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

Изобретение относится к области добычи трудно извлекаемых запасов нефти и газового конденсата с помощью диоксида углерода. Технический результат - повышение эффективности добычи остаточных запасов нефти за счет использования геологически аккумулированного при технологических процессах диоксида углерода. По способу предусматривают закачку жидкого диоксида углерода в добывающую скважину. Перед закачкой жидкого диоксида углерода в скважину закачивают первую оторочку смеси композиции «Дельта АСПГО», содержащую смесь вторичных нефтепродуктов процессов пиролиза и переработки углеводородного сырья, и диметилкарбоната в равных объемных долях в количестве не менее 5-20% об. от суточного объема добываемой жидкости скважины. Затем закачивают жидкий диоксид углерода при температуре не менее Ткрит=31,1°С и давлении не менее Ркрит=7,38 МПа для использования в пласте сверхкритических условий. Затем закачивают вторую оторочку смеси композиции «Дельта АСПГО» и диметилкарбоната в равных объемных долях в количестве не менее 5-20% об. от суточного объема добываемой жидкости скважины. Количество циклов закачки в указанной последовательности в добывающую скважину должно быть не менее 3. Осуществляют пропитку зоны скважины. Затем осуществляют добычу нефти из той же добывающей скважины. 1 з.п. ф-лы, 3 табл., 3 пр.

 

Изобретение относится к способу добычи трудноизвлекаемых запасов нефти и газового конденсата с помощью жидкого диоксида углерода, который закачивают при сверхкритических условиях, что обеспечивает разработку остаточных запасов нефти с экономическим эффектом. Способ позволяет использовать в промысловых условиях для повышения добычи трудноизвлекаемых запасов нефти свойства диоксида углерода в сверхкритическом состоянии (supercritical), который способен растворять органические вещества, в том числе АСПО, содержащиеся в высоковязкой добываемой нефти, при достижении определенных критических температуры и давления. Для увеличения дополнительной добычи нефти закачивают две оторочки смеси композиции «Дельта АСПГО» и диметилкарбоната до и после закачки диоксида углерода при сверхкритических условиях.

Известен способ разработки нефти в карбонатных коллекторах (RU 1816034, E21B 43/24, опубл. 10.10.1995), по которому отбор нефти из добывающей скважины производят до падения давления в залежи не ниже давления насыщения нефти газами и давления смесимости нефти с диоксидом углерода. Затем закачивают в нагнетательную скважину кислородсодержащий газ для создания временных очагов горения для получения диоксида углерода до подъема давления в зоне горения. Операцию повторяют до равномерного выравнивания давления не выше давления закачки кислородсодержащего газа и возобновляют добычу нефти из добывающей скважины.

Известен способ доразработки истощенных залежей природных углеводородов (RU 2514078, E21B 43/16, опубл. 27.04.2014. Бюл №12), по которому в нагнетательную скважину закачивают рабочий агент, содержащий диоксид углерода, используемого частично для получения газа на основе каталитической реакции, а также доизвлечения оставшихся в пласте природных углеводородов. Рабочий агент закачивают до достижения заданного давления, при котором добывают из добывающей скважины пластовые флюиды, в том числе содержащие нефть.

Известен способ извлечения нефти (US 9.267.364 B2, опубл. 23.02.2016), включающий выполнение одного или более циклов извлечения нефти из нефтеносного пласта путем закачки в нагнетательную скважину жидкого диоксида углерода в условиях, обеспечивающих поток сверхкритического диоксида углерода (СК-CO2), закачку в поток (СК-CO2) потока поверхностно-активного вещества (ПАВ), где они образуют смесь и формирование эмульсии данной смеси в воде внутри нефтеносного пласта для контроля подвижности СК-CO2 в нефтеносном пласте и извлечение нефти из добывающей скважины.

Известен способ увеличения нефтеотдачи (МУН) (US 4.609.043, опубл. 02.09.1986), в котором диоксид углерода закачивается в нагнетательную скважину при сверхкритических условиях для того, чтобы действовать в качестве растворителя для нефти. Подвижность диоксида углерода контролируется с использованием растворенного полимера, растворимость которого повышается за счет использования азеотропообразователя, включающего полярное органическое соединение, такое как спирт или гликоль.

В вышеописанных способах рабочий агент - жидкий диоксид углерода - закачивают в нагнетательную скважину, а извлекают нефть из нефтедобывающей скважины.

