднее давление закачки на забое, Pразр. пл. - давление разрыва пласта.

Сжиженный диоксид углерода закачивают с максимально возможной скоростью (суммарная производительность двух насосов равна 60 л/мин), так как чем быстрее диоксид углерода будет закачан в добывающую скважину, тем дальше он будет проникать в пласт, тем с большим количеством нефти он успеет проконтактировать.

Жидкий диоксид углерода закачивают в течение 24-48 час. После закачки сжиженного диоксида углерода в добывающую скважину закачивают вторую оторочку смеси композиции «Дельта АСПГО» и диметилкарбоната (ДМК) в равных объемных долях в количестве 5% об. от суточного объема добываемой жидкости скважины что составляет 1845 л.

Закачанный сжиженный диоксид углерода, который в пластовых условиях превращается в сверхкритический флюид СКФ-СО2, впитывается в течение 2-4 недель после закачки. Для определения необходимого времени пропитки проводят наблюдение за добываемыми флюидами при переключении скважины на добычу. При достаточном времени пропитки при открывании скважины на добычу происходит вынос нефти и воды в течение первых 24-48 час.

Если в течение данного периода выносится только диоксид углерода, то добывающую скважину закрывают и оставляют на дополнительное время пропитки в течение 1-2 недель для обеспечения достаточного смешивания сверхкритического флюида с пластовыми флюидами.

Если при открывании добывающей скважины начинается вынос пластовой нефти и воды, то период пропитки завершают и начинают добычу нефти.

По заявленному способу газоциклическую закачку диоксида углерода при сверхкритических условиях в добывающую скважину произвели с последующим чередованием добычи и закачки реагентов в количестве 1 цикла.

Дебит по нефти добывающей скважины до обработки составлял 1,8 м3/сут.

После обработки скважины способом газоциклической закачки диоксида углерода при сверхкритических условиях дебит по нефти увеличился до 3,78 м3/сут., что составляет увеличение дебита нефти в 2.10 раза.

Пример 3. По заявленному способу перед закачкой диоксида углерода при сверхкритических условиях (при давлении более 7,38 МПа и температуре более 31,10С) в добывающую скважину закачивают первую оторочку углеводородного мицеллярного раствора, содержащего, по крайней мере, одну из указанных готовых смесей: смесь вторичных углеводородов общей формулы, мас.%: предельных С6Н14 - С10Н22 , непредельных С6Н9-1218Н30-36 и ароматических углеводородов С6Н6-109Н12 или композицию «Дельта АСПГО» 70-80 и водорастворимое неионогенное поверхностно-активное веществ марки Неонол АФ9 -12 20-30 в объеме 20 м3 на 1м перфорации обрабатываемого интервала, что составляет на 5м перфорации 20х5 = 100 м3 .

После закачки оторочки вышеуказанной смеси в добывающую скважину закачивают жидкий диоксид углерода двумя насосами насосного агрегата при давлении на устье скважины Руст=10-12 МПа и в пласте Рпл=15-20 МПа. Сжиженный газ подогревают до температуры 15-180С, пропуская его через нагреватель во избежание образования ледяных пробок гидратов диоксида углерода в трубах.

Количество закачиваемого диоксида углерода составляет 500 т.

Для создания условий перехода сжиженного диоксида углерода в сверхкритический флюид СКФ-СО2 необходимая пластовая температура поддерживается не менее 320С, а пластовое давление поддерживается насосным блоком не менее Рпл=15 МПа.

При закачке сжиженного диоксида углерода выполняется условие закачки:

Pкр. CO2 < Pзак. заб. < 0,75Pразр. пл.,

где Pкр. CO2 - критическое давление CO2, Pзак. заб. - среднее давление закачки на забое, Pразр. пл. - давление разрыва пласта.

Жидкий диоксид углерода закачивают с максимально возможной скоростью (суммарная производительность двух насосов равна 60 л/мин), так как чем быстрее диоксид углерода будет закачан в добывающую скважину, тем дальше он будет проникать в пласт, тем с большим количеством нефти он успеет проконтактировать.

