Способ газоциклической закачки смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину

Изобретение относится к способам добычи трудноизвлекаемых запасов нефти, в том числе из низкопроницаемых коллекторов. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи с одновременным обеспечением утилизации попутного газа. Предложен способ газоциклической закачки смеси жидкого диоксида углерода с попутным нефтяным газом при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину, включающий закачку двух оторочек до и после закачки смеси диоксида углерода с ПНГ в добывающую скважину. При этом закачку смеси диоксида углерода с ПНГ осуществляют при сверхкритических условиях с последующим периодом пропитки и инициированием добычи нефти из той же добывающей скважины. При реализации газоциклической закачки производят закачку смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом при содержании диоксида углерода и попутного нефтяного газа в смеси 75-95% об. и 5-25% об. соответственно, при сверхкритических условиях: при температуре закачки на устье скважины T_зак и давлении закачки на устье скважины P_зак, превышающих критические температуру Т_крит смеси и давление Р_крит смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом. Перед закачкой смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом в скважину закачивают первую оторочку в объеме 5-20 м³ на метр перфорации обрабатываемого коллектора, затем закачивают смесь диоксида углерода с попутным нефтяным газом при вышеуказанных условиях и перед периодом пропитки закачивают вторую оторочку 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. Первая оторочка содержит мас.%: композицию «Дельта АСПГО» 70-80 и композицию «МЛ-супер» 20-30. Вторая оторочка содержит композицию «Дельта АСПГО» 60-70, композицию «МЛ-супер» 10-20, и регулятор фазовой проницаемости газа, по крайней мере, один из маслорастворимых ингибиторов коррозии - пенообразователей из класса имидазолинов: аминоэтилалкилимидазолин или гидроксиэтилалкилимидазолин 10-30. Давление закачки смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом на забое скважины Р_{зак.заб} находится в диапазоне более давления критического смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом Р_крит смеси и не более давления Р=0,75_{разр.пл}, где Р_{разр.пл} – давление разрыва пласта. Предпочтительно, чтобы давление закачки на забое Р_{зак.заб}. превышало не только критическое давление смеси Р_{крит.смеси}, но и минимальное давление смешиваемости Р_мдс смеси диоксида углерода и попутного нефтяного газа с пластовой нефтью конкретного месторождения. 1з.п. ф-лы, 1 табл.

 

Изобретение относится к способам добычи трудноизвлекаемых запасов нефти, в том числе из низкопроницаемых коллекторов, с помощью смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом (ПНГ), которая закачивается в нефтяные добывающие скважины 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 смеси диоксида углерода с ПНГ, находящейся в состоянии сверхкритического флюида (СКФ), в котором способны растворяться высокомолекулярные фракции нефти, в том числе асфальтосмолопарафиновые фракции, содержащиеся в высоковязкой добываемой нефти, при достижении сверхкритических температуры и давления. Для увеличения дополнительной добычи нефти до и после закачки смеси диоксида углерода с ПНГ при сверхкритических условиях закачивают две оторочки: первая содержит смесь углеводородных растворителей с ПАВ содержащей композицией, а вторая оторочка - смесь углеводородных растворителей с ПАВ содержащей композицией и дополнительно содержит в качестве регулятора фазовой проницаемости газа ингибитор коррозии - пенообразователь из класса имидазолинов.

Известен способ стимуляции нефтегазового пласта (Патент РФ №2696739, опубл. 05.08.2019), включающий одновременную закачку в скважину 4 потоков: сжиженного природного газа (СПГ) или ПНГ, широкой фракции лёгких углеводородов (ШФЛУ), жидкого азота и жидкого диоксида углерода, а кроме того, дополнительного потока ингибитора гидратообразований. Недостатками способа являются сложность реализации, большое количество используемых рабочих агентов, большое количество и сложность используемого оборудования.

Известен способ увеличения извлечения остаточной нефти (US 5725054, опубл. 10.03.1998), включающий закачку в добывающую нефтяную скважину смеси диоксида углерода либо с метаном, либо с азотом, либо со смесью метана и азота, причём доля диоксида углерода в закачиваемой смеси составляет 5-50% об. Недостатком способа является использование в качестве компонентов смеси метана и азота, уступающих в отношении эффективности вытеснения нефти как диоксиду углерода, так и ПНГ (см. Медведев А. А. и др. Подбор состава вытесняющего газа для условий нефтяного месторождения Центрально-Хорейверского поднятия. (Нефтяное хозяйство, №9/2019 г.). Так же следует отметить недостаточное содержание диоксида углерода в закачиваемой смеси - 50% об. и менее, затрудняющее достижение смешиваемости закачиваемой смеси с нефтью в пластовых условиях.