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

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

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

Известен отчет исследовательского центра по энергетике и экологии университета Северной Дакоты (США) об испытаниях метода циклической закачки диоксида углерода при сверхкритических условиях на месторождении Northwest McGregor: Sorensen J.A., Schmidt D. D., Smith S.A., Knudsen D.J., Steadman E.N., Harju J.A. «Task 2: Deliverable D55 - Plains CO2 Reduction (PCOR) Partnership (Phase II) - Williston Basin Field Demonstration, Northwest McGregor CO2 Huff 'n' Puff - Regional Technology Implementation Plan (RTIP)». Final deliverable report for U.S. Department of Energy, National Energy Technology Laboratory. Cooperative Agreement No. DE-FC26-05NT42592. Energy & Environmental Research Center, University of North Dakota, Dec. 2009.

В данном отчете указывают, что закачивали в нефтедобывающую скважину диоксид углерода при сверхкритических условиях: при среднем давлении закачки на забое 34,5 МПа, на поверхности 15,2 МПа и на устье в конце закачки 19,3 МПа и средней температуре закачки на забое 82,2°C в течение 36 часов при средней скорости закачки 11,1 т/ч диоксида углерода. Затем нефтедобывающую скважину оставляли на пропитку в течение 24-48 часов, чтобы обеспечить достаточное время для смешивания диоксида углерода с пластовыми флюидами, а затем инициировали добычу нефти из той же скважины.

В указанных способах: пат. US 4.250.965, опубл. 17.02.1981 г.; пат. US 3.841.406А, опубл. 15.10.1974, и пат US 4.617.993, опубл 21.10.1986, закачивают рабочие агенты в нефтяную скважину и затем после пропитки в течение заранее определенного периода времени добывают нефть из той же нефтяной скважины. Закачку жидкого диоксида углерода в нефтяную скважину и извлечение нефти из нее производят при температуре и давлении, не достигающих критических параметров, при которых диоксид углерода превращается в сверхкритический флюид (СК-CO2), способный растворять органические вещества, в том числе фракции пластовой нефти с высокой молекулярной массой, содержащиеся в высоковязкой добываемой нефти, что позволит увеличить добычу трудноизвлекаемой нефти.

Выше указан отчет (стр. 4) об испытаниях метода циклической закачки диоксида углерода при сверхкритических условиях на месторождении Northwest McGregor США. Наиболее близкого известного патента для решения поставленных задач не нашли. Мы знаем, что циклическую закачку диоксида углерода при сверхкритических условиях проводят, но способа циклической закачки диоксида углерода при сверхкритических условиях в сочетании с указанными закачиваемыми оторочками нет, так как в качестве оторочек нами использованы композиции «Дельта АСПГО».

Наиболее близким к заявленному способу газоциклической закачки жидкого диоксида углерода указываем способ стимулирования циклической закачкой диоксида углерода (US 4.390.068, опубл. 28.06.1983), в котором диоксид углерода в жидкой фазе закачивается в пласт, впитывается в течение заранее определенного периода времени и затем инициируется добыча нефти из той же скважины, которая была использована для закачки диоксида углерода при извлечении нефти, содержащей диоксид углерода. Затем диоксид углерода отделяют от нефти.

Задачей заявленного изобретения является использование перспективного направления геоаккумулирования диоксида углерода (улавливание диоксида углерода в ходе технологического процесса и его последующая длительная секвестрация), используя проекты его утилизации на нефтяных месторождениях с целью увеличения добычи трудноизвлекаемых запасов нефти и газового конденсата, что дает возможность на современном этапе развития технологий добычи углеводородов обеспечивать разработку остаточных запасов нефти с экономическим эффектом. Например, применение диоксида углерода в сверхкритическом состоянии (supercritical), который представляет собой сверхкритический флюид (supercritical fluid), способный растворять органические, вещества, в том числе высокомолекулярные фракции пластовой нефти, содержащиеся в высоковязкой добываемой нефти, при достижении определенной критической температуры Tкрит и давления Pкрит (критическая точка: Tкрит=31,1°C и Pкрит=7,38 МПа (73,8 атм.). Свойства сверхкритического диоксида углерода как растворителя можно регулировать. Например, при повышении давления его растворяющая способность резко увеличивается.

Поставленная задача решается тем, что способ газоциклической закачки, включающий закачку жидкого диоксида углерода в добывающую скважину, с последующим периодом пропитки диоксидом углерода и инициированием добычи нефти из той же добывающей скважины, отличается тем, что закачивают в пласт жидкий диоксид углерода при температуре не менее Tкрит=31,1°C и давлении не менее Pкрит=7,38 МПа для использования в пласте сверхкритических условий и перед закачкой диоксида углерода в скважину закачивают оторочку смеси композиции «Дельта АСПГО» по ТУ 2415-006-51281692-2007, содержащей смесь вторичных нефтепродуктов процессов пиролиза и переработки углеводородного сырья, и диметилкарбоната в равных объемных долях; затем закачивают диоксид углерода при вышеуказанных условиях и перед периодом пропитки закачивают вторую оторочку смеси композиции «Дельта АСПГО» и диметилкарбоната в равных объемных долях с последующей добычей нефти из той же добывающей скважины.

