Способ добычи высоковязкой нефти из пластов с наличием подошвенной воды Российский патент 2023 года по МПК E21B43/16 

Изобретение относится к области добычи высоковязкой нефти и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности.

К высоковязким нефтям относят нефти, вязкость которых выше 30 сПз.

Мировые запасы высоковязкой нефти составляют от 600 миллиардов до 1 триллиона тонн, что примерно в 5 раз больше оставшихся разведанных мировых запасов нефти малой и средней вязкости (примерно 160 миллиардов тонн). На долю нашей страны приходится около 7 миллиардов запасов высоковязкой нефти, составляя при этом больше половины всей имеющейся в России нефти. Основная часть запасов российской высоковязкой нефти содержится в Волго-Уральской нефтегазовой провинции, особенно в Татарстане и Пермском крае. В естественном режиме эксплуатации скважин нефтеотдача на таких месторождениях обычно не превышает 15%.

Добыча высоковязкой нефти с очень низкой текучестью сопряжена с использованием разнообразных технических приемов, снижающих вязкость нефти и увеличивающих за счет этого скорость перемещения обработанной нефти по каналам пласта к забойной зоне эксплуатационных скважин и требует значительных дополнительных затрат по сравнению с добычей нефти с низкой вязкостью.

Известен способ разработки газонефтяной залежи с высоковязкой нефтью, включающий добычу нефти на основе добывающих и нагнетательных скважин с площадной системой их размещения, использование в основе рабочего агента воды, проведение глубинного гидропрослушивания для установления массивного характера рассматриваемого элемента разработки, при этом добывающие и нагнетательные скважины принимают горизонтальными, в пределах площадного элемента разносят по вертикали добывающие и нагнетательные скважины; добывающие скважины размещают по сторонам элемента разработки примерно посередине толщины нефтяной оторочки, одну нагнетательную скважину размещают над водонефтяным контактом, а другую нагнетательную скважину - над газонефтяным контактом, в нагнетательные скважины закачивают загущенную полимером воду, при этом режим закачки задают из условия, чтобы текущее пластовое давление в элементе разработки было не ниже начального пластового давления (патент на изобретение RU 2295634, МПК Е21В 43/20, заявлен 16.06.2005 г., опубликован 20.03.2007 г.). Недостатками изобретения являются:

• для реализации способа необходимы или два горизонтальных нагнетательных ствола, или один вертикальный нагнетательный ствол с раздельной подачей рабочего агента в газонефтяной и водонефтяной контакты, что в обоих случаях усложняет обслуживание стволов;

• использование в качестве рабочего агента загущенной полимером воды создает опасность загрязнения полимером артезианских водоносных горизонтов.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом паротеплового воздействия на пласт, включающий строительство горизонтальной основной добывающей скважины и расположенной выше горизонтальной нагнетательной скважины, закачку пара в горизонтальные скважины, а после создания проницаемой зоны между скважинами производят закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, при этом строят дополнительные горизонтальные добывающие скважины, расположенные последовательно и параллельно с основной, причем горизонтальные добывающие скважины располагают выше водонефтяного контакта - ВНК, но ниже нагнетательной скважины на 5-8 м, при этом расстояние между забоем одной горизонтальной добывающей скважины и входом в кровлю другой в горизонтальной проекции должно быть не менее 5 м, закачку пара в добывающие скважины перед началом отбора осуществляют в объеме 2-10 т/м суммарной длины горизонтальных участков, после чего из добывающих скважин производят регулируемый отбор продукции так, чтобы забойное давление в каждой добывающей скважине было не менее пластового давления подошвенных вод (патент на изобретение RU 2496979, МПК Е21В 43/24, заявлен 03.05.2012 г., опубликован 27.10.2013 г.). Недостатками изобретения являются:

• необходимость строительства большого числа дополнительных горизонтальных добывающих скважин для дообустройства месторождения;

• необходимость генерации пара высокого давления (например, 16,0 МПа) и температуры (например, 340°С).