Диоксид углерода закачивают в течение 24-48 час. После закачки сжиженного диоксида углерода в добывающую скважину закачивают вторую оторочку содержащую, по крайней мере, одну из указанных готовых смесей: смесь вторичных углеводородов общей формулы, мас.%: предельных С6Н1410Н22, непредельных С6Н9-1218Н30-36 и ароматических углеводородов С6Н-6-109Н12 или композицию «Дельта АСПГО» 60-70, водорастворимое неионогенное поверхностно-активное вещество марки Неонол АФ9-12 10-20, регулятор фазовой проницаемости газа, по крайней мере, один из маслорастворимых полимеров указанных марок: Реапон -4В, Дипроксамин-157, FLO XL, Necadd-447, ТурбулентМастер 8010 5-10 и пенообразователь марки ПО-РЗФ (6%) 5-20 в объеме 20 м3 на 1 метр перфорации обрабатываемого коллектора, что на 5 метров перфорации составляет 20х5= 100 м3.

Закачанный сжиженный диоксид углерода, который в пластовых условиях превращается в сверхкритический флюид СКФ-СО2, впитывается в течение 2-4

недель после закачки. Для определения необходимого времени пропитки проводят наблюдение за добываемыми флюидами при переключении скважины на добычу. При достаточном времени пропитки при открывании скважины на добычу происходит вынос нефти и воды в течение первых 24-48 час.

Если в течение данного периода выносится только диоксид углерода, то добывающую скважину закрывают и оставляют на дополнительное время пропитки в течение 1-2 недель для обеспечения достаточного смешивания сверхкритического флюида с пластовыми флюидами.

Если при открывании добывающей скважины начинается вынос пластовой нефти и воды, то период пропитки завершают и инициируют добычу нефти.

По заявленному способу газоциклическую закачку диоксида углерода при сверхкритических условиях в добывающую скважину произвели с последующим чередованием добычи и закачки реагентов в количестве 3 циклов.

Дебит по нефти добывающей скважины до обработки составлял 2,6 м3/сут.

После обработки скважины способом газоциклической закачки диоксида углерода при сверхкритических условиях дебит по нефти увеличился до 9,62 м3/сут., что составляет увеличение дебита по нефти в 3,7 раза.

Пример 4. По заявленному способу перед закачкой диоксида углерода при сверхкритических условиях (при давлении более 7,38 МПа и температуре более 31,10С) в добывающую скважину закачивают первую оторочку углеводородного мицеллярного раствора, содержащего, по крайней мере, одну из указанных готовых смесей: смесь вторичных углеводородов общей формулы, мас.%: предельных С6Н14 - С10Н22 , непредельных С6Н9-1218Н30-36 и ароматических углеводородов С6Н6-109Н12 или композицию «Дельта АСПГО» 70-80 и водорастворимое неионогенное поверхностно-активное вещество марки Неонол АФ9 -12 20-30 в объеме 30 м3 на 1м перфорации обрабатываемого интервала, что составляет 30х5 = 150 м3.

После закачки оторочки вышеуказанной смеси в добывающую скважину закачивают жидкий диоксид углерода двумя насосами насосного агрегата при давлении на устье скважины Руст=10-12 МПа и в пласте Рпл=15-20 МПа. Сжиженный газ подогревают до температуры 15-180С, пропуская его через нагреватель во избежание образования ледяных пробок гидратов диоксида углерода в трубах.

Количество закачиваемого диоксида углерода составляет 500 т.

Для создания условий перехода сжиженного диоксида углерода в сверхкритический флюид СКФ-СО2 необходимая пластовая температура поддерживается не менее 320С, а пластовое давление поддерживается насосным блоком не менее Рпл=15 МПа.

При закачке сжиженного диоксида углерода выполняется условие закачки:

Pкр. CO2 < Pзак. заб. < 0,75Pразр. пл.,

где Pкр. CO2 - критическое давление CO2, Pзак. заб. - среднее давление закачки на забое, Pразр. пл. - давление разрыва пласта.