2. Способ газоциклической закачки по п. 1, отличающийся тем, что давление закачки диоксида углерода Pзак.CO2 находится в диапазоне: больше давления критического Pкрит.CO2=7,38 МПа, но меньше давления разрыва пласта, но не более 0,75Pразр.пл.

3. Способ газоциклической закачки по п. 1, отличающийся тем, что смесь композиции «Дельта АСПГО» по ТУ 2415-006-51281692-2007 и диметилкарбоната в равных объемных долях закачивают в количестве не менее 5-20% об. от суточного объема добываемой жидкости скважины.

4. Способ газоциклической закачки по п. 1, отличающийся тем, что газоциклическую закачку диоксида углерода при вышеуказанных условиях в добывающую скважину производят с последующим чередованием добычи и закачки в количестве не менее 3-6 циклов.

В качестве жидкого диоксида углерода используют жидкую углекислоту по ГОСТ 8050-85.

В качестве оторочек используют смесь композиции «Дельта АСПГО» и диметилкарбоната в равных объемных долях.

Композиция «Дельта АСПГО» по ТУ 2415-006-51281692-2007, выпускаемая фирмой «Дельта-пром инновации», содержит смесь вторичных нефтепродуктов процессов пиролиза и переработки углеводородного сырья, неионогенный ПАВ и деэмульгатор.

Композиция «Дельта АСПГО» представляет собой нерастворимую в воде жидкость от светло-желтого до светло-коричневого цвета, которая содержит смесь вторичных предельных, непредельных углеводородов и ароматических углеводородов C6-C18, с плотностью 0,84-0,88 г/см3, с температурой начала кипения фракционного состава не менее 65°C до температуры конца кипения не более 280°C.

По степени воздействия на организм человека смесь нефтепродуктов относится к умеренно опасным химическим веществам 3 класса опасности по ГОСТ 12.1.007.

Диметилкарбонат (ДМК) представляет на рынке Европейская компания «Proenergo Trading», которая является официальным дилером заводов-производителей ферросплавов Металекс и Экологическая Инициатива и соответствует требованиям ГОСТ, ДСТУ и международным стандартам ISO.

Диметилкарбонат является хорошим растворителем для высокомолекулярных фракций нефти, в частности асфальтенов, и представляют собой прозрачную жидкость, содержащую 99,8% мас. этилацетата, имеет температуру кипения не выше 90°C, плотность при 20°C 1,07 г/см3, содержание спиртов/метанола не более 0,2% мас., содержание влаги не более 0,1% мас., используется при изготовлении растворителей и разбавителей.

Известны два типа способов увеличения нефтеотдачи, связанных с закачкой диоксида углерода. Первый способ включает закачку диоксида углерода в нагнетательную скважину, а раствор сырой нефти и диоксида углерода извлекают через добывающую скважину. Этот способ описывается как многоскваженная процедура вытеснения нефти диоксидом углерода. Второй способ обычно называют способом циклической закачки, при этом используется одна и та же скважина как в качестве нагнетательной, так и в качестве добывающей. Способ циклической закачки диоксида углерода довольно часто используют для залежей нефти в стадии доразрабоки истощенных и трудноизвлекаемых залежей.

Задача повышения эффективности разработки залежей газа и нефти в стадии доразрабоки истощенных и трудноизвлекаемых залежей является одной из актуальных проблем и задач нефтегазодобывающей отрасли в России и всех стран, имеющих нефтегазодобывающие отрасли.

Заявленный способ газоциклической закачки включает закачку диоксида углерода для использования его при сверхкритических условиях в добывающую скважину с последующим периодом пропитки и с последующей добычей нефти из той же добывающей скважины.

Закачка диоксида углерода при сверхкритических условиях при достижении вышеуказанной критической точки диоксида углерода (температура 31,1°C и давление 7,38 МПа) обеспечивает регулирование фильтрационного поля сверхкритического диоксида углерода, то есть такого состояния вещества, при котором исчезает различие между жидкой и газовой фазой, при этом сжиженный диоксид углерода переходит в сверхкритический флюид диоксида углерода (СКФ-CO2). Многие физические свойства сверхкритического флюида: плотность, вязкость, скорость диффузии, являются промежуточными между свойствами жидкости и газа. Сверхкритический диоксид углерода является эффективным чистым растворителем и в таком состоянии лучше других газовых агентов снижает вязкость нефти в пластовых условиях.

Преимуществами СКФ-CO2 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-CO2 проникать в пористые среды более легко по сравнению с жидкостями и осуществлять более быстрый массоперенос, а высокая чувствительность растворяющей способности СКФ-CO2 к изменению давления и температуры обеспечивает простоту разделения СКФ-СО2 и растворенных в нем веществ при сбросе давления.