Наиболее близким к заявленному способу является способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину (патент РФ №2715107, опубл. 25.02.2020), 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. В качестве первой оторочки закачивают углеводородный мицеллярный раствор, в качестве второй оторочки закачивают углеводородный мицеллярный раствор и дополнительно в качестве регулятора фазовой проницаемости маслорастворимый полимер и пенообразователь.

Задачей заявленного изобретения является увеличение добычи трудноизвлекаемых запасов нефти и газового конденсата в сочетании с обеспечением утилизации попутного нефтяного газа, 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 смеси жидкого диоксида углерода с попутным нефтяным газом при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину, включающий закачку двух оторочек до и после закачки диоксида углерода в добывающую скважину при сверхкритических условиях с последующим периодом пропитки и инициированием добычи нефти из той же добывающей скважины, отличающийся тем, что при реализации газоциклической закачки производят закачку смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом при содержании диоксида углерода и попутного нефтяного газа в смеси 75-95% об. и 5-25% об. соответственно, при сверхкритических условиях: при температуре закачки на устье скважины Tзак. и давлении закачки на устье скважины Pзак., превышающих критические температуру Т_крит и давление Р_крит смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом; перед закачкой смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом в скважину закачивают первую оторочку в объеме 5-20 м³ на метр перфорации обрабатываемого коллектора; затем закачивают смесь диоксида углерода с попутным нефтяным газом при вышеуказанных условиях, и перед периодом пропитки закачивают вторую оторочку 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 содержит: мас.%, композицию «Дельта АСПГО» 70-80, и композицию «МЛ-супер» 20-30, а вторая оторочка содержит композицию «Дельта АСПГО» 60-70, композицию «МЛ-супер» 10-20; регулятор фазовой проницаемости газа, по крайней мере, один из маслорастворимых ингибиторов коррозии-пенообразователей из класса имидазолинов: аминоэтилалкилимидазолин или гидроксиэтилалкилимидазолин 10-30, при этом давление закачки смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом на забое скважины Рзак. заб. находится в диапазоне: более давления критического смеси диоксида углерода и попутного нефтяного газа Ркрит. смеси и не более давления Р=0,75Рразр.пл, где Рразр.пл – давление разрыва пласта. Предпочтительно, чтобы давление закачки на забое Р_{зак. заб}. превышало не только критическое давление смеси Р_крит. смеси, но и минимальное давление смешиваемости Р_мдс смеси диоксида углерода и попутного нефтяного газа с пластовой нефтью конкретного месторождения.

В качестве жидкого диоксида углерода используют жидкую углекислоту по ГОСТ 8050-85, выпускаемую в г. Тольятти Самарской области на ПАО «Тольяттиазот». В качестве ПНГ используют ПНГ, добываемый на месторождении, на котором производится газоциклическая закачка по предлагаемому способу.

В качестве смеси углеводородных растворителей используют готовую композицию «Дельта АСПГО», выпускаемую по ТУ 2415-006-51281692-2007 фирмой «Дельта-пром инновации» в г. Самаре.

Композиция «Дельта АСПГО», выпускаемая 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 200^оС с температурой начала кипения фракционного состава не менее 65оС до температуры конца кипения не более 280^оС.

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

В качестве ПАВ содержащего реагента используют многофункциональную композицию марки МЛ-супер, выпускаемую по ТУ 2383-002-51881692-2000 в г. Самаре ООО «Дельта-пром», представляет собой дисперсию, содержащую водорастворимое неионогенное ПАВ марки Неонол АФ₉-12 и маслорастворимое катионное ПАВ на основе азотсодержащих органических соединений.

В качестве регулятора фазовой проницаемости газа и пенообразователя используют маслорастворимые ингибиторы-пенообразователи, содержащие катионные поверхностно-активные вещества (КПАВ), относящиеся к классу имидазолинов, например, аминоэтилалкилимидазолин и гидрооксиэтилалкилимдазолин, выпускаемые по ТУ 2482-038-04706205-2012 НПО «НИИПАВ» в г. Волгодонске.

Аминоэтилалкилимидазолин и гидрооксиэтилалкилимдазолин являются близкими производными имидазолина, отличающимися содержанием амина (3,5-4,0 мг-экв/г и 2,6-2,8 мг-экв/г соответственно).

Имидазолины – термически стойкие азотсодержащие органические соединения, где R (алкил) – коко; -олеин; - пальмовый; - талловый.

Имидазолины и их производные являются катионными ПАВ, эмульгаторами для разных сред, биоцидами, гидрофобизаторами, адгезивами, пенообразователями.