Жидкий диоксид углерода закачивают с максимально возможной скоростью (суммарная производительность двух насосов равна 60 л/мин), так как чем быстрее диоксид углерода будет закачан в добывающую скважину, тем дальше он будет проникать в пласт, тем с большим количеством нефти он успеет проконтактировать.

Диоксид углерода закачивают в течение 24-48 час. После закачки сжиженного диоксида углерода в добывающую скважину закачивают вторую оторочку, содержащую, по крайней мере, одну из указанных готовых смесей: смесь вторичных углеводородов общей формулы, мас.%: предельных С6Н1410Н22, непредельных С6Н9-1218Н30-36 и ароматических углеводородов С6Н-6-109Н12 или композицию «Дельта АСПГО» 60-70, водорастворимое неионогенное поверхностно-активное вещество марки Неонол АФ9-12 10-20, регулятор фазовой проницаемости газа, по крайней мере, один из маслорастворимых полимеров указанных марок: Реапон-4В, Дипроксамин-157, FLO XL, Necadd-447, ТурбулентМастер 8010 5-10 и пенообразователь марки ПО-РЗФ (6%) 5-20 в объеме 30 м3 на 1м перфорации, что на 5 метров перфорации составляет 30х5=150 м3. Закачанный сжиженный диоксид углерода, который в пластовых условиях превращается в сверхкритический флюид СКФ-СО2, впитывается в течение 2-4 недель после закачки. Для определения необходимого времени пропитки проводят наблюдение за добываемыми флюидами при переключении скважины на добычу. При достаточном времени пропитки при открывании скважины на добычу происходит вынос нефти и воды в течение первых 24-48 час.

Если в течение данного периода выносится только диоксид углерода, то добывающую скважину закрывают и оставляют на дополнительное время пропитки в течение 1-2 недель для обеспечения достаточного смешивания сверхкритического флюида с пластовыми флюидами.

Если при открывании добывающей скважины начинается вынос пластовой нефти и воды, то период пропитки завершают и инициируют добычу нефти.

По заявленному способу газоциклическую закачку диоксида углерода при сверхкритических условиях в добывающую скважину произвели с последующим чередованием добычи и закачки реагентов в количестве 4 циклов.

Дебит по нефти добывающей скважины до обработки составлял 2,5 м3/сут.

После обработки скважины способом газоциклической закачки диоксида углерода при сверхкритических условиях дебит по нефти увеличился до 9,75 м3/сут., что составляет увеличение дебита по нефти в 3,9 раза.

Сравнивая увеличение дебита по нефти в примере 4 в 3,9 раза по сравнению с примером 3 в 3,7 раза, считаем достаточным диапазон объема закачки оторочки в диапазоне 5-20 м3 на 1м перфорации обрабатываемого интервала с последующей добычей нефти, причем количество циклов закачки должно быть не менее 1.