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

В сравнении с жидкой фазой, СКФ-СО2 более сжимаемый, имеет больший мольный объем, что способствует образованию кластеров и нестойких комплексов, что положительно влияет на повышение растворимости. СКФ-CO2 способен эффективно растворять неполярные жидкости, например нефть, включая ее тяжелые фракции. Это достоинство объясняется высокой диффузионной способностью СКФ-CO2, в результате чего наблюдается снижение вязкости нефти в пластовых условиях.

Исследования, проведенные на добывающих скважинах на объектах ТПТ «РИТЭК-Самара-Нафта», показали, что чем выше исходная вязкость нефти, например, 330,9 мПа⋅с со скв. 301 и 785,1 мПа⋅с со скв. 402 (см. табл. 1), тем в большей степени наблюдается эффект снижения вязкости, например, при вязкости нефти в пластовых условиях 217,2 мПа⋅с и 151,9 мПа⋅с при 5% содержания диоксида углерода, вязкость нефти после воздействия диоксида углерода снизилась до 35,2 мПа⋅с и 12,4 мПа⋅с при 40% содержания диоксида углерода в нефти (см. данные табл. 1).

Основными механизмами повышения нефтеотдачи по заявленному способу газоциклической закачки при переходе сжиженного диоксида углерода в СКФ-CO2 являются способность растворять органические вещества, содержащиеся в высоковязкой добываемой нефти, снижать вязкость нефти в пластовых условиях, вызывать ее набухание, увеличивать смешиваемость СКФ-CO2 с нефтью, резко понижать межфазное натяжение на границе нефть-СКФ-CO2, снижающее влияние капиллярных сил.

В нефтедобыче использование этих свойств СКФ-CO2 приводит к растворению капельной нефти, залегающей в трудноизвлекаемых капиллярах, со снижением ее вязкости. Особенно это важно для высоковязкой нефти.

Для иллюстрации влияния одного из основных механизмов воздействия СК-CO2 на нефть - снижения вязкости нефти - был произведен теоретический расчет влияния вязкости нефти на коэффициент остаточной нефтенасыщенности (Kо.н.) и коэффициент вытеснения нефти (Kвыт.) для случая одного из нефтяных месторождений Самарской области. Расчет выполнялся на основе следующей работы - Борисов Б.Ф., Корень А.В., Лепешкина О.Ю., Карчевская Г.Н., Калинин Е.С. "Применение обобщенных корреляционных зависимостей для определения остаточной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения высоковязкой и сверхвязкой нефти на месторождениях Самарской области", Нефтяное хозяйство, №2/2017. В данной работе были установлены единые обобщенные корреляционные зависимости для коэффициентов остаточной нефтенасыщенности и вытеснения по пласту Б2 (C1) в масштабе практически всех северных месторождений Самарской области, причем в ходе установления зависимостей был использован большой массив экспериментальных данных по определению Kо.н. и Kвыт. - общий объем использованной выборки составил 268 определений. Таким образом, опора на экспериментальные данные позволяет проводить расчеты с высокой степенью достоверности. Корреляционные зависимости имеют следующий вид:

Был произведен расчет указанных выше коэффициентов для случая исходной вязкости нефти и для случаев снижения вязкости при различном содержании CO2 в соответствии с данными для нефти из двух скважин, приведенными в табл. 1. Результаты расчета представлены в табл. 2 и 3.

Из данных результатов видно, что применение СК-CO2 позволяет повысить коэффициент вытеснения нефти для нефти скважин 301 и 402 на 3-11% и 9-21% соответственно, в зависимости от исходной вязкости нефти и от содержания в нефти CO2.

Высокий эффект, подобный эффекту от использования СКФ-CO2 при добыче нефти, сложно обеспечить при использовании традиционных растворителей и технологий. В частности, из-за значительно более высокой стоимости традиционных растворителей, например, цена 1 т углеводородного растворителя составляет не менее 50000 р./т, а цена сжиженного диоксида углерода - 4000-4500 р./т.

Использование диоксида углерода в сверхкритическом состоянии в качестве растворителя дает хороший результат, хотя только углеводороды с низкой молекулярной массой смешиваются во всех пропорциях с СКФ-CO2.

Высокая эффективность растворения с помощью СКФ-CO2 достигается с нефтью, содержащей высокомолекулярные компоненты при давлении выше Pкрит=7,38 МПа, так как СКФ-CO2 очень чувствителен к перепаду давлений. Чем больше давление превышает критическое Pкрит, тем выше растворяющая способность СКФ-CO2 и соответственно выше растворимость СКФ-CO2 фракций высокомолекулярных компонентов. Поэтому опасно допускать перепады давления в сторону его понижения, так как высокомолекулярные фракции ниже критичного давления стремительно выходят из растворенного состояния и осаждаются в основном в области призабойной зоны пласта.