Попутный нефтяной газ (ПНГ) представляет собой смесь углеводородов и является побочным продуктом нефтедобычи и отличается от природного газа тем, что помимо метана содержит этилен, пропан, н-бутан, н-пентан. Кроме того, в нём присутствуют незначительные примеси неуглеводородных компонентов, таких как гелий, аргон, сероводород, азот и др.

На протяжении длительного периода времени, вследствие отсутствия необходимых установок и технологий для сбора, транспортировки и переработки ПНГ, а также из-за низкого потребительского спроса он сжигался на факельных установках. В настоящее время признано, что сжигание ПНГ является нерациональным расходованием невозобновляемых природных ресурсов, а кроме того, приводит к ухудшению экологической обстановки в нефтедобывающих регионах и нарастанию парникового эффекта в глобальном масштабе.

Исходя из этого, принимаются законодательные меры, стимулирующие проведение утилизации ПНГ, в частности, вводятся штрафы за его сжигание на факельных установках (см. Постановления Правительства РФ №1148 от 8 ноября 2012 г. и №1381 от 17 декабря 2016 г.). На сегодняшний день существуют различные методы утилизации ПНГ. Они позволяют добывающим и транспортирующим компаниям отказаться от сжигания этого невосполнимого ресурса.

Предлагаемый способ позволяет производить утилизацию ПНГ путём использования его в качестве добавки к диоксиду углерода, закачиваемому в нефтяные добывающие скважины с целью интенсификации добычи нефти.

Газоциклическую закачку при сверхкритических условиях проводят для того, чтобы перевести рабочие агенты в состояние сверхкритических флюидов диоксида углерода и ПНГ: СКФ-CO2 и СКФ-ПНГ, при этом у них появляются новые свойства, при которых исчезает различие между жидкой и газовой фазой. Многие физические свойства сверхкритического флюида: плотность, вязкость, скорость диффузии, являются промежуточными между свойствами жидкости и газа. СКФ являются эффективными экологически чистыми растворителями, и в таком состоянии лучше газообразных агентов снижают вязкость нефти в пластовых условиях.

Преимуществом СКФ 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 проникать в пористые среды более эффективно по сравнению с жидкостями и осуществлять более быстрый массоперенос, а высокая чувствительность растворяющей способности СКФ к изменению давления и температуры обеспечивает эффективную смешиваемость в пластовых условиях СКФ 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 смеси диоксида углерода и ПНГ при сверхкритических условиях происходит превращение указанных рабочих агентов в сверхкритические флюиды: СКФ-CO2 и СКФ-ПНГ, которые при этом приобретает новые свойства: способность растворять органические вещества, содержащиеся в высоковязкой добываемой нефти, снижать вязкость нефти в пластовых условиях, вызывать её набухание, улучшать смешиваемость СКФ с нефтью, существенно понижать межфазное натяжение на границе нефть-СКФ, снижающее влияние капиллярных сил на фильтрацию в пористой среде.

В нефтедобыче использование этих свойств СКФ 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 создаются условия для облегчения транспортировки остаточной трудноизвлекаемой нефти из низкопроницаемых зон пласта.

Исследования показали, что применение СКФ-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. Добавление СКФ-ПНГ к СКФ-СО2 увеличивает долю легких углеводородов: метана, этилена, :пропана, н-бутана, н-пентана, которые смешиваются сначала с СКФ-СО2 и далее с нефтью.

С повышением давления закачки более Р_{крит CO2} =7,38 МПа достигается высокая скорость растворения смеси СКФ-СО2 с СКФ-ПНГ и далее с нефтью, содержащей высокомолекулярные компоненты, так как СКФ-СО2 очень чувствителен к перепаду давлений. Чем больше давление превышает критическое Ркрит CO2, тем выше растворяющая способность смеси СКФ-СО2 с СКФ-ПНГ, и соответственно выше растворимость в них 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.

При растворении СКФ-СО2 с СКФ-ПНГ в нефти нефть набухает, при этом снижается её вязкость и уменьшается поверхностное натяжение на границе фаз, которое удерживает нефть в порах коллектора. В результате набухания нефти и снижения её 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 относятся смесь СКФ-СО2 с СКФ-ПНГ, имеющие сравнительно низкие критические давления и температуры, а также композиции, содержащие Неонол АФ₉ -12 и катионные ПАВ.