Технический результат достигается тем, что с целью увеличения добычи трудноизвлекаемых запасов высоковязкой нефти и газового конденсата с экономическим эффектом предложен способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода в добывающую скважину при сверхкритических условиях (при температуре более Ткрит =31,10С и давлении более Ркрит=7,38 МПа). Для увеличения дополнительной добычи нефти закачивают две оторочки: первую – углеводородный мицеллярный раствор в объеме 5-20 м3 на 1м перфорации обрабатываемого интервала до закачки диоксида углерода в скважину, а вторую оторочку, содержащую углеводородный мицеллярный раствор и дополнительно регулятор фазовой проницаемости газа и пенообразователь в объеме 5-20 м3 на 1м перфорации обрабатываемого интервала после закачки диоксида углерода в скважину с последующей добычей нефти из той же добывающей скважины, причем количество циклов закачки в указанной последовательности в добывающую скважину должно быть не менее 1, при этом первая оторочка углеводородного мицеллярного раствора содержит, по крайней мере, одну из указанных готовых смесей: смесь вторичных углеводородов общей формулы, мас.%: предельных С6Н14 - С10Н22 , непредельных С6Н9-1218Н30-36 и ароматических углеводородов С6Н6-109Н12 или композицию «Дельта АСПГО» 70-80 и водорастворимое неионогенное поверхностно-активное вещество марки Неонол АФ9 -12 20-30, а вторая оторочка содержит, по крайней мере, одну из указанных готовых смесей: смесь вторичных углеводородов общей формулы, мас.%: предельных С6Н1410Н22, непредельных С6Н9-1218Н30-36 и ароматических углеводородов С6Н-6-109Н12 или композицию «Дельта АСПГО» 60-70, водорастворимое неионогенное поверхностно-активное веществ марки Неонол АФ9-12 10-20, регулятор фазовой проницаемости газа, содержащий, по крайней мере, один из маслорастворимых полимеров указанных марок: Реапон-4В, Дипроксамин-157, FLO XL, Necadd-447, ТурбулентМастер 8010 5-10 и пенообразователь марки ПО-РЗФ (6%) 5-20, при этом давление закачки диоксида углерода Рзак.СО2 находится в диапазоне: более давления критического Ркрит.СО2 = 7,38 МПа и не более 0,75Р разр.пл. , где Р разр.пл. давление разрыва пласта.

1. Способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину, включающий закачку двух оторочек до и после закачки диоксида углерода в добывающую скважину, закачку диоксида углерода с последующим периодом пропитки диоксидом углерода и инициированием добычи нефти из той же добывающей скважины, отличающийся тем, что при реализации газоциклической закачки диоксида углерода при сверхкритических условиях: при температуре более Ткрит=31,1°С и давлении более Ркрит=7,38 МПа, перед закачкой диоксида углерода в скважину закачивают первую оторочку углеводородного мицеллярного раствора в объеме 5-20 м3 на метр перфорации обрабатываемого коллектора; затем закачивают диоксид углерода при вышеуказанных условиях, и перед периодом пропитки закачивают вторую оторочку, содержащую углеводородный мицеллярный раствор и дополнительно регулятор фазовой проницаемости газа и пенообразователь, в объеме 5-20 м3 на метр перфорации обрабатываемого коллектора, после чего скважину закрывают на период пропитки с последующей добычей нефти из той же добывающей скважины, причем количество циклов закачки в указанной последовательности в добывающую скважину составляет не менее 1, при этом первая оторочка углеводородного мицеллярного раствора содержит по крайней мере одно из: мас.%, готовую смесь вторичных ациклических предельных и непредельных и ароматических углеводородов общей формулы С618 или композицию «Дельта АСПГО», содержащую смесь вышеуказанных углеводородов, 70-80, и водорастворимое неионогенное поверхностно-активное вещество марки Неонол АФ9-12 20-30, а вторая оторочка содержит по крайней мере одно из: мас.%, готовую смесь вторичных ациклических предельных и непредельных и ароматических углеводородов общей формулы С618 или композицию «Дельта АСПГО», содержащую смесь вышеуказанных углеводородов, 60-70, водорастворимое неионогенное поверхностно-активное вещество марки Неонол АФ9-12 10-20; регулятор фазовой проницаемости газа, по крайней мере один из маслорастворимых полимеров указанных марок: Реапон 4В, Дипроксамин-157, FLO XL, Necadd-447, ТурбулентМастер 8010 5-10 и пенообразователь марки ПО-РЗФ (6%) 5-20.

2. Способ газоциклической закачки по п.1, отличающийся тем, что давление закачки диоксида углерода Рзак.СО2 находится в диапазоне: более давления критического диоксида углерода Ркрит.СО2=7,38 МПа и не более давления Р=0,75Рразр.пл, где Рразр.пл – давление разрыва пласта.