Чтобы избежать осаждения высокомолекулярных фракций нефти, по заявляемому способу давление закачки диоксида углерода Pзак.CO2 находится в таком диапазоне: давление в пласте и в призабойной зоне нефтедобывающей скважины поддерживается больше критического давления Pкрит.CO2=7,38 МПа, но меньше давления разрыва пласта, но не более 0,75Pразр.пл.

Нефтяные залежи, подстилаемые водой или имеющие обширные водонефтяные зоны, благоприятны для закачки диоксида углерода при сверхкритических условиях.

Проникая в коллектор, диоксид углерода замещает мобильную водяную фазу в обводненной добывающей скважине. Вода быстро насыщается диоксидом углерода. Но растворимость в воде диоксида углерода намного меньше, чем растворимость его в нефти. Поэтому нефть вмещает в себя диоксида углерода в несколько раз больше, чем вода в пластовых условиях.

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

Как правило, техника стимуляции циклической закачкой диоксида углерода в добывающую скважину является коммерчески успешной. Однако на некоторых месторождениях вышеуказанная работа оказывалась менее успешной, чем предполагалось.

При добыче нефти фракции с низкой молекулярной массой являются более подвижными по сравнению с фракциями с более высокой молекулярной массой. Поэтому более подвижные фракции после закачки диоксида углерода в первую очередь подвержены растворению диоксида углерода с увеличением объема и еще большим понижением вязкости и в первую очередь вытесняются из пласта. Часто низкая скорость потока нефти из скважины объясняется тем, что фракции сырой пластовой нефти с высокой молекулярной массой при понижении пластового давления осаждаются в проточных каналах пласта, примыкающих к добывающей скважине, и уменьшают проницаемость этих зон.

При этом заметно ухудшаются фильтрационные характеристики и снижается приток нефти к забою скважины. В результате чего происходит формирование осадка в призабойной зоне, который содержит осевшие фракции пластовой нефти с высокой молекулярной массой. Такие зоны, прилегающие к добывающей скважине, теряют пропускную способность нефти частично или полностью.

С целью увеличения дополнительной добычи нефти из труднодоступных зон, которые содержат осадки с высоким содержанием асфальтенов, парафинов и смол (АСПО), имеет смысл использовать в качестве дополнительного рычага комплексного воздействия на призабойную зону пласта химические методы воздействия на призабойную зону пласта.

По заявленному способу в качестве химического метода воздействия на призабойную зону закачивают в добывающую скважину до и после закачки сжиженного диоксида углерода оторочки вышеуказанной смеси композиции, которая создает более благоприятные условия смешивания СК-CO2 с пластовой нефтью за счет снижения минимального давления смешивания газа с пластовой нефтью, что способствует увеличению дополнительной добычи высоковязкой нефти.

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

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

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

Минимальное давление смешивания (MMP - minimum miscibility pressure) увеличивается с ростом температуры, плотности и вязкости нефти, с ростом фракций нефти с молекулярной массой C6-C30.

Коэффициент вытеснения нефти (Квыт) при закачке газа увеличивается с ростом давления.

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

Полное взаимное смешивание может быть обеспечено при давлении более 10 МПа. При закачке сжиженного диоксида углерода при сверхкритических условиях (выше 7,3 МПа) увеличивается растворимость высокомолекулярных компонентов до C30, что дает возможность вытеснения высоковязкой нефти.

Закачиваемые компоненты смеси композиции «Дельта АСПГО» и диметилкарбоната разрыхляют и растворяют осевшие осадки АСПО в призабойной зоне, что приводит к восстановлению исходной ее проницаемости.

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

Заявленный способ газоциклической закачки диоксида углерода в сверхкритических условиях отличается от близкого аналога тем, что перед закачкой диоксида углерода в сверхкритических условиях в добывающую скважину и после закачки диоксида углерода в тех же условиях закачивают оторочки смеси композиции «Дельта АСПГО», содержащей смесь вторичных нефтепродуктов процессов пиролиза и переработки углеводородного сырья, неионогенный ПАВ и деэмульгатор, и диметикарбоната в равных объемных долях, в объеме не менее 5-20% об. от суточного объема добываемой жидкости скважины.

По заявленному способу закачку диоксида углерода проводят в сверхкритических условиях, в которых диоксид углерод превращается в сверхкритический флюид, способный растворять органические вещества, в том числе асфальтено-смоло-парафиновые фракции, содержащиеся в высоковязкой добываемой нефти, при достижении критической точки диоксида углерода: температура 31,1°C и давление 7,38 МПа.