Для увеличения растворимости высокомолекулярных фракций нефти и для избегания осаждения их в пласте или в призабойной зоне, по заявляемому способу давление закачки смеси диоксида углерода с ПНГ на забое скважины Рзак. заб. находится в следующем диапазоне: давление в пласте и в призабойной зоне нефтедобывающей скважины поддерживается более критического давления смеси диоксида углерода с ПНГ Ркрит смеси, и не более 0,75Рразр.пл., где Рразр.пл - давление разрыва пласта. Предпочтительно, чтобы давление закачки на забое Р_{зак. заб}. превышало не только критическое давление смеси диоксида углерода с ПНГ Ркрит смеси, но и минимальное давление смешиваемости Р_мдс смеси диоксида углерода и ПНГ с пластовой нефтью конкретного месторождения.

Наиболее эффективной технологией закачки смеси диоксида углерода и ПНГ для интенсификации добычи нефти 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 рабочий агент 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 МДС. 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.

Согласно расчётам, проведённым с использованием ряда корреляций (см. Табл. 1) по определению МДС для смеси диоксида углерода и ПНГ, при содержании ПНГ в данной смеси до 25% мас. МДС смеси немного отличается от МДС чистого диоксида углерода, для одной и той же нефти (см. Телков В. П., Любимов Н. Н. Определение условий смешиваемости нефти и газа в различных условиях при газовом и водогазовом воздействии на пласт. Бурение и нефть, №12/2012 г.). При увеличении содержания ПНГ в смеси МДС начинает увеличиваться, и для чистого (без добавок) ПНГ МДС достигает значений, редко встречающихся в условиях реальных нефтесодержащих пластов.

Таблица 1

Минимальное давление смешиваемости в зависимости от состава

закачиваемой смеси.

Концентрация СО2, % масс.	Концентрация ПНГ, % масс.	Минимальное давление смешиваемости (МДС), МПа
Корреляция Dong	Корреляция Sebastian
10	90	72,31	69,43
20	80	67,00	64,64
30	70	61,30	59,48
40	60	55,30	53,92
50	50	48,92	47,94
60	40	42,21	41,54
70	30	35,23	34,75
80	20	28,04	27,68
90	10	20,85	20,57
95	5	17,33	13,94
100	0	13,94	13,94

Также известны эксперименты по вытеснению нефти различными рабочими агентами на моделях Slim Tube (см. Медведев А. А. и др. Подбор состава вытесняющего газа для условий нефтяного месторождения Центрально-Хорейверского поднятия. Нефтяное хозяйство, №9/2019 г.), согласно которым наибольшую эффективность вытеснения продемонстрировал чистый диоксид углерода - коэффициент вытеснения 0,9, в то время как для чистого ПНГ коэффициент вытеснения составил 0,531 при одинаковых условиях вытеснения: T=67°C и P=30 МПа, и на одной и той же нефти. Такое различие объясняется тем, что в данных термобарических условиях смешивание нефти с диоксидом углерода происходит при первом контакте и вытеснение носит смешивающийся характер, в то время как для ПНГ реализуется только режим ограниченной смесимости.

Исходя из указанных данных, для использования в предлагаемом способе было выбрано следующее соотношение компонентов при закачке: 75-95% об. диоксида углерода и 5-25% об. ПНГ. Такое соотношение позволяет, с одной стороны, производить утилизацию значительных объёмов ПНГ, а с другой стороны, обеспечивает практически такую же эффективность, как использование чистого диоксида углерода, при этом также снижается потребление диоксида углерода за счёт замены части его объёма на ПНГ.

Кроме того, закачка совместно с диоксидом углерода смеси углеводородных компонентов в виде ПНГ способствует более быстрому развитию зоны смешиваемости нефти и диоксида углерода, обеспечивая реализацию смешивающегося режима вытеснения нефти из пласта.

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 довольно часто используют для залежей нефти в стадии доразрабоки истощенных и трудноизвлекаемых залежей.

Заявленный способ газоциклической закачки включает закачку смеси диоксида углерода с ПНГ 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 смеси диоксида углерода с ПНГ двух оторочек в объёме 5-20 м³ на метр перфорации обрабатываемого коллектора. Объём закачиваемых оторочек зависит от величины остаточных запасов углеводородов, приходящихся на объем обрабатываемого коллектора, или пласта, или призабойной зоны добывающей скважины.

Дополнительный технический результат достигается в результате закачки в добывающую скважину первой оторочки, содержащей смесь углеводородного растворителя и ПАВ содержащей композиции 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 первой оторочки позволяет увеличивать коэффициент вытеснения нефти до максимума, т.е. до 0,95-0,99. 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, смеси СКФ-СО2 с СКФ-ПНГ и компонентов оторочки, 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) нефти после закачки смеси диоксида углерода с ПНГ смешиваются с ней, а низкомолекулярные компоненты ПНГ, превратившиеся в СКФ-ПНГ также растворяются в СКФ-СО2 с увеличением объема и еще большим понижением вязкости. В результате этого увеличивается растворяющая способность СКФ-СО2 и увеличивается растворимость тяжелых фракций нефти с высокой молекулярной массой, при этом уменьшается вероятность высаживания тяжелых фракций в пласте или призабойной зоне.