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума, заключающийся в том, что в пласт через вертикальную добывающую скважину закачивают теплоноситель, в качестве которого используют водяной пар; затем через вертикальную добывающую скважину закачивают рабочий агент, включающий композицию из спирто-щелочного раствора, который представляет собой 1-20 мас. %-ный раствор гидроксида натрия в этиловом спирте, и катализатора на основе оксидов переходных металлов, где металлы выбраны из группы: Cr, Mn, Fe, Со, Ni, Cu, Zn, Mo, где композиция реагентов содержится в массовом соотношении спирто-щелочной раствор : катализатор = 1:1; затем через вертикальную добывающую скважину закачивают теплоноситель, в качестве которого используют водяной пар, для продавливания рабочего реагента вглубь пласта с возможностью обеспечения химической конверсии высоковязкой нефти и природного битума и интенсификации нефтеотдачи; далее через вертикальную добывающую скважину производят отбор высоковязкой нефти и природного битума (патент на изобретение RU 2773594, МПК Е21В 43/24, Е21В 43/22, С09К 8/592, заявлен 16.06.2021 г., опубликован 06.06.2022 г.). Недостатками изобретения являются:

• многостадийность процесса работы скважины на этапе ее функционирования в качестве нагнетательной скважины: первая обработка пласта водяным паром, закачка рабочего агента, повторная обработка водяным паром;

• ввод рабочего агента не может приводить к увеличению эффективности способа, поскольку при вводе его в соответствии с формулой отдельно от водяного пара в количестве 180 кг произойдет локализация рабочего объема в ограниченном пространстве призабойной области, а если рабочий агент в ходе математического моделирования процесса вводится совместно с водяным паром, то при концентрации каталитически активных оксидов металлов на уровне 40 ppm катализатор не должен существенно влиять на крекинг нефти в пласте: в установках каталитического крекинга при более мягких условиях (450-510°С, давление 0,2-0,3 МПа) объемный расход нефти по отношению к объему катализатора составляет 0,8-3,0 ч^-1, что соответствует времени реакции 1,2-0,33 часа. При концентрации катализатора 40 ppm время реакции должно возрасти как минимум до 8000 часов, то есть до года выдержки пласта при температуре 300°С.

Известен также способ разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий закачку пара в нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через добывающую скважину, закачку попутно добываемой воды в нагнетательную скважину после достижения проектной величины остаточной нефтенасыщенности и отмены закачки пара, при этом определяют концентрацию гидрокарбонат-ионов в попутно добываемой воде, закачивают попутно добываемую воду с концентрацией гидрокарбонат-ионов не менее 3 г/л, а при концентрации гидрокарбонат-ионов в попутно добываемой воде менее 3 г/л при температуре в паровой камере выше 100°С в попутно добываемую воду дополнительно вводят карбамид, после снижения температуры в паровой камере ниже 100°С в попутно добываемую воду вводят карбонат натрия или аммония или гидрокарбонат натрия или калия, разлагающиеся с выделением углекислого газа под действием тепла, аккумулированного в паровой камере (патент на изобретение RU 2486334, МПК Е21В 43/24, С09К 8/592, заявлен 12.12.2011 г., опубликован 27.06.2013 г.). Недостатками изобретения являются:

• многостадийность способа, сопровождающегося необходимостью проведения текущих анализов добываемой воды;

• использование большого числа реагентов;

• большой расход дополнительных реагентов для получения диоксида углерода непосредственно в пласте, например, для получения 1 т диоксида углерода необходимо затратить 3,2 т гидрокарбоната натрия при условии его полного разложения в пласте.

Известен способ стимулирования нефтеотдачи, включающий введение диоксида углерода в жидком состоянии в подземный пласт, содержащий сырую нефть, обеспечение возможности поглощения указанного диоксида углерода указанной сырой нефтью и поддержание противодавления в диапазоне от атмосферного до приблизительно 300 фунтов на квадратный дюйм в указанном пласте при отборе указанной сырой нефти, содержащей поглощенный в ней диоксид углерода (патент на изобретение US 4390068, МПК Е21В 43/16, Е21В 43/18, Е21В 43/34, Е21В 43/40, заявлен 03.04.1981 г., опубликован 28.06.1983 г.).