 

Похожие патенты:

Изобретения относятся к системам и способам для интенсификации или улучшения добычи нефти при применении смешивающегося растворителя. Способ интенсификации или улучшения добычи нефти, включающий закачивание смешивающейся нагнетаемой текучей среды через нагнетательную скважину в углеводородсодержащий пластовый резервуар, чтобы вытеснить углеводороды, где смешивающаяся нагнетаемая текучая среда содержит нефракционированную углеводородную смесь, являющуюся смешиваемой с углеводородами в углеводородсодержащем пластовом резервуаре, и представляет собой побочный продукт конденсирования и деметанизации углеводородных потоков, причем из потока углеводорода с температурами плавления ниже примерно 0 градусов по Фаренгейту (°F) (-18°C), и нефракционированная углеводородная смесь содержит по меньшей мере этан, пропан, бутан, изобутан, пентан и менее чем 1%, по объему жидкости, метана, закачивание текучей среды для регулирования подвижности через нагнетательную скважину в углеводородсодержащий пласт, чтобы сдерживать подвижность смешивающейся нагнетаемой текучей среды от нагнетательной скважины к эксплуатационной скважине, и получение вытесненных углеводородов через эксплуатационную скважину.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающей скважины. Технический результат – повышение эффективности способа за счет его упрощения.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающей скважины. Технический результат – повышение эффективности способа за счет его упрощения.

Изобретение относится к способу изоляции заколонных перетоков в скважине. Техническим результатом является снижение трудоемкости.

Группа изобретений относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использована, в частности, при механизированном способе добычи нефти для обработки скважинной жидкости акустическим воздействием.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к методам повышения нефтеотдачи пласта формированием трещин с использованием кислоты. Способ кислотной обработки призабойной зоны кустовой скважины включает отбор в кусту скважин пары добывающих скважин, расположенных рядом, с обводненностью продукции не более 30 %.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке слабопроницаемого пласта нефтяной залежи с использованием вертикальных трещин гидравлического разрыва пласта - ГРП и многостадийного гидравлического разрыва пласта - МГРП в целях поддержания пластового давления.

Изобретение относится к области добычи углеводородов, точнее к ограничению притока воды в добывающие скважины. Порошковая композиция для ограничения водопритоков в добывающих скважинах, содержащая гранулы модифицированного ионизирующим излучением гидролизованного полиакриламида и соль трехвалентного металла, представляет собой однородную смесь гранул размером 0.05-2 мм и текучесть не менее 20% от объемной текучести кварцевого песка, причем композиция содержит, мас.%: гранулы основного сульфата хрома 1-5 и гранулы полиакриламида, модифицированного ионизирующим излучением дозой 1-12 кГр в составе композиции, - остальное.

Изобретение относится к композиции и способам для разжижения замедленного действия в отношении гелей вязкоупругих поверхностно-активных веществ внутри подземных пластов.