Не принижая большой роли СКФ-CO2 как эффективного растворителя при циклической закачке диоксида углерода при сверхкритических условиях, для увеличения растворения плотнослежавшихся отложений высокомолекулярных фракций нефти (АСПО) имеет смысл прибегать к закачке дополнительных растворяющих компонентов, в нашем случае к закачке вышеуказанной смеси перед закачкой и после закачки диоксида углерода в состоянии СКФ-CO2 перед стадией пропитки.

Композиция «Дельта АСПГО» является ингибитором асфальто-парафино-гидратных отложений, а диметилкарбонат является хорошим растворителем асфальтенов. Вышеуказанные смеси при закачке проникают в зоны, содержащие отложения фракций пластовой нефти с высокой молекулярной массой, сначала разрыхляют их, а затем растворяют, восстанавливая исходную проницаемость вышеуказанных зон, при этом предотвращают образование гидратов.

Кроме того, трудноизвлекаемыми являются и запасы в тех зонах нефтяного пласта, где немало нефти находится в виде тонкой пленки на поверхности породы. Для растворения этих пленок по заявленному способу закачивают смесь композиции «Дельта АСПГО», содержащую смесь предельных, непредельных и ароматических углеводородов, НПАВ и диметилкарбонат. Проходя через нефтеносную породу, указанная смесь смывает тонкие пленки нефти с породы. Все это возможно благодаря тому, что закачиваемая смесь углеводородов и НПАВ резко снижает (до 10000 раз) поверхностное натяжение на межфазной границе системы нефть-порода, нефть-углеводород. Значительно снижается межфазная вязкость, которая способствует слиянию пленок нефти и образованию нефтяной зоны с измененным краевым углом смачивания рабочей среды, улучшающей смачиваемость породы.

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

В добывающую скважину перед закачкой первого цикла жидкого диоксида углерода закачивают первую оторочку смеси композиции «Дельта АСПГО» и диметилкарбоната в равных объемных долях в количестве 5-20% об. от суточного объема добываемой жидкости скважины.

После закачки оторочки вышеуказанной смеси в добывающую нефтяную скважину закачивают сжиженный диоксид углерода двумя насосами насосного агрегата при высоком давлении (на устье скважины давление Руст=10-22 МПа и в пласте давление Рпл=15-30 МПа). Агрегат состоит из емкости для хранения сжиженного диоксида углерода, насосного блока и нагревателя. Емкость предназначена для хранения доставляемого на место закачки диоксида углерода, насосный блок служит непосредственно для закачки сжиженного диоксида углерода. Насосный блок включает два насоса суммарной производительностью 60 л/мин. Нагреватель предназначен для повышения температуры сжиженного диоксида углерода до температуры 15-18°C во избежание образования ледяных пробок гидратов диоксида углерода в трубах. Для создания условий перехода сжиженного диоксида углерода в сверхкритическое состояние для получения сверхкритического флюида СКФ-CO2 пластовое давление поддерживается насосным блоком не менее Рпл=12 МПа, а температура должна быть не менее 32°C.

При осуществлении закачки должно выполняться следующее условие:

Pкр. CO2<Pзак. заб. <0,75Pразр. пл.,

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

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

После осуществления закачки жидкого диоксида углерода производится закачка второй оторочки смеси композиции «Дельта АСПГО» и диметилкарбоната в равных объемных долях в количестве 5-20% об. от суточного объема добываемой жидкости скважины.

Закачанный диоксид углерода впитывается в течение 2-4 недель после закачки. Процедура для определения необходимого времени пропитки состоит в том, чтобы наблюдать добываемые флюиды при переключении скважины на добычу. Если СКФ-СО2 достаточно впитался, то следует ожидать выноса нефти и воды в течение первых 24-48 часов. Если в течение данного периода выносится только диоксид углерода, значит, требуется дополнительное время пропитки в течение 1-2 недель, чтобы обеспечить достаточное смешивание СКФ-CO2 с пластовыми флюидами.

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

По заявленному способу газоциклическую закачку диоксида углерода при сверхкритических условиях в добывающую скважину производят с последующим чередованием добычи и закачки в количестве не менее 3-6 циклов.

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

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

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

Применение химических методов воздействия как дополнительного рычага комплексного воздействия оправдано в труднодоступных зонах, зашлакованных слежавшимися отложениями асфальтенов, парафинов и смол. Дополнительное воздействие вышеуказанной жидкой смеси необходимо для растворения отложений и восстановления исходной проницаемости призабойной зоны.

Технология заявленного способа газоциклической закачки жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях предусматривает последовательную закачку оторочек вышеуказанной смеси в добывающую скважину до и после закачки жидкого диоксида углерода с последующей выдержкой на переход его в СКФ диоксида углерода и осуществление диффузионных процессов во время пропитки, затем инициирование добычи высоковязкой и высокопарафинистой нефти. До и после закачки диоксида углерода СКФ-CO2 в добывающую скважину закачивают смесь композиции «Дельта АСПГО» и диметилкарбоната в равных объемных долях.