Недостатком описанного способа добычи высоковязкой нефти является то, что нефть сначала оттесняется от забоя скважины закачиваемым диоксидом углерода, а при добыче нефть меняет направление своего движения на противоположное - начинает двигаться к забою скважины. И так повторяется каждый цикл.

Кроме того, так как для закачки в пласт используется диоксид углерода с точкой росы минус 70°С, то при попадании его в пласт происходит осушка призабойной зоны за счет равновесного перехода адсорбированной влаги с поверхности каналов пласта и конденсированной влаги из пор пласта в объем газа. В работе Кашубы А.В. «Теоретическое обоснование технологии извлечения конденсата из техногенных конденсатных оторочек» [Кашуба, А.В. Теоретическое обоснование технологии извлечения конденсата из техногенных конденсатных оторочек: Дис. канд. техн. наук: - Ухта, 2011. - 160 с.] показано, что наличие остаточной воды интенсифицирует подвижность жидкой углеводородной фазы в многофазной системе, и наоборот, отсутствие остаточной воды снижает ее подвижность, а при водонасыщенности менее 5% движение углеводородной жидкости практически прекращается.

В ходе разработки заявляемого изобретения была поставлена задача повышения эффективности воздействия диоксида углерода, вводимого в нефтеносный пласт, на добычу высоковязкой нефти, обеспечение движения добываемой нефти исключительно в одном направлении - от пласта к забою скважины и исключение фактора осушки призабойной зоны скважины. Все это способствует увеличению продуктивности скважины и экономичности ее работы.

Поставленная задача решается за счет того, что способ добычи высоковязкой нефти из пластов с подошвенной водой, включает циклическую работу скважины с использованием ее как нагнетательной скважины при закачке диоксида углерода и как добывающей для отбора нефти, при этом диоксид углерода закачивают при нагнетательном режиме скважины в забойную зону ниже водонефтяного контакта, увлажняют диоксид углерода при его контакте с подошвенной водой, насыщают увлажненным диоксидом углерода вышележащий нефтяной пласт, затем отсекают подачу диоксида углерода, выдерживают пласт и переводят скважину в добывающий режим пластовой нефти, при этом направление движения пластовой нефти постоянно от пласта к забою скважины.

При подобной реализации способа добычи высоковязкой нефти создаются следующие преимущества:

• подача необходимого количества диоксида углерода через перфорацию скважины ниже водонефтяного контакта осуществляется быстрее, чем непосредственно в пласт нефтеносной породы, и при меньшем избыточном давлении, так как вода более подвижна, чем вязкая нефть и ее легче оттеснить, что позволяет сократить продолжительность обработки скважины в режиме нагнетания или понизить скорость нагнетания;

• при вводе диоксида углерода в подошвенную воду образуются пузырьки газа, в которых диоксид углерода увлажняется водой за время его подъема сквозь воду к границе раздела фаз подошвенной воды и пласта;

• при большом расходе диоксида углерода происходит сатурация подошвенной воды диоксидом углерода с образованием под кровлей пласта вокруг забойной зоны скважины слоя влагонасыщенного диоксида углерода, переходящего в слой сатурированного диоксидом углерода подошвенной воды;

• увлажненный диоксид углерода проходя в объем нефтеносного пласта не нарушает его исходной влажности и, растворяясь в нефти снижает ее вязкость, таким образом, удается устранить опасность высушивания каналов пласта, тормозящую перемещение движущейся по каналу нефти;

• при закачке диоксида углерода под водонефтяной контакт не происходит оттеснения нефти от забоя скважины и не производится осушка каналов, по которым нефть будет двигаться обратно к скважине при переводе ее в режим добывающей скважины.