Изобретение относится к композициям и способам с использованием замедленного разжижения текучих сред, применяемым в обработке подземной формации. Композиция, содержащая водную текучую среду, вязкоупругое поверхностно-активное вещество - ПАВ и по меньшей мере одно разжижающее соединение - гидрофобно-модифицированный набухающий в щелочных условиях эмульсионный полимер, образованный из полимеризационной смеси, содержащей приблизительно 10-75 вес.% кислотного мономера или его соли, приблизительно 10-75 вес.% неионогенного мономера или его соли и приблизительно 0,1-25 вес.% компонентов ассоциативного мономера или его солей, все на основе общего веса смеси мономеров.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к системам нефтепромыслового обустройства при разработке месторождений тяжёлой нефти и природного битума. Техническим результатом является повышение эффективности работы системы, а также экологичность, простота процесса и расширение технологических возможностей. Система включает добывающие скважины, соединённые через трубопровод продукции скважин с блоком дозирования деэмульгатора, групповой замерной установкой, дожимной насосной станцией и установкой подготовки нефти. При этом установка подготовки нефти оснащена системой нагрева продукции скважин через трубопровод топливного газа, трубопроводом товарной нефти, трубопроводом попутного нефтяного газа и трубопроводом попутно добываемой воды. Трубопровод попутно добываемой воды сообщён с блоком очистки от сероводорода, соединённым через трубопровод очищенной попутно добываемой воды с блоком водоподготовки, соединённым через трубопровод стоков с кустовой насосной станцией, а через трубопровод глубокоочищенной воды – с парогенератором, соединённым с трубопроводом топливного газа, а через паропровод сообщён с паронагнетательными скважинами. При этом блок водоподготовки снабжён трубопроводом уловленной нефти для её возврата на установку подготовки нефти, а также соединён через трубопровод пресной воды с источником пресной воды. Блок очистки от сероводорода выполнен с возможностью отдувки попутно добываемой воды отводимыми от парогенератора дымовыми газами, подаваемыми в блок очистки от сероводорода по трубопроводу отвода дымовых газов от парогенератора. Блок очистки от сероводорода соединён трубопроводом отвода на обезвреживание дымовых газов, содержащих извлеченный из воды сероводород, с блоком окисления сероводорода, оснащённым трубопроводом подачи окислителя (преимущественно воздуха), трубопроводом топливного газа и трубопроводом отвода очищенных от сероводорода дымовых газов, соединённым со свечой рассеивания, трубопроводом отвода серной кислоты в трубопровод попутно добываемой воды на вход в блок очистки от сероводорода и трубопроводом отвода пара в паропровод на выходе парогенератора. Установка подготовки нефти соединена трубопроводом попутного нефтяного газа с трубопроводом отвода на обезвреживание дымовых газов, а добывающие скважины соединены трубопроводом затрубного газа с установкой подготовки нефти и/или через трубопровод попутного нефтяного газа и трубопровод отвода на обезвреживание дымовых газов с блоком окисления сероводорода. 1 ил.

Изобретение относится к способам добычи трудноизвлекаемых запасов нефти газового конденсата. Способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину, включающий закачку двух оторочек до и после закачки диоксида углерода в добывающую скважину, закачку диоксида углерода с последующим периодом пропитки диоксидом углерода и инициированием добычи нефти из той же добывающей скважины при реализации газоциклической закачки диоксида углерода при сверхкритических условиях: при температуре более Ткрит31,1°С и давлении более Ркрит7,38 МПа, перед закачкой диоксида углерода в скважину закачивают первую оторочку углеводородного мицеллярного раствора в объеме 5-20 м3 на метр перфорации обрабатываемого коллектора; затем закачивают диоксид углерода при вышеуказанных условиях, и перед периодом пропитки закачивают вторую оторочку, содержащую углеводородный мицеллярный раствор и дополнительно регулятор фазовой проницаемости газа и пенообразователь, в объеме 5-20 м3 на метр перфорации обрабатываемого коллектора, после чего скважину закрывают на период пропитки с последующей добычей нефти из той же добывающей скважины, причем количество циклов закачки в указанной последовательности в добывающую скважину составляет не менее 1, при этом первая оторочка углеводородного мицеллярного раствора содержит по крайней мере одно из: мас., готовую смесь вторичных ациклических предельных и непредельных и ароматических углеводородов общей формулы С6-С18 или композицию «Дельта АСПГО», содержащую смесь вышеуказанных углеводородов, 70-80, и водорастворимое неионогенное поверхностно-активное вещество марки Неонол АФ9-12 20-30, а вторая оторочка содержит по крайней мере одно из: мас., готовую смесь вторичных ациклических предельных и непредельных и ароматических углеводородов общей формулы С6-С18 или композицию «Дельта АСПГО», содержащую смесь вышеуказанных углеводородов, 60-70, водорастворимое неионогенное поверхностно-активное вещество марки Неонол АФ9-12 10-20; регулятор фазовой проницаемости газа, по крайней мере один из маслорастворимых полимеров указанных марок: Реапон, Дипроксамин-157, FLO XL, Necadd-447, ТурбулентМастер 8010 5-10 и пенообразователь марки ПО-РЗФ 5-20. Технический результат – увеличение добычи трудноизвлекаемых запасов нефти и газового конденсата. 1 з.п. ф-лы, 4 пр., 1 табл.

Наверх