СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ОХВАТА ПЛАСТА ГАЗОЦИКЛИЧЕСКОЙ ЗАКАЧКОЙ ДИОКСИДА УГЛЕРОДА ПРИ СВЕРХКРИТИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ В ДОБЫВАЮЩУЮ СКВАЖИНУ С ПОМОЩЬЮ ПЕННЫХ СИСТЕМ Российский патент 2020 года по МПК E21B43/16 C01B3/32 

Изобретение относится к способам добычи трудноизвлекаемых запасов нефти и газового конденсата с помощью пенной композиции и жидкого диоксида углерода, которые закачивают при сверхкритических условиях в нефтяные добывающие скважины, что обеспечивает разработку остаточных запасов нефти с экономическим эффектом. Для увеличения дополнительной добычи нефти перед закачкой жидкого диоксида углерода закачивают в качестве первой пенной оторочки в колонну НКТ ПАВ содержащий реагент с последующим вводом шашек твердого пенообразователя, а во второй пенной оторочке закачивают смесь ингибитора коррозии с ПАВ содержащим реагентом, также с последующим вводом шашек твердого пенообразователя.

Вследствие неоднородности большинства нефтяных пластов, при наличии участков с высокой и низкой проницаемостью происходит неравномерный охват пласта закачиваемым диоксидом углерода.

Для решения этой проблемы при закачке диоксида углерода на нефтяных месторождениях в добывающую скважину закачивают композицию, которая превращается в пенную систему в стволе скважины и в призабойной зоне после закачки жидкого диоксида углерода. Образующаяся пенная композиция при сверхкритических условиях продавливается диоксидом углерода, закачиваемым в нефтяной пласт под воздействием давления, превышающего пластовое давление, и устремляется в направлении участков, как с высокой проницаемостью, так и в низкопроницаемые участки, содержащие потенциально извлекаемую нефть, при этом увеличивается охват пласта воздействием. В пласте при сверхкритических условиях жидкий диоксид углерода превращается в сверхкритический флюид диоксида углерода (СКФ-СО₂), приобретает новые свойства и превращается в эффективный и экологически чистый растворитель для высокомолекулярных фракций нефти, при этом снижает вязкость нефти в пластовых условиях.

В литературе описано влияние неоднородностей пласта на снижение эффективности извлечения нефти при реализации закачки диоксида углерода в нагнетательные скважины с добычей нефти из добывающих скважин (см., например, Whittaker S., Perkins E. Technical aspects of CO₂ enhanced oil recovery and associated carbon storage. Global CCS Institute. Oct. 2013. URL).

Наличие неоднородностей пласта снижают эффективность извлечения нефти и приводят к непроизводительному расходу диоксида углерода, а также к неполному извлечению нефти на участке, подвергаемом воздействию закачкой.

Известны патенты, в которых описаны способы регулирования подвижности закачиваемого в нефтяной пласт диоксида углерода в условиях неоднородности пласта по проницаемости посредством пенных систем на основе ПАВ.

В патенте США №3.342.256 описан способ, включающий либо закачку раствора ПАВ совместно с диоксидом углерода, либо закачку раствора ПАВ перед закачкой диоксида углерода, с последующей закачкой продавливающей водной оторочки, при этом закачка указанных агентов осуществляется в нагнетательную скважину, а добыча нефти осуществляется из добывающей скважины.

В патенте США №3.529.668 описан способ, один из вариантов которого включает формирование пены на поверхности и закачку её в скважину, а другие варианты включают закачку пенообразователя в скважину перед закачкой основного рабочего агента, которым выступает газ (в том числе, диоксид углерода), закачиваемый одновременно или поочерёдно с водной жидкостью, при этом закачка указанных агентов осуществляется в нагнетательную скважину, а добыча нефти осуществляется из добывающей скважины.

Специфическими недостатками данного способа является сложность формирования пены на поверхности и её последующей закачки в скважину, а также сложность одновременной закачки диоксида углерода с водной жидкостью. Эти технологические операции требуют использования дополнительного оборудования и модификации насосной установки, предназначенной для закачки диоксида углерода.

В патенте США №4.706.752 описан способ, включающий чередующуюся закачку оторочек раствора ПАВ и смеси газов, содержащей диоксид углерода, в нагнетательную скважину, при этом добыча нефти осуществляется из добывающей скважины.

В патенте США №4.763.730 описан способ, включающий чередующуюся закачку оторочек заранее сформированной пены и газа (в том числе, диоксида углерода), при этом в качестве пенообразователя выступает альфаолефинсульфонат. В данном способе закачка осуществляется в нагнетательную скважину, а добыча нефти осуществляется из добывающей скважины.