Очень важным фактором интенсификации добычи нефти данным способом является то, что направление движения пластовой нефти постоянно от пласта к забою скважины: при работе скважины в режиме добычи, нефть за счет избыточного давления в пласте перемещается к забою скважины и при работе скважины в режиме нагнетания диоксида углерода происходит формирование образующегося флюида. Нефть с диоксидом углерода, так же перемещающегося в пласте к забою скважины, тогда как во всех иных известных способах ввода реагентов (например, вода, пар, диоксид углерода и др.) в пласт через нагнетательные скважины происходит по крайней мере временное оттеснение нефти формирующимся флюидом от забоя скважины в объем пласта, что неизбежно увеличивает продолжительность выдерживания пласта - не производительной стадии эксплуатации скважины.

Целесообразно работу забойной зоны скважины осуществить так, чтобы в верхней части забойной скважины использовать добывающий режим, а в нижней части - режим нагнетания, что позволяет обеспечивать цикличность работы скважины в режимах нагнетания диоксида углерода и добычи высоковязкой нефти.

Полезно отсечку подачи диоксида углерода через нагнетающую нижнюю часть забойной зоны обеспечивать продавливанием остатков диоксида углерода в водоносный слой технической водой, освобождая скважину от диоксида углерода, что не требует усложнения конструкции скважины и использования дорогостоящих реагентов.

Полезно также перевод скважины с режима нагнетания на добывающий режим обеспечивать установкой глухой пробки на пакере, разделяющем добывающую и нагнетающую части забоя скважины, что позволяет при добыче высоковязкой нефти использовать распространенное оборудование.

На фигурах 1-3 представлены схемы одного из возможных вариантов реализации заявленного способа добычи высоковязкой нефти из пластов с подошвенной водой с использованием следующих обозначений:

1 - продуктивный пласт;

2 - диоксид углерода;

3 - техническая вода;

4 - подошвенные воды;

5 - пакер;

6 - глухая пробка;

7 - насосно-компрессорные трубы;

8 - перфорация;

9 - водонефтяной контакт.

Способ добычи высоковязкой нефти из пластов с подошвенной водой реализуется следующим образом.

Вертикальная скважина проходит сквозь продуктивный пласт 1 с высоковязкой нефтью ниже водонефтяного контакта 9 и нижней частью забойной зоны вводится в подошвенную воду 4. Скважина функционирует в циклическом режиме: режим нагнетания, когда продуктивный пласт 1 обрабатывается диоксидом углерода 2 с целью снижения вязкости нефти сменяется добывающим режимом с откачкой добытой нефти, со стадией выдержки пласта, для насыщения нефти диоксидом углерода для снижения ее вязкости и повышения текучести.

При начале режима нагнетания выполняют перфорацию скважины в нижней части забойной зоны и производят закачку скважины необходимым количеством диоксидом углерода 2, который через перфорацию 8 поступает в подошвенные воды и барботирует сквозь слой подошвенной воды, увлажняясь при этом водой, частично растворяясь в подошвенной воде и поднимаясь к водонефтяному контакту 9, формируя под нижней кромкой продуктивного пласта 1 газовый слой диоксида углерода, который затем постепенно будет на стадии выдержки скважины диффундировать в продуктивный пласт. Место закачки диоксида углерода отсекают пакером 5 (фигура 1).

По завершении подачи в скважину необходимого количества диоксида углерода 2 остаток его вытесняют из скважины в подошвенную воду технической водой 3 (фигура 2), затем зону закачки отсекают установкой глухой пробки 6 в пакер 5. Насосно-компрессорные трубы 7 отсоединяют в разъединителе колонны и поднимают до кровли продуктивного пласта 1. Затем перфорируют продуктивный пласт 1. Далее скважину на стадии выдержки оставляют на пропитку продуктивного пласта 1 диоксидом углерода на заранее определенное время.

В ходе пропитки при взаимодействии нефти с диоксидом углерода 2, увеличивается проникающая способность нефти, повышается коэффициент охвата пласта и улучшается вытеснение нефти. Проникающая в нефтяной пласт вода, насыщенная диоксидом углерода, также способствует вытеснению нефти. При этом сохраняется водонасыщенность пластов, по которым движется нефть. Кроме того, при взаимодействии с диоксидом углерода, увеличивается проникающая способность нефти. Совокупность технологических приемов и физико-химических процессов приводит к повышению коэффициента охвата пласта и улучшению вытеснения нефти.