. При сверхкритических условиях закачки нельзя допускать понижения пластового давления ниже критического давления диоксида углерода Ркрит CO2=7,38 МПа для предотвращения осаждения тяжёлых 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, содержащей смесь углеводородного растворителя и ПАВ содержащей композиции, в добывающую скважину перед закачкой смеси диоксида углерода с ПНГ создаются благоприятные условия для более эффективного взаимодействия и смешивания СКФ-СО2 и СКФ-ПНГ с остаточной пластовой нефтью за счёт снижения МДС смеси диоксида углерода и ПНГ с пластовой нефтью, что способствует увеличению дополнительной добычи высоковязкой нефти.

Газоциклическую закачку диоксида углерода и ПНГ 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 и ПНГ при сверхкритических условиях при давлении более Р_крит =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 смеси диоксида углерода с ПНГ, а вторую оторочку композиции закачивают, в том числе, с целью вытеснения закачанной смеси диоксида углерода с ПНГ из ствола скважины в призабойную зону пласта.

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

Вторая оторочка содержит композицию «Дельта АСПГО» 60-70, композицию «МЛ-супер» 10-20; регулятор фазовой проницаемости газа, по крайней мере, один из маслорастворимых ингибиторов коррозии-пенообразователей из класса имидазолинов: аминоэтилалкилимидазолин или гидроксиэтилалкилимидазолин 10-30.

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 ингибиторов коррозии-пенообразователей из класса имидазолинов 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 ингибиторов коррозии-пенообразователей из класса имидазолинов по пути движения диоксида углерода из пласта в скважину создается необходимое сопротивление за счет того, что по мере продвижения по стволу скважины смесь диоксида углерода с ПНГ переходит частично в газообразное состояние, и данный поток газа осуществляет вспенивание второй оторочки, при этом образующаяся прочная пена создает эффективное сопротивление, удерживающее основной объем смеси диоксида углерода с ПНГ 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 закачанной смеси диоксида углерода с ПНГ.

Заявленный способ газоциклической закачки диоксида углерода при сверхкритических условиях отличается от близкого аналога тем, что во-первых, закачивают смесь диоксида углерода с ПНГ при содержании диоксида углерода и ПНГ в смеси 75-95% об. и 5-25% об. соответственно, во-вторых, при реализации газоциклической закачки перед закачкой смеси диоксида углерода и ПНГ при сверхкритических условиях в добывающую скважину закачивают в качестве первой оторочки композицию «Дельта АСПГО» 70-80, и композицию «МЛ-супер» 20-30 в объеме 5-20 м³ на метр перфорации обрабатываемого коллектора, а в качестве второй оторочки закачивают композицию «Дельта АСПГО» 60-70, композицию «МЛ-супер» 10-20; регулятор фазовой проницаемости газа, по крайней мере, один из маслорастворимых ингибиторов коррозии-пенообразователей из класса имидазолинов: аминоэтилалкилимидазолин или гидроксиэтилалкилимидазолин 10-30 в объеме 5-20 м³ на метр перфорации обрабатываемого коллектора.

Роль регулятора сводится к тому, что при добавлении его в композицию увеличивается вязкость композиции и уменьшается фазовая проницаемость газа в пласте до пуска скважины на добычу. Добавление в композицию второй оторочки одного из маслорастворимых ингибиторов коррозии-пенообразователей из класса имидазолинов позволяет получать прочную пену в потоке смеси газообразных диоксида углерода с ПНГ. Получаемая пена создает эффективное сопротивление в стволе скважины выходу потоку газообразной смеси диоксида углерода с ПНГ из скважины.

Дополнительным техническим результатом закачки оторочек является и то, что при закачке первой оторочки в добывающую скважину смесь углеводородных растворителей с ПАВ содержащей композицией 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.

Смесь углеводородных растворителей, обладая высокой растворимостью, проходя через нефтеносную породу, смывает тонкие пленки нефти с породы. Это возможно благодаря тому, что закачиваемая смесь углеводородов и ПАВ содержащая композиция 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 смеси диоксида углерода с ПНГ 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 смеси диоксида углерода с ПНГ при сверхкритических условиях состоит в следующем.

Перед закачкой смеси диоксида углерода с ПНГ готовят первую оторочку содержащую, композицию «Дельта АСПГО» 70-80, и композицию «МЛ-супер» 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 смесь диоксида углерода с ПНГ с одновременным её нагревом и повышением давления с помощью мобильного комплекса. Для создания условий перехода смеси сжиженных диоксида углерода с ПНГ в сверхкритическое состояние для получения смеси СКФ-СО2 и СКФ-ПНГ температура закачки на устье скважины Tзак. должна превышать критическую температуру смеси Tкрит смеси, а давление закачки на устье скважины Pзак. должно превышать критическое давление смеси Pкрит смеси.

При осуществлении закачки также должно выполняться следующее условие:

Pкрит смеси < Pзак. заб. < 0,75Pразр. пл., где Pкрит смеси - критическое давление смеси диоксида углерода с ПНГ, Pзак. заб. - среднее давление закачки на забое, Pразр. пл. - давление разрыва пласта.

Смесь диоксида углерода и ПНГ закачивается с максимально возможной скоростью, так как чем быстрее она будут закачана в добывающую скважину, тем дальше она будет проникать в пласт, тем с большим количеством нефти успеет проконтактировать. Смесь закачивают в течение 24-48 часов.

Для обеспечения закачки смеси диоксида углерода с ПНГ в нефтяные добывающие скважины при сверхкритических условиях следует использовать мобильный комплекс для закачки по патенту РФ №2728295, опубл. 29.07.2020. Данный мобильный комплекс оснащается размещаемым в линии закачки нагревателем рабочего агента, что позволяет поддерживать требуемую температуру закачки, а входящий в состав мобильного комплекса насос обеспечивает требуемое давление закачки.

После осуществления закачки смеси диоксида углерода и ПНГ, производится приготовление и закачка второй оторочки: содержащей композицию «Дельта АСПГО» 60-70, композицию «МЛ-супер» 10-20; регулятор фазовой проницаемости газа, по крайней мере, один из маслорастворимых ингибиторов коррозии-пенообразователей из класса имидазолинов: аминоэтилалкилимидазолин или гидроксиэтилалкилимидазолин 10-30.

Закачанные диоксид углерода и ПНГ впитываются 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 смесь диоксида углерода с ПНГ достаточно впитались, то следует ожидать выноса нефти и воды в течение первых 24-48 часов. Если в течение данного периода выносятся только смесь диоксида углерода с ПНГ, значит, требуется дополнительное время пропитки в течение 1-2 недель, чтобы обеспечить достаточное смешивание смеси диоксида углерода с ПНГ 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 диоксида углерода и ПНГ.

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

Для газоциклической закачки смеси диоксида углерода с ПНГ наиболее привлекательными в Урало-Поволжском регионе являются месторождения Самарской области благодаря близости источников эмиссии диоксида углерода и разрабатываемых месторождений и наличию на данных месторождениях значительных объёмов ПНГ.

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

При таком варианте закачки смеси диоксида углерода с ПНГ не требуется бурение нагнетательных скважин, использование блока компримирования, строительства трубопровода, так как доставка диоксида углерода на нефтепромысел осуществляется автотранспортом в сжиженном виде, что при приемлемом уровне прироста добычи нефти создает значительный экономический эффект. Источником закачиваемого ПНГ является само месторождение, на котором выполняется закачка по предлагаемому способу.

Комплексное использование закачки смеси диоксида углерода с ПНГ 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 ПНГ и техногенного диоксида углерода, для увеличения добычи нефти, газа и газоконденсата является экономически целесообразным решением экологических проблем.

Пример 1. По заявленному способу перед закачкой смеси жидкого диоксида углерода с ПНГ при сверхкритических условиях (при Р_крит не менее 7,38 МПа и Т_крит не менее 31,1⁰С) в добывающую скважину закачивают первую оторочку, содержащую: мас.%, композицию «Дельта АСПГО», содержащую смесь углеводородов, 80 и композицию «МЛ-супер» 20 в объеме 5 м³ на 1 метр перфорации обрабатываемого коллектора, что на 5 метров перфорации составляет 5х5=25 м³ .

После закачки оторочки вышеуказанной смеси в добывающую скважину закачивают смесь жидкого диоксида углерода с ПНГ при давлении на устье скважины Р_уст=10-12 МПа и в пласте Р_пл=15-20 МПа. Смесь подогревают до температуры 40-45⁰С, пропуская ее через нагреватель во избежание образования ледяных пробок гидратов диоксида углерода в трубах.

Количество закачиваемого диоксида углерода составляет 300 т.

Для создания условий перехода смеси диоксида углерода с ПНГ в сверхкритические флюиды смеси СКФ-СО₂ с СКФ-ПНГ необходимая пластовая температура поддерживается не менее 40-45⁰С, а пластовое давление поддерживается насосом не менее Р_пл=15 МПа.

При закачке смеси диоксида углерода с ПНГ выполняется условие закачки:

P_{кр. смеси}< P_{зак. заб.} < 0,75P_{разр. пл.},

где P_{кр. смеси}- критическое давление смеси CO₂, с ПНГ, P_{зак. заб.} - среднее давление закачки на забое, P_{разр. пл.} - давление разрыва пласта.

Смесь сжиженного диоксида углерода с ПНГ закачивают 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 он успеет проконтактировать.

Смесь диоксида углерода с ПНГ закачивают в течение 24-48 час. После закачки смеси диоксида углерода с ПНГ в добывающую скважину закачивают вторую оторочку,: мас%, композицию «Дельта АСПГО», содержащую смесь углеводородов, 70, композицию «МЛ-супер» 20, регулятор фазовой проницаемости газа: маслорастворимый ингибитор коррозии-пенообразователь из класса имидазолинов- аминоэтилалкилимидазолин 10.в объеме 5 м³ на 1 метр перфорации обрабатываемого коллектора, что на 5 метров перфорации составляет 5х5=25м³.

Закачанная смесь сжиженного диоксида углерода с ПНГ, которая в пластовых условиях превращается в сверхкритические флюиды СКФ-СО₂, с СКФ-ПНГ и 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 смесь диоксида углерода с ПНГ, 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 смеси диоксида углерода с ПНГ 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 1,6 м³/сут.

После обработки скважины способом газоциклической закачки диоксида углерода при сверхкритических условиях дебит по нефти увеличился до 5,76 м³/сут., что составляет увеличение дебита нефти в 3,6 раза.

Пример 2. По прототипу перед закачкой жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях (при Р_крит не менее 7,38 МПа и Т_крит не менее 31,1⁰С) в добывающую скважину закачивают первую оторочку углеводородного мицеллярного раствора, содержащего, мас.%, готовую смесь вторичных углеводородов ациклических предельных и непредельных, и ароматических углеводородов общей формулы С₆–С₁₈, 80 и водорастворимое неионогенное поверхностноактивное вещество марки Неонол АФ₉ -12 20 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 Р_уст=10-12 МПа и в пласте Р_пл=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 Р_пл=15 МПа.

При закачке сжиженного диоксида углерода выполняется условие закачки:

P_{кр. CO2} < P_{зак. заб.} < 0,75P_{разр. пл.},

где P_{кр. CO2} - критическое давление CO₂, P_{зак. заб.} - среднее давление закачки на забое, P_{разр. 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: мас%, готовую смесь вторичных углеводородов ациклических предельных и непредельных, и ароматических углеводородов общей формулы С₆–С₁₈, 70, водорастворимое неионогенное поверхностно-активное вещество марки Неонол АФ₉-12 20, регулятор фазовой проницаемости газа маслорастворимый полимер марки: Реапон-4В 5 и пенообразователь марки ПО-РЗФ (6%) 5 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 4,83 м³/сут., что составляет увеличение дебита нефти в 2,3 раза.

Пример 3. По заявленному способу перед закачкой смеси жидкого диоксида углерода с ПНГ при сверхкритических условиях (при Р_крит не менее 7,38 МПа и Т_крит не менее 31,1⁰С) в добывающую скважину закачивают первую оторочку, содержащую: мас%, композицию «Дельта АСПГО», содержащую смесь углеводородов, 70 и композицию «МЛ-супер» 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 смесь жидкого диоксида углерода двумя насосами насосного агрегата при давлении на устье скважины Р_уст=10-12 МПа и в пласте Р_пл=15-20 МПа. Смесь подогревают до температуры 40-45⁰С, пропуская ее 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 40-45⁰С, а пластовое давление поддерживается насосным блоком не менее Р_пл=15 МПа.

При закачке сжиженного диоксида углерода выполняется условие закачки:

P_{кр. смеси}< P_{зак. заб.} < 0,75P_{разр. пл.},

где P_{кр. смес}- критическое давление смеси, P_{зак. заб.} - среднее давление закачки на забое, P_{разр. пл.} - давление разрыва пласта.

Смесь диоксида углерода с ПНГ закачивают 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 он успеет проконтактировать.

Смесь жидкого диоксида углерода закачивают в течение 24-48 час. После закачки смеси сжиженного диоксида углерода с ПНГ в добывающую скважину закачивают вторую оторочку содержащую: мас%: композицию «Дельта АСПГО», содержащую вышеуказанную смесь углеводородов 60, композицию «МЛ-супер» 20, регулятор фазовой проницаемости газа: маслорастворимый ингибитор коррозии-пенообразователь из класса имидазолинов:- гидроксиэтилалкилимидазолин 20 в объеме 20 м³ на 1 метр перфорации обрабатываемого коллектора, что на 5 метров перфорации составляет 20х5= 100 м³.

Закачанная смесь сжиженного диоксида углерода, с ПНГ, которые в пластовых условиях превращаются в сверхкритические флюиды СКФ-СО₂ и СКФ-ПНГ, впитываются 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 смесь диоксида углерода сПНГ, 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 смеси диоксида углерода с ПНГ 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 1,4 м³/сут.

После обработки скважины способом газоциклической закачки диоксида углерода при сверхкритических условиях дебит по нефти увеличился до 8,4 м³/сут., что составляет увеличение дебита по нефти в 6,0 раза.

Технический результат достигается тем, что с целью увеличения добычи трудноизвлекаемых запасов высоковязкой нефти и газового конденсата с экономическим эффектом предложен способ газоциклической закачки смеси диоксида углерода с ПНГ при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину, включающий закачку двух оторочек до и после закачки диоксида углерода в добывающую скважину, закачку диоксида углерода при сверхкритических условиях с последующим периодом пропитки и инициированием добычи нефти из той же добывающей скважины, отличающийся тем, что при реализации газоциклической закачки производят закачку смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом при содержании диоксида углерода и попутного нефтяного газа в смеси 75-95% об. и 5-25% об. соответственно, при сверхкритических условиях: при температуре закачки на устье скважины Tзак. и давлении закачки на устье скважины Pзак., превышающих критические температуру Т_крит и давление Р_крит смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом; перед закачкой смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом в скважину закачивают первую оторочку в объеме 5-20 м³ на метр перфорации обрабатываемого коллектора; затем закачивают смесь диоксида углерода с попутным нефтяным газом при вышеуказанных условиях, и перед периодом пропитки закачивают вторую оторочку 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 содержит: мас.%, композицию «Дельта АСПГО» 70-80, и композицию «МЛ-супер» 20-30, а вторая оторочка содержит композицию «Дельта АСПГО» 60-70, композицию «МЛ-супер» 10-20; регулятор фазовой проницаемости газа, по крайней мере, один из маслорастворимых ингибиторов коррозии-пенообразователей из класса имидазолинов: аминоэтилалкилимидазолин или гидроксиэтилалкилимидазолин 10-30, при этом давление закачки смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом на забое скважины Рзак. заб. находится в диапазоне: более давления критического смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом Ркрит. смеси и не более давления Р=0,75Рразр.пл, где Рразр.пл – давление разрыва пласта. Предпочтительно, чтобы давление закачки на забое Р_{зак. заб}. превышало не только критическое давление смеси Р_крит. смеси, но и минимальное давление смешиваемости Р_мдс смеси диоксида углерода и ПНГ с с пластовой нефтью конкретного месторождения.

1. Способ газоциклической закачки смеси жидкого диоксида углерода с попутным нефтяным газом при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину, включающий закачку двух оторочек до и после закачки диоксида углерода в добывающую скважину при сверхкритических условиях с последующим периодом пропитки и инициированием добычи нефти из той же добывающей скважины, отличающийся тем, что при реализации газоциклической закачки производят закачку смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом при содержании диоксида углерода и попутного нефтяного газа в смеси 75-95% об. и 5-25% об. соответственно при сверхкритических условиях: при температуре закачки на устье скважины T_зак и давлении закачки на устье скважины P_зак, превышающих критические температуру Т_крит и давление Р_крит смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом; перед закачкой смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом в скважину закачивают первую оторочку в объеме 5-20 м³ на метр перфорации обрабатываемого коллектора, затем закачивают смесь диоксида углерода с попутным нефтяным газом при вышеуказанных условиях и перед периодом пропитки закачивают вторую оторочку 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 содержит, мас.%: композицию «Дельта АСПГО» 70-80 и композицию «МЛ-супер» 20-30, а вторая оторочка содержит композицию «Дельта АСПГО» 60-70, композицию «МЛ-супер» 10-20; регулятор фазовой проницаемости газа, по крайней мере один из маслорастворимых ингибиторов коррозии - пенообразователей из класса имидазолинов: аминоэтилалкилимидазолин или гидроксиэтилалкилимидазолин 10-30.

2. Способ газоциклической закачки по п. 1, отличающийся тем, что давление закачки смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом на забое скважины Р_закзаб. находится в диапазоне более давления критического смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газа Р_крит. смеси и не более давления Р=0,75Р_{разр.пл}, где Р_{разр.пл} – давление разрыва пласта, предпочтительно, чтобы давление закачки на забое Р_{зак.заб}. превышало не только критическое давление Р_крит. смеси, но и минимальное давление смешиваемости Р_мдс смеси диоксида углерода и попутного нефтяного газа с пластовой нефтью конкретного месторождения.