Специфическим недостатком данного способа является сложность формирования пены на поверхности и её последующей закачки в скважину, требующие использования дополнительного оборудования.

Кроме того, известен ещё ряд патентов, аналогичных перечисленным, например, патенты США №4.773.484, №4.799.547 и №5.076.357, которые незначительно отличаются последовательностью выполнения технологических операций, а также используемыми составами ПАВ.

Общей отличительной характеристикой способов по указанным патентам является то, что закачка диоксида углерода осуществляется в нагнетательную скважину, а добыча нефти осуществляется из одной или нескольких добывающих скважин. Из данной характеристики следует и основной недостаток, общий для перечисленных способов: сложность и высокая затратность реализации проектов закачки, обусловленная необходимостью оборудования нагнетательных скважин, а также большими объёмами расхода рабочих агентов, свойственными проектам по вытеснению от скважины к скважине.

Так как механизмы распределения закачанного диоксида углерода в пласте и его взаимодействие с нефтью и породой пласта одинаково независимы от способа закачки, подобные явления должны иметь место и при реализации газоциклической закачки диоксида углерода в добывающую нефтяную скважину с добычей нефти из той же скважины независимо от способа закачки.

Известен 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 Т_крит =31,1°С и давлении не менее Р_крит=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.

Наиболее близким к заявленному способу является способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода (RU патент 2715107, Е21В 43/16, опубл. 25.02.2020, Бюл. №6) в добывающую скважину при сверхкритических условиях (при температуре более Т_крит =31,1°С и давлении более Р_крит=7,38 МПа). Для увеличения дополнительной добычи нефти закачивают до и после закачки диоксида углерода две оторочки: первую, 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 поверхностноактивное вещество марки Неонол АФ₉ -12 20-30, и вторую оторочку, 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 поверхностноактивное вещество марки Неонол АФ₉-12 10-20; регулятор фазовой проницаемости газа, по крайней мере, один из вышеуказанных маслорастворимых полимеров 5-20 в объеме 5-20 м³ на метр перфорации обрабатываемого коллектора, с последующей добычей нефти из той же добывающей скважины.

В вышеуказанных наших патентах целью закачивания оторочек было увеличение отмыва капельной нефти из низкопроницаемых пропластков пласта. При закачке вышеуказанных композиций часто наблюдаются прорывы диоксида углерода в высокопроницаемые пропластки пласта, при этом снижается охват низкопроницаемых пропластков воздействием закачки диоксида углерода.

Задачей заявленного изобретения является увеличение добычи трудноизвлекаемых запасов нефти и газового конденсата за счет увеличения охвата пласта воздействием диоксида углерода путем закачки пенных композиций, в результате закачки которых происходит выравнивание профиля приемистости, так как пенные системы проникают преимущественно, в высокопроницаемые интервалы пласта, а также уменьшают обводненность добывающих скважин за счет увеличения дебита нефти и уменьшения дебита воды.

Поставленная задача решается тем, что способ регулирования охвата пласта газоциклической закачкой диоксида углерода при сверхкритических условиях в добывающую скважину с помощью пенных систем, 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 Т_крит =31,1°С и давлении более Р_крит=7,38 МПа, перед закачкой диоксида углерода в скважину закачивают первую оторочку, закачка которой предусматривает операции: закачку в колонну НКТ добывающей скважины реагента, содержащего поверхностно-активное вещество, затем дозирование и растворение твердого пенообразователя в содержащейся в стволе скважины жидкости в течение не менее 3 час; затем закачивают диоксид углерода при вышеуказанных условиях, и перед периодом пропитки закачивают вторую оторочку, закачка которой предусматривает операции: закачку в колонну НКТ добывающей скважины композиции, содержащей смесь ингибитора коррозии и реагента, содержащего поверхностно-активное вещество, затем дозирование и растворение твердого пенообразователя в содержащейся в стволе скважины жидкости в течение не менее 3 час, 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 в качестве первой оторочки закачивают содержащий поверхностно-активное вещество реагент марки МЛ-супер в колонну НКТ скважины до устья скважины, затем производят ввод стержней твердого пенообразователя из расчета 0,2-0,5 кг на 1 м³ жидкости с учетом объема колонны НКТ для растворения в стволе скважины, а в качестве второй оторочки закачивают, мас.%: смесь ингибитора коррозии марки Инкоргаз-21Т-А 5-10 и ПАВ содержащий реагент марки МЛ-супер 90-95 в объеме, достаточном для заполнения колонны НКТ скважины, и 1-5 м³ на метр интервала перфорации обрабатываемого коллектора в зависимости от проницаемости коллекторов, затем производят ввод стержней твердого пенообразователя из расчета 0,2-0,5 кг на 1 м³ жидкости с учетом объема колонны НКТ для растворения в стволе скважины. При этом давление закачки диоксида углерода Р_зак.СО2 находится в диапазоне: более давления критического диоксида углерода Р_{крит.СО2} = 7,38 МПа 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 давление сверхкритического диоксида Р крит.СО₂ , но и минимальное давление смешиваемости диоксида углерода с пластовой нефтью Р_мдс 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 ПАВ содержащего реагента используют многофункциональный реагент марки МЛ-супер, выпускаемый по ТУ 2383-002-51881692-2000 в г. Самаре ООО «Дельта-пром», представляет собой водный раствор, содержащий поверхностно-активное вещество с добавлением органического растворителя.

Твердый пенообразователь, содержащий лигносульфонат, выпускаемый по ТУ 2455-028-00279-2014, используют в виде шашек, представляющих собой цилиндрические стержни длиной 300-500 мм и диаметром 30-50 мм, упакованные в специальную формосохраняющую полиэтиленовую оболочку. ТП, выпускаемый по ТУ 2458-004-51881692-2005 в г. Самаре ООО «Дельта-проминновации», обладает хорошей растворимостью в воде, в том числе, минерализованной с плотностью до 1100 кг/м³.

Ингибитор коррозии марки Инкоргаз-21Т выпускаемый по ТУ 20.59.59-009-76229136-2017, представляет собой смесь третичных аминов и имидазолинов на основе ПЭПА и нафтеновых кислот в смеси органических растворителей.

Помимо неблагоприятного неравномерного распределения в пласте закачиваемый диоксид углерода также может прорываться по высокопроницаемым каналам пласта к ближайшим скважинам, при этом, не влияя положительно на увеличение добычи нефти в них, поскольку охват пласта в случае такого прорыва является низким, и большая часть пластовой нефти не подвергается воздействию. На скважине, в которую осуществлялась закачка, увеличения добычи также не происходит, поскольку закачанный диоксид углерода оказался израсходованным на описанный прорыв в другие скважины, не произведя при этом полезного воздействия на пластовую нефть.

Настоящее изобретение относится к способам повышения эффективности газоциклической закачки диоксида углерода на нефтяных месторождениях путём закачки пенных систем для снижения влияния неоднородностей нефтесодержащего пласта на распределение в нём закачиваемого диоксида углерода для достижения более равномерного охвата при закачке и обеспечения взаимодействия закачиваемого диоксида углерода с возможно большим количеством нефти в пласте.

Выбранным способом снижения влияния неоднородностей пласта является способ регулирования охвата пласта газоциклической закачкой диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину с помощью пенных систем, образующихся при взаимодействии потока сверхкритического диоксида углерода с растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ) и пенообразователя.

Заявленный способ является способом регулирования охвата пласта газоциклической закачкой диоксида углерода в нефтедобывающую скважину, так как при его реализации используется одна и та же скважина как в качестве нагнетательной, так и в качестве добывающей. Способ регулирования охвата пласта газоциклической закачкой диоксида углерода довольно часто используют для залежей нефти в стадии доразрабоки истощенных и трудноизвлекаемых залежей.

Заявленный способ регулирования охвата пласта газоциклической закачкой 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 пенных оторочек.

Первую пенную оторочку в добывающую скважину закачивают так. В зависимости от обводненности добывающей скважины ствол скважины может быть заполнен полностью до устья пластовой водой, либо заполнен частично пластовой водой, либо быть безводным, поэтому для растворения твердого пенообразователя в виде шашек ствол скважины в зависимости от обводнения ее по необходимости заполняют до устья ПАВ содержащим реагентом марки МЛ-супер, затем производится ввод стержней твердого пенообразователя из расчета 0,2-0,5 кг на 1 м³ жидкости в стволе скважины.

После ввода в скважину требуемого количества стержней твердого пенообразователя выделяется время для растворения стержней не менее 3 час. После растворения пенообразователя в стволе скважины образуется содержащая ПАВ пенообразующая оторочка, создающая пенную композицию при взаимодействии с потоком закачиваемого жидкого диоксида углерода.

Закачку жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях производят при достижении вышеуказанной критической точки диоксида углерода (температуры более 31,1°С и давления более 7,38 МПа), которые обеспечивают переход диоксида углерода в сверхкритический флюид диоксида углерода (СКФ-СО₂), который представляет собой 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.

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 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 Р_крит =7,38 МПа достигается высокая эффективность растворения СКФ-СО₂ с нефтью, содержащей высокомолекулярные компоненты. Чем больше давление превышает критическое Р_крит, тем выше растворяющая способность СКФ-СО₂, и соответственно выше растворимость в СКФ-СО₂ высокомолекулярных фракций нефти.

Для закачки диоксида углерода с модификацией его термодинамических параметров T и P в сторону увеличения используется специальная насосная установка, например, наши мобильные комплексы для закачки жидкого диоксида углерода в нефтедобывающую скважину по патенту РФ №2677524 либо по заявке №2020107641/03(012265) – Решение о выдаче патента на изобретение от 03.07.20г..

Диоксид углерода закачивается с максимально возможной скоростью, так как чем быстрее он будет закачан в добывающую скважину, тем дальше он проникнет в пласт, и успеет проконтактировать с большим количеством нефти. СКФ-CO₂ обычно закачивается в течение 24-48 часов. Объём закачки СКФ-CO₂ обычно составляет 100-500 т на 1 скважину.

При осуществлении закачки с целью поддержания рабочего агента в требуемом состоянии и для избежания повреждения нефтесодержащего пласта должно выполняться следующее условие:

Ркрит.СО2 < Pзак. заб. < 0,75Pразр. пл. (1)

где Ркрит.СО2=7,38 МПа - критическое давление CO₂, Pзак. заб. - среднее давление закачки на забое, Pразр. пл. - давление разрыва пласта.

Предпочтительно, чтобы давление закачки на забое Р_{зак. заб}. превышало не только давление сверхкритического диоксида Р крит.СО₂ , но и минимальное давление смешиваемости диоксида углерода с пластовой нефтью Р_мдс конкретного месторождения..

Из вышеуказанных литературных данных и наших исследований получено, что закачиваемый диоксид углерода неравномерно распределяется в пласте и может прорываться по высокопроницаемым каналам пласта к ближайшим скважинам, при этом, не влияя на увеличение добычи нефти в них, так как охват пласта в случае такого прорыва является низким, и большая часть пластовой нефти не подвергаются воздействию.

Для снижения влияния неоднородностей пласта при газоциклической закачке диоксида углерода применяется пена, образующаяся при взаимодействии потока сверхкритического диоксида углерода с растворами ПАВ.

Закачиваемый сверхкритический флюид диоксида углерода при смешивании с пенообразующей оторочкой в стволе скважины и, по мере продолжения закачки, в пласте, образует оторочку пены, которая обладает рядом свойств, позволяющих регулировать подвижность СКФ-CO₂ и проницаемость породы пласта. К таким свойствам относятся:

1) повышенная по сравнению с исходными компонентами (СКФ-CO₂ и раствор ПАВ) вязкость пены;

2) стремление проникнуть преимущественно в высокопроницаемые каналы и участки породы пласта;

3) снижение проницаемости породы пласта, причём для более высокой проницаемости имеет место большее относительное снижение, согласно работе Bernard G. G., Holm L. W. Effect of Foam on Permeability of Porous Media to Gas. SPE Journal, Vol. 4, Issue 03, Sep. 1964. SPE-983-PA.

Использование пенообразующей оторочки позволяет направлять закачиваемый в скважину СКФ-CO₂ преимущественно в участки пласта с более низкой проницаемостью, обеспечивая более эффективный охват запасов остаточной нефти воздействием, а также предотвращать непроизводительный прорыв СКФ-CO₂ в соседние скважины путём блокирования пеной высокопроницаемых каналов, которые могут иметь место в пласте. Таким образом, достигается более полное использование закачанного в скважину рабочего агента и оптимальная реализация потенциальных преимуществ использования СКФ-CO₂.

Технология газоциклической закачки СКФ-CO₂ с реализацией смешивающегося вытеснения может обеспечить существенный прирост добычи нефти за счет перевода остаточных неизвлекаемых запасов в категорию извлекаемых. Газоциклическую закачку СКФ-CO₂ также применяют в глубоко залегающих пластах и в низкопроницаемых коллекторах.

После закачки в скважину требуемого объёма СКФ-CO₂ производится закачка продавливающей пенообразующей оторочки, вытесняющей СКФ-CO₂ из ствола скважины в нефтеносный пласт.

Продавливающая пенообразующая оторочка представляет собой смесь следующего состава: мас.%: смесь ингибитора коррозии марки Инкоргаз-21Т-А 5-10 и реагента марки МЛ-супер 90-95 в объеме, достаточном для заполнения колонны НКТ скважины и 1-5 м³ на 1м интервала перфорации обрабатываемого коллектора в зависимости от проницаемости коллектора. В данную смесь после ее закачки в скважину производится ввод стержней твердого пенообразователя из расчета 0,2-0,5 кг на 1 м жидкости с учетом объема колонны НКТ для растворения в стволе скважины.

Состав продавливающей пенообразующей оторочки выбран исходя из следующих соображений: поскольку предполагается наличие в стволе скважины воды, способной при взаимодействии с закачиваемым диоксидом углерода вызвать коррозию металлических труб и скважинного оборудования, целесообразно применение в составе пенной оторочки, замещающей диоксид углерода в стволе скважины, смеси ингибитора коррозии и ПАВ содержащего реагента марки МЛ-супер, которые совместно с растворенным в ней твердым пенообразователем образуют пенную систему при взаимодействии с потоком газообразного диоксида углерода, образующимся при запуске скважины на добычу. Закачка второй пенной оторочки препятствует быстрому выносу потока газообразного диоксида углерода при запуске скважины. Это способствует увеличению продолжительности взаимодействия диоксида углерода с пластовой нефтью.

Закачка продавливающей пенообразующей оторочки производится в объёме достаточном для заполнения колонны НКТ скважины и 1-5 м³ на 1м интервала перфорации обрабатываемого коллектора в зависимости от проницаемости коллектора.. После закачки продавливающей оторочки, ввода шашек и растворения их производится остановка скважины на некоторый период для пропитки, то есть обеспечения реагирования закачанного СКФ-CO₂ с пластовой нефтью. Этот период может составлять от 1-2 суток до 2-3 недель.

Процедура для определения необходимого времени пропитки состоит в том, чтобы наблюдать добываемые флюиды при переключении скважины на добычу. Если пропитка СКФ-CO₂ закончилась, то следует ожидать выноса нефти и воды в течение первых 24-48 часов после открытия скважины на добычу. Если в течение данного периода выносится только диоксид углерода, значит, требуется дополнительное время пропитки, 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 периода пропитки начинается добыча нефти из добывающей скважины, простимулированной закачкой СКФ-CO₂.

Таким образом, учитывая вышеизложенное, предлагается способ, являющийся способом регулирования охвата пласта газоциклической закачкой сверхкритического диоксида углерода (СКФ-CO2) в нефтяные добывающие скважины со снижением влияния неоднородностей пласта на эффективность закачки путём совместного применения пенных систем на основе ПАВ содержащих реагентов и СКФ-CO₂ и состоящий в следующем: в стволе нефтяной добывающей скважины путём растворения, содержащего смесь ПАВ твёрдого пенообразователя в находящейся в стволе скважины жидкости создаётся содержащая ПАВ пенообразующая оторочка, затем осуществляется закачка в указанную скважину требуемого объёма СКФ-CO₂, затем осуществляется закачка в указанную скважину продавливающей пенообразующей оторочки, вытесняющей СКФ-CO₂ из ствола скважины в пласт и формирующей пену, препятствующую быстрому выносу диоксида углерода при запуске скважины на добычу, затем следует остановка указанной скважины на некоторый период выдержки, затем из указанной скважины осуществляется добыча нефти.

По заявляемому способу газоциклическую закачку СКФ-CO₂ в нефтяную добывающую скважину для увеличения охвата пласта воздействием с помощью пенной системы на основе ПАВ и пенообразователя производят с последующим чередованием добычи и закачки с количеством циклов не менее 1. При благоприятной реакции скважины на газоциклическую закачку, то есть, при получении дополнительной добычи нефти, количество циклов закачки может быть увеличено.

Пример 1. По заявленному способу перед закачкой сверхкритического диоксида углерода в добывающую скважину производилась закачка реагента марки МЛ-Супер, поскольку колонна НКТ обрабатываемой скважины заполнена водой только частично. Закачка реагента МЛ-Супер производилась до тех пор, пока колонна НКТ скважины не оказалась заполнена жидкостью до устья. Объём закачанного реагента составил 4м³.

Затем в колонну НКТ скважины был произведён ввод стержней ТП в количестве 2 шт., что соответствует массе введённого ТП 2 кг, поскольку масса одного стержня составляет 1 кг. Количество ТП выбиралось из расчёта 0,2 кг на 1 м³ жидкости, содержащейся в колонне НКТ и с учётом объёма колонны НКТ 8,5 м³, глубина скважины 1868 м).

Затем производилась закачка СКФ-CO₂ в скважину с помощью мобильного комплекса для закачки (по патенту РФ №2677524), при этом давление закачки на устье скважины составляло Руст.=8-9 МПа, а давление закачки на забое Pзак. заб.=25-26 МПа, то есть выполнялось требование, сформулированное в выражении (1). Сжиженный диоксид углерода также подогревался до температуры 33-35 С, что в сочетании с указанными значениями давления обеспечивало его переход в состояние СКФ.

Количество закачиваемого диоксида углерода составило 300 т. Время закачки данного количества диоксида углерода составило 51 ч.

После закачки СКФ-CO₂ в добывающую скважину производилась закачка продавливающей оторочки следующего состава: 95% мас. реагента марки МЛ-супер и 5% мас. ингибитора коррозии марки Инкоргаз-21Т-А в объёме 1м³ на 1 м интервала перфорации обрабатываемого коллектора, что на 6 м интервала перфорации составляет 1х6 = 6 м³, плюс объем НКТ скважины 8,5 м³ , что в сумме составляет 14,5 м³.

Затем в колонну НКТ скважины был произведён ввод стержней ТП в количестве 2 шт., что соответствует массе введённого ТП 2 кг, поскольку масса одного стержня составляет 1 кг. Количество ТП выбиралось из расчёта 0,2 кг на 1 м³ жидкости, содержащейся в колонне НКТ и с учётом объёма колонны НКТ 8,5 м³, глубина скважины 1868 м).

После проведения цикла закачки скважина была закрыта для пропитки на 1 неделю. После пробного открытия скважины на добычу в течение 24 часов наблюдался вынос из скважины только газообразного диоксида углерода, в связи с чем скважина была закрыта на дополнительную пропитку длительностью также 1 неделю. При повторном открытии скважины на добычу в течение первых 24 часов был зафиксирован вынос нефти и воды, таким образом, пропитка была завершена, и начала осуществляться добыча нефти из скважины.

Дебит по нефти данной добывающей скважины до обработки составлял 1,6 м³/сут. После обработки скважины заявляемым способом газоциклической закачки СКФ-CO2 дебит по нефти увеличился до 6,6 м³/сут., что составляет увеличение дебита нефти в 4,1 раза.

Пример 2. По прототипу перед закачкой диоксида углерода при сверхкритических условиях в добывающую скважину закачивают первую оторочку углеводородного мицеллярного раствора, содержащего, по крайней мере, одну из указанных готовых смесей: 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, 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 диоксид углерода при давлении на устье скважины Руст.=8-9 МПа и давлении на забое Pзак. заб.=23-25 МПа. Сжиженный диоксид углерода подогревают до температуры 15-18°С, пропуская его через нагреватель во избежание образования ледяных пробок гидратов диоксида углерода в трубах.

Количество закачиваемого диоксида углерода составляет 300 т. Диоксид углерода закачивают в течение 63 ч.

Для создания условий перехода сжиженного диоксида углерода в СКФ-СО2 необходимая пластовая температура поддерживается не менее 32°С, а пластовое давление поддерживается насосным агрегатом не менее Рпл=15 МПа.

После закачки диоксида углерода в добывающую скважину закачивают вторую оторочку, по крайней мере, одну из указанных готовых смесей: смесь вторичных углеводородов общей формулы, 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 полимер марки Дипроксамин– 157 в объеме 5 м³ на 1 метр перфорации обрабатываемого коллектора, что на 5 метров перфорации составляет 5х5=25м³ оторочки.

Закачанный сжиженный диоксид углерода, который в пластовых условиях превращается в СКФ-СО₂, впитывается в течение 2-4 недель после закачки.

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 5,8 м³/сут., что составляет увеличение дебита по нефти в 3,2 раза.

Пример 3. По заявленному способу перед закачкой сверхкритического диоксида углерода в добывающую скважину производилась закачка реагента МЛ-Супер, поскольку колонна НКТ обрабатываемой скважины заполнена водой только частично. Закачка реагента МЛ-Супер производилась до тех пор, пока колонна НКТ скважины не оказалась заполнена жидкостью до устья. Объём закачанного реагента составил 1,5 м³.

Затем в колонну НКТ скважины был произведён ввод стержней ТП в количестве 4 шт., что соответствует массе введённого ТП 4 кг, поскольку масса одного стержня составляет 1 кг. Количество ТП выбиралось из расчёта 0,5 кг на 1 м³ жидкости, содержащейся в колонне НКТ, с учётом объёма колонны НКТ 7,7 м³, глубина скважины 1546 м.

Затем производилась закачка СКФ-CO₂ в скважину с помощью мобильного комплекса для закачки (по патенту РФ №2677524), при этом давление закачки на устье скважины составляло Руст.=8-9 МПа, а давление закачки на забое Pзак. заб.=22-23 МПа, то есть выполнялось требование, сформулированное в выражении (1). Сжиженный диоксид углерода также подогревался до температуры 33-35°С, что в сочетании с указанными значениями давления обеспечивало его переход в состояние СКФ.

Количество закачиваемого диоксида углерода составило 500 т. Время закачки данного количества диоксида углерода составило 79 ч.

После закачки СКФ-CO₂ в добывающую скважину производилась закачка продавливающей оторочки следующего состава: 95% мас. реагента марки МЛ-супер и 5% мас. ингибитора коррозии марки Инкоргаз-21Т-А. Объём данной оторочки составил 5 м³ на 1 м интервала перфорации обрабатываемого коллектора, что на 5 м интервала перфорации составляет 5х5 = 25 м³, плюс объем НКТ скважины 7,7 м³, что объем в сумме составляет 32,7 м³.

Затем в колонну НКТ скважины был произведён ввод стержней ТП в количестве 4 шт., что соответствует массе введённого ТП 4 кг, поскольку масса одного стержня составляет 1 кг. Количество ТП выбиралось из расчёта 0,5 кг на 1 м³ жидкости, содержащейся в колонне НКТ, с учётом объёма колонны НКТ 7,7 м³, глубина скважины 1546 м.

После проведения цикла закачки скважина была закрыта для пропитки на 1 неделю. После пробного открытия скважины на добычу в течение 24 часов наблюдался вынос из скважины только газообразного диоксида углерода, в связи с чем скважина была закрыта на дополнительную пропитку длительностью также 1 неделю. При повторном открытии скважины на добычу в течение первых 24 часов был зафиксирован вынос нефти и воды, таким образом, пропитка была завершена, и начала осуществляться добыча нефти из скважины.

Дебит по нефти данной добывающей скважины до обработки составлял 0,8 м³/сут. После обработки скважины заявляемым способом газоциклической закачки СКФ-CO₂ дебит по нефти увеличился до 6,5 м³/сут., что составляет увеличение дебита нефти в 8,1 раза.

Техническим результатом является увеличение добычи трудноизвлекаемых запасов нефти и газового конденсата за счет увеличения охвата пласта воздействием закачки пенных композиций, в результате закачки которых происходит выравнивание профиля приемистости, так как пенные системы проникают преимущественно в высокопроницаемые интервалы пласта, а также уменьшают обводненность добывающих скважин за счет увеличения дебита нефти и уменьшения дебита воды.

Технический результат достигается путем газоциклической закачки жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину, включающий закачку двух пенных оторочек до и после закачки диоксида углерода в добывающую скважину по заявленному способу.

Способ регулирования охвата пласта газоциклической закачкой диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину с помощью пенных систем, 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 Т _крит =31,1°С и давлении более Р_крит=7,38 МПа, перед закачкой диоксида углерода в скважину закачивают первую оторочку, закачка которой предусматривает операции: закачку в колонну НКТ добывающей скважины реагента, содержащего поверхностно-активное вещество, затем дозирование и растворение твердого пенообразователя в содержащейся в стволе скважины жидкости в течение не менее 3 час; затем закачивают диоксид углерода при вышеуказанных условиях, и перед периодом пропитки закачивают вторую оторочку, закачка которой предусматривает операции: закачку в колонну НКТ добывающей скважины композиции, содержащей смесь ингибитора коррозии и реагента, содержащего поверхностно-активное вещество, затем дозирование и растворение твердого пенообразователя в содержащейся в стволе скважины жидкости в течение не менее 3 час, 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 в качестве первой оторочки закачивают содержащий поверхностно-активное вещество реагент марки МЛ-супер в колонну НКТ скважины до устья скважины, затем производят ввод стержней твердого пенообразователя из расчета 0,2-0,5 кг на 1 м³ жидкости с учетом объема колонны НКТ для растворения в стволе скважины, а в качестве второй оторочки закачивают, мас.%: смесь ингибитора коррозии марки Инкоргаз-21Т-А 5-10 и реагент, содержащий поверхностно-активное вещество, марки МЛ-супер 90-95 в объеме, достаточном для заполнения колонны НКТ скважины, и 1-5 м³ на метр интервала перфорации обрабатываемого коллектора в зависимости от проницаемости коллекторов, затем производят ввод стержней твердого пенообразователя из расчета 0,2-0,5 кг на 1 м³ жидкости с учетом объема колонны НКТ для растворения в стволе скважины, при этом давление закачки диоксида углерода Р_зак.СО2 находится в диапазоне: более давления критического диоксида углерода Р_{крит.СО2} = 7,38 МПа 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 давление сверхкритического диоксида Р крит.СО₂ , но и минимальное давление смешиваемости диоксида углерода с пластовой нефтью Р_мдс конкретного месторождения.

Изобретение относится к области добычи трудноизвлекаемых запасов нефти и газового конденсата. Технический результат - увеличение добычи трудноизвлекаемых запасов нефти с уменьшенным содержанием воды и газового конденсата за счет применения жидкого диоксида углерода и пенных систем. Способ включает закачку двух оторочек - до и после закачки диоксида углерода в добывающую скважину. При реализации газоциклической закачки диоксида углерода при сверхкритических условиях - температуре более 31,1°С и давлении более 7,38 МПа, закачку первой оторочки предусматривают в колонну насосно-компрессорных труб – НКТ - добывающей скважины в виде реагента, содержащего поверхностно-активное вещество. Затем дозируют и растворяют твердый пенообразователь в содержащейся в стволе скважины жидкости в течение не менее 3 час. После этого закачивают диоксид углерода при сверхкритических условиях. Перед периодом пропитки закачивают вторую оторочку. Ее закачка предусматривает закачку в колонну НКТ добывающей скважины композиции, содержащей смесь ингибитора коррозии и реагента, содержащего поверхностно-активное вещество. Затем дозируют и растворяют твердый пенообразователь в содержащейся в стволе скважины жидкости в течение не менее 3 час. После этого скважину закрывают на период пропитки с последующей добычей нефти из той же добывающей скважины. В качестве первой оторочки закачивают содержащий поверхностно-активное вещество реагент марки «МЛ-супер» в колонну НКТ скважины до устья скважины. Затем производят ввод стержней твердого пенообразователя из расчета 0,2-0,5 кг на 1 м³ жидкости с учетом объема колонны НКТ для растворения в стволе скважины, а в качестве второй оторочки закачивают смесь ингибитора коррозии марки «Инкоргаз-21Т-А» и реагент, содержащий поверхностно-активное вещество, марки «МЛ-супер» в установленных соотношениях и в объеме, достаточном для заполнения колонны НКТ скважины, а также из расчета 1-5 м³ на метр интервала перфорации обрабатываемого коллектора в зависимости от проницаемости коллекторов. Затем производят ввод стержней твердого пенообразователя из расчета 0,2-0,5 кг на 1 м³ жидкости с учетом объема колонны НКТ для растворения в стволе скважины. 1 з.п. ф-лы, 3 пр.

1. Способ регулирования охвата пласта газоциклической закачкой диоксида углерода при сверхкритических условиях в добывающую скважину с помощью пенных систем, 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 - температуре более Т _крит =31,1°С и давлении более Р_крит=7,38 МПа, закачку первой оторочки предусматривают в колонну насосно-компрессорных труб - НКТ добывающей скважины в виде реагента, содержащего поверхностно-активное вещество, затем дозируют и растворяют твердый пенообразователь в содержащейся в стволе скважины жидкости в течение не менее 3 час, затем закачивают диоксид углерода при сверхкритических условиях, а перед периодом пропитки закачивают вторую оторочку, закачка которой предусматривает закачку в колонну НКТ добывающей скважины композиции, содержащей смесь ингибитора коррозии и реагента, содержащего поверхностно-активное вещество, затем дозируют и растворяют твердый пенообразователь в содержащейся в стволе скважины жидкости в течение не менее 3 час, 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 в качестве первой оторочки закачивают содержащий поверхностно-активное вещество реагент марки «МЛ-супер» в колонну НКТ скважины до устья скважины, затем производят ввод стержней твердого пенообразователя из расчета 0,2-0,5 кг на 1 м³ жидкости с учетом объема колонны НКТ для растворения в стволе скважины, а в качестве второй оторочки закачивают, мас.%:

смесь ингибитора коррозии марки «Инкоргаз-21Т-А» 5-10 реагент, содержащий поверхностно-активное вещество, марки «МЛ-супер» 90-95

в объеме, достаточном для заполнения колонны НКТ скважины и из расчета 1-5 м³ на метр интервала перфорации обрабатываемого коллектора в зависимости от проницаемости коллекторов, затем производят ввод стержней твердого пенообразователя из расчета 0,2-0,5 кг на 1 м³ жидкости с учетом объема колонны НКТ для растворения в стволе скважины.

2. Способ газоциклической закачки по п.1, отличающийся тем, что давление закачки (Р) диоксида углерода принимают не более давления Р=0,75Р_{разр.пл.,} где Р_{разр.пл} – давление разрыва пласта, при этом давление закачки на забое превышает не только сверхкритическое, но и минимальное давление смешиваемости диоксида углерода с пластовой нефтью конкретного месторождения.