После завершения пропитки проводят освоение и вывод скважины на оптимальный добывающий режим работы скважины (фигура 3).

По мере снижения дебита скважины из-за увеличения вязкости, операционный цикл повторяют.

Для повторной закачки диоксида углерода 2 ниже водонефтяного контакта 9 спускают насосно-компрессорные трубы 7, соединяют в разъединителе колонны и извлекают глухую пробку 6 из пакера 5.

Выполнен ряд расчетных примеров для обоснования практической применимости и экономической эффективности заявляемого изобретения.

Пример 1. Рассчитана растворимость диоксида углерода в подошвенной воде при 25°С при давлениях 10 и 15 МПа по уравнению

где V - объем диоксида углерода, л, поглощенный 1 л воды;

S=1 - чистота диоксида углерода (доли);

Р - давление поступающего диоксида углерода в атм;

α - коэффициент растворимости (коэффициент абсорбции) Бунзена, соответствующий объему газа, физически растворяющегося в единице объема жидкости при давлении 1 атм, рассчитываемый при температуре системы Т (К), по зависимости

Выражение (2) применимо для чистой воды при температурах от 0 до 50°С.

При 25°С коэффициент Бунзена α для углекислого газа, вычисленный по формуле (2), составит 0,72. Следовательно, при давлении 10 МПа равновесное содержание углекислого газа в одном литре воды будет достигать 72 л/л, а при 15 МПа - 108 л/л или, соответственно, 14,1 и 21,2% масс, что свидетельствует о принципиальной возможности достижения высокого уровня насыщения подошвенной воды диоксидом углерода. Однако, при рассмотрении задачи сатурации воды диоксидом углерода, важное время имеет продолжительность контакта воды с диоксидом углерода, так как достижение равновесия требует длительного контакта двух фаз.

Пример 2. Рассчитано поглощение диоксида углерода при его барботаже сквозь слой подошвенной воды. Количество газа (моль), абсорбируемого единицей спокойной поверхности жидкости (см²) за некоторое время равно:

где А* - концентрация газа растворенного у поверхности жидкости, равновесная с составом газа в основной массе жидкости, моль/см³;

А⁰ - концентрация растворенного газа в основной массе жидкости, моль/см³;

D_A - коэффициент диффузии углекислого газа в воде, равный 2⋅10^-5 см²/с;

τ - время абсорбции, с.

Поскольку объем воды в подошвенной зоне большой, то прирост концентрации углекислого газа в массе жидкости за короткий период абсорбции незначителен и им можно пренебречь, т.е. можно принять А⁰=0.

Для увлажнения диоксида углерода при прохождении его сквозь подошвенную воду необходимо некоторое время для контакта реагента с водой. Принимая диаметр газового пузыря диоксида углерода равным диаметру перфорации скважины 0,002 м и позицию заглубления перфорации в слой подошвенной воды 0,5 м при плотности диоксида углерода при давлении 10 МПа 196,5 кг/м³, определяем величину расчетной скорости всплывания пузыря по формуле Стокса, составляющую 0,175 м/с, тогда продолжительность контакта пузырька диоксида углерода с водой от позиции перфорации до основания нефтеносного пласта около 3 секунд.

Величина Q, рассчитанная по (3), составляет при А*=72 л/л=0,0032 моль/см² удельную величину растворения диоксида углерода 0,000028 моль/см² = 12,32 г/м² поверхности контакта воды с диоксидом углерода. Тогда при вводе в скважину в режиме нагнетания 5 т/ч (25,4 м³/ч) диоксида углерода под давлением 10 МПа через перфорацию диаметром 0,002 м, суммарная поверхность газовых пузырей диоксида углерода составит 19000 м²/ч, через которую в воду переходит в течение часа 234 кг диоксида углерода из 5000 кг, введенных в скважину. Следовательно, основная часть диоксида углерода (4766 кг/ч) проходит сквозь воду и образует газовую подушку, постепенно за период выдержки пласта диффундирующую в пласт и снижающую вязкость нефти.

Пример 3. Выполнен ориентировочный расчет обводнения диоксида углерода при его барботаже через слой подошвенной воды. В связи с отсутствием надежных методов расчета обводнения в основу расчета положен расчет испарения воды с поверхности водоема по формуле (Испарение воды [Электронный ресурс] URL: https://gidrologia.ru/publikatsii/isparenie-vody.html, дата обращения 03.04.2023 г.)

где Н_исп - слой испарения в водной чаше за месяц в мм;

11,6 - коэффициент учитывающий удельную всасывающую атмосферы в мм/мб*мес;

Е1 - максимальная упругость водяных паров при заданной температуре поверхности воды в мб;

е₀ - парциальное давление водяного пара в воздухе в мб;

В - коэффициент учитывающий силу ветра, B=1+0,134Vb;

V_B - средняя скорость ветра в м/с (за месяц);

t - расчетное время испарения, измеряется в месяцах.

При адаптации уравнения (4) к задаче увлажнения диоксида углерода принято, что е₀=0, так как влажность диоксида углерода, поступающего в скважину очень мала (точка росы диоксида углерода - минус 70°С), а В=1 в силу очень низкой скорости конвективных потоков в газовых пузырях диоксида углерода. Приняв температуру подошвенной воды 25°С, получаем максимально возможную толщину испарившегося за месяц слоя воды, равную 271,44 мм. С учетом времени контакта пузырей диоксида углерода 3 секунды (пример 2) толщина испарившейся в газовый пузырь пленки воды составит 0,012 мм. Поскольку в условиях диффузии воды в газовый пузырь диоксида углерода в реальных условиях равновесие не достигается, то для в сущности начальной стадии кинетического процесса испарения и более медленной диффузии воды в диоксид углерода по сравнению с воздухом можно принять по испаряемости воды коэффициент запаса К=0,1. Тогда при вводе в скважину в режиме нагнетания 5 т/ч (25,4 м³/ч) диоксида углерода под давлением 10 МПа через перфорацию диаметром 0,002 м суммарная поверхность газовых пузырей диоксида углерода составит 19000 м²/ч, через которую из воды в объем газовых пузырей с учетом К=0,1 перейдет в течение часа 0,023 м³ воды. Ввод 23 кг/ч воды в 4766 кг/ч (пример 2) диоксида углерода в процессе его барботажа сквозь слой подошвенной воды обеспечивает обводнение диоксида углерода, далее растворяющегося в высоковязкой нефти на уровне 0,5% масс, что препятствует высушиванию каналов продуктивного пласта, снижает вязкость и увеличивает скорость транспортировки нефти по каналам в призабойную область скважины.

Пример 4. Обработаны результаты лабораторных и промышленных данных по зависимости снижения вязкости высоковязких нефтей в диапазоне 1150-150 сПз от содержания в нефти диоксида углерода в пределах 5-40% (фигура 4). Обработка массива данных показала, что для широкого диапазона исходной вязкости нефти и содержания в ней диоксида углерода рассмотренная зависимость коэффициента снижения вязкости нефти относительно исходной вязкости нефти КСВ при растворении в ней диоксида углерода изменяется в несколько раз и может быть описана уравнением

где КСВ - коэффициент снижения вязкости высоковязкой нефти, единицы;

С - концентрация диоксида углерода в нефти, %.

Полученное уравнение может быть использовано при управлении работой скважины.

Пример 5. Рассчитано изменение режима течения высоковязкой нефти в результате введения в нефть диоксида углерода при допущении, что перепад давления между давлением в пласте и добывающей скважины одинаков и для исходной высоковязкой нефти, и для обработанной диоксидом углерода нефти. Величина перепада давления при движении нефти по капилляру пласта к забойной зоне скважины для ламинарного режима течения нефти рассчитывалась по уравнению Дарси-Вейсбаха:

где ΔР - перепад давления, Па;

η - вязкость по тока нефти, сПз;

L и d - соответственно длина и диаметр капилляра, по которому движется нефть, м;

w - скорость движения нефти по капилляру, м/с;

ρ - плотность нефти, кг/м³.

С учетом того, что L₁=L₂ и d₁=d₂, а плотность высоковязкой нефти незначительно отличается от нефти с растворенным диоксидом углерода p₁ ≈ р₂ можно записать

Откуда

Тогда, например, при подаче диоксида в расчете на высоковязкую нефть 20%, можно рассчитать по уравнению (5) из примера 4 величину КСВ, равную 5,4. Следовательно при увеличении скорости перемещения нефти к забойной зоне скважины в 5,4 раза, добыча нефти из скважины увеличится в 5,4 раз и если при добыче нефти из вертикальной скважины без обработки ее выработка составляла 2 т/сутки, то за счет использования увлажненного диоксида углерода можно получить дополнительно 8,8 т/сутки нефти. Для получения дополнительной нефти на стадии функционирования скважины в режиме нагнетания, следовало ввести в скважину 2,16 т диоксида углерода. При оптовой цене жидкого диоксида углерода 14800 руб/т, затраты на реагент составят около 32000 руб, а дополнительная добыча нефти при ее цене 20000 руб/т даст 176000 руб. Таким образом, экономическая эффективность работы скважины по заявляемому изобретению составит 144000 руб/сут на стадии операционного цикла

Компоновка подземного оборудования добывающей скважины позволяет выполнять вышеописанные работы неоднократно. Для повторной закачки диоксида углерода ниже водонефтяного контакта спускают насосно-компрессорные трубы, соединяют в разделителе колонн и извлекают глухую пробку из пакера.

Таким образом, заявляемое изобретение решает задачу повышения эффективности воздействия диоксида углерода, вводимого в нефтеносный пласт, на добычу высоковязкой нефти, исключения фактора осушки призабойной зоны скважины, увеличения продуктивности и экономичности ее работы.

Изобретение относится к области добычи высоковязкой нефти и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности. Способ добычи высоковязкой нефти из пластов с подошвенной водой включает циклическую работу скважины с использованием ее как нагнетательной скважины при закачке диоксида углерода и как добывающей для отбора нефти. Диоксид углерода закачивают при нагнетательном режиме скважины в забойную зону ниже водонефтяного контакта, увлажняют диоксид углерода при его контакте с подошвенной водой, насыщают увлажненным диоксидом углерода вышележащий нефтяной пласт, затем отсекают подачу диоксида углерода, выдерживают пласт и переводят скважину в добывающий режим пластовой нефти. Направление движения пластовой нефти постоянно от пласта к забою скважины. Технический результат заключается в повышении эффективности воздействия диоксида углерода, вводимого в нефтеносный пласт, на добычу высоковязкой нефти, исключении фактора осушки призабойной зоны скважины, увеличении продуктивности и экономичности ее работы. 3 з.п. ф-лы, 4 ил., 5 пр.

1. Способ добычи высоковязкой нефти из пластов с подошвенной водой, включающий циклическую работу скважины с использованием ее как нагнетательной скважины при закачке диоксида углерода и как добывающей для отбора нефти, отличающийся тем, что диоксид углерода закачивают при нагнетательном режиме скважины в забойную зону ниже водонефтяного контакта, увлажняют диоксид углерода при его контакте с подошвенной водой, насыщают увлажненным диоксидом углерода вышележащий нефтяной пласт, затем отсекают подачу диоксида углерода, выдерживают пласт и переводят скважину в добывающий режим пластовой нефти, при этом направление движения пластовой нефти постоянно от пласта к забою скважины.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в верхней части забойной зоны скважины используют добывающий режим, а в нижней части – режим нагнетания.

3. Способ по пп. 1 и 2, отличающийся тем, что отсечку подачи диоксида углерода через нагнетающую нижнюю часть забойной зоны обеспечивают продавливанием остатков диоксида углерода в водоносный слой технической водой, освобождая ствол скважины от диоксида углерода.

4. Способ по пп. 1 и 2, отличающийся тем, что перевод скважины с режима нагнетания на добывающий режим обеспечивают установкой глухой пробки на пакере, разделяющем добывающую и нагнетающую части забойной зоны.