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

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

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

Пример 1. По заявленному способу перед закачкой диоксида углерода при сверхкритических условиях (при давлении выше 7,38 МПа и температуре выше 31,1°C) в добывающую скважину закачивают оторочку смеси композиции «Дельта АСПГО» и диметилкарбоната (ДМК) в равных объемных долях в количестве 5% об. от суточного объема добываемой жидкости скважины, что составляет 3690 л.

После закачки оторочки вышеуказанной смеси в добывающую скважину закачивают сжиженный диоксид углерода двумя насосами насосного агрегата при давлении на устье скважины и в пласте Руст=10-12 МПа и Рпл=19-21 МПа соответственно. Сжиженный газ подогревают до температуры 15-18°C, 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-CO2 необходимая пластовая температура поддерживается не менее 32°C, а пластовое давление поддерживается насосным блоком не менее Рпл=15 МПа.

При закачке сжиженного диоксида углерода выполняется условие закачки:

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

То есть давление закачки на забое скважины (Pзак. заб.) больше критического давления диоксида углерода (Pкр. CO2), но меньше давления разрыва пласта, но не более 0,75Pразр. пл.

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

Жидкий диоксид углерода закачивают в течение 24-48 час. После закачки сжиженного диоксида углерода в добывающую скважину закачивают вторую оторочку смеси композиции «Дельта АСПГО» и диметилкарбоната (ДМК) в равных объемных долях в количестве 5% об. от суточного объема добываемой жидкости скважины, что составляет 3690 л.

Закачанный сжиженный диоксид углерода, который в пластовых условиях превращается в сверхкритический флюид СКФ-CO2, 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 3 циклов.

Дебит добывающей скважины до обработки составлял 3,8 м3/сут.

После обработки скважины способом газоциклической закачки диоксида углерода при сверхкритических условиях дебит нефти увеличился до 7,8 м3/сут., что составляет увеличение дебита нефти в 2.05 раза.

Пример 2. По прототипу в добывающую скважину закачивают сжиженный диоксид углерода двумя насосами насосного агрегата при давлении на устье скважины и в пласте Pуст=4-5 МПа и Pпл=13-14 МПа соответственно. Сжиженный газ подогревают до температуры 15-18°C, пропуская его через нагреватель во избежание образования ледяных пробок гидратов диоксида углерода в трубах.

Количество закачиваемого диоксида углерода составляет 300 т.

Пластовая температура в пласте 32°C, а пластовое давление поддерживается насосным блоком не менее Pпл=12-13 МПа.

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

Диоксид углерода закачивают в течение 24-48 час.

Закачанный сжиженный диоксид углерода 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 прототипу газоциклическую закачку диоксида углерода в добывающую скважину произвели с последующим чередованием добычи и закачки реагентов в количестве 3 циклов.

Дебит добывающей скважины до обработки составлял 3,8 м3/сут.

После обработки скважины способом газоциклической закачки диоксида углерода при сверхкритических условиях дебит нефти увеличился до 7,8 м3/сут., что составляет увеличение дебита нефти в 2.05 раза.

Дебит добывающей скважины до обработки составлял 4,1 м3/сут.

После обработки скважины способом газоциклической закачки диоксида углерода дебит нефти увеличился до 6,4 м3/сут., что составляет увеличение дебита нефти в 1,5 раза.

Пример 3. По заявленному способу перед закачкой диоксида углерода при сверхкритических условиях (при давлении выше 7,38 МПа и температуре выше 31,1°C) в добывающую скважину закачивают оторочку смеси композиции «Дельта АСПГО» и диметилкарбоната (ДМК) в равных объемных долях в количестве 10% об. от суточного объема добываемой жидкости скважины, что составляет 4540 л.

После закачки оторочки вышеуказанной смеси в добывающую скважину закачивают жидкий диоксид углерода двумя насосами насосного агрегата при давлении на устье скважины и в пласте Pуст=10-12 МПа и Pпл=19-21 МПа соответственно. Сжиженный газ подогревают до температуры 15-18°C, 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-CO2 необходимая пластовая температура поддерживается не менее 32°C, а пластовое давление поддерживается насосным блоком не менее Pпл=15 МПа.

При закачке сжиженного диоксида углерода выполняется условие закачки:

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

То есть давление закачки на забое скважины (Pзак. заб.) больше критического давления диоксида углерода (Pкр. CO2), но меньше давления разрыва пласта, но не более 0,75Pразр. пл.

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

Диоксид углерода закачивают в течение 24-48 час. После закачки сжиженного диоксида углерода в добывающую скважину закачивают вторую оторочку смеси композиции «Дельта АСПГО» и диметилкарбоната (ДМК) в равных объемных долях в количестве 10% об. от суточного объема добываемой жидкости скважины, что составляет 4540 л.

Закачанный сжиженный диоксид углерода, который в пластовых условиях превращается в сверхкритический флюид СКФ-CO2, впитывается в течение 2-4 недель после закачки. Для определения необходимого времени пропитки проводят наблюдение за добываемыми флюидами при переключении скважины на добычу. При достаточном времени пропитки при открывании скважины на добычу происходит вынос нефти и воды в течение первых 24-48 час.

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

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

По заявленному способу газоциклическую закачку диоксида углерода при сверхкритических условиях в добывающую скважину произвели с последующим чередованием добычи и закачки реагентов в количестве 6 циклов.

Дебит добывающей скважины до обработки составлял 3,4 м3/сут.

После обработки скважины способом газоциклической закачки диоксида углерода при сверхкритических условиях дебит нефти увеличился до 9,2 м3/сут., что составляет увеличение дебита нефти в 2.7 раза.

Техническим результатом является использование перспективного направления геоаккумулирования диоксида углерода с использованием его утилизации на нефтяных месторождениях с целью увеличения добычи трудноизвлекаемых запасов высоковязкой нефти и газового конденсата с экономическим эффектом. Предложен способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода в добывающую скважину при сверхкритических условиях. Для увеличения дополнительной добычи нефти закачивают две оторочки смеси композиции «Дельта АСПГО» и диметилкарбоната в равных объемных долях до и после закачки диоксида углерода при сверхкритических условиях.

1. Способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину, включающий закачку жидкого диоксида углерода в добывающую скважину с последующим периодом пропитки диоксидом углерода и инициированием добычи нефти из той же добывающей скважины, отличающийся тем, что закачивают жидкий диоксид углерода при температуре не менее Ткрит=31,1°С и давлении не менее Ркрит=7,38 МПа для использования в пласте сверхкритических условий и перед закачкой диоксида углерода в скважину закачивают первую оторочку смеси композиции «Дельта АСПГО», содержащую смесь вторичных нефтепродуктов процессов пиролиза и переработки углеводородного сырья, и диметилкарбоната в равных объемных долях в количестве не менее 5-20% об. от суточного объема добываемой жидкости скважины, затем закачивают диоксид углерода при вышеуказанных условиях и перед периодом пропитки закачивают вторую оторочку смеси композиции «Дельта АСПГО» и диметилкарбоната в равных объемных долях в количестве не менее 5-20% об. от суточного объема добываемой жидкости скважины с последующей добычей нефти из той же добывающей скважины, причем количество циклов закачки в указанной последовательности в добывающую скважину должно быть не менее 3.

2. Способ газоциклической закачки по п. 1, отличающийся тем, что давление закачки диоксида углерода Рзак. принимают в диапазоне: больше давления критического Ркрит=7,38 МПа, но меньше давления разрыва пласта - Рразр.пл., не более 0,75Рразр.пл.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к эксплуатации газовых скважин на завершающей стадии разработки, в режиме самозадавливания.
Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для разработки участка нефтяной залежи на поздней стадии эксплуатации нефтегазового месторождения.

Настоящее изобретение относится к высококонцентрированным безводным аминным солям углеводородполиалкоксисульфатов, причем эти соли выбраны из группы замещенных аминов, предпочтительно - алканоламинов.

Изобретение относится к горной и нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано в нефтяных скважинах на трудноизвлекаемых и истощенных месторождениях.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, и направлено на увеличение нефтеотдачи месторождений с карбонатными и терригенными коллекторами с повышенным содержанием карбонатов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений заводнением продуктивных пластов. Технический результат - повышение эффективности заводнения за счет регулирования проницаемости высокопроницаемых каналов, изменения направлений фильтрационных потоков путем закачки в нагнетательные скважины оторочек реагентов оптимального объема, выравнивания фронта вытеснения и подключения остаточной нефти.
Изобретение относится к способу извлечения битума из битуминозных песков. Способ извлечения битума включает стадию обработки битуминозных песков с помощью простого эфирамина гликоля, где обработка предназначена для битуминозных песков, извлеченных с помощью добычи на поверхности или добычи in situ, причем простой эфирамин гликоля имеет следующую структурную формулу: R-(OC2H4)x-NH2 или R-(OCH2CH(CH3))y-NH2, где R представляет собой С1-C6 алкильную или фенильную группу и x и y независимо равны 1-3.

Изобретение относится к способу добычи и отделения нефти. Способ добычи нефти, в котором пропускают минерализованную исходную воду, имеющую общее содержание растворенных твердых веществ («TDS») больше, чем 5000 ч/млн, через ионный фильтр для образования обработанной воды, имеющей пониженную степень минерализации по сравнению с исходной водой, при этом часть исходной воды не проходит через ионный фильтр с образованием ретентата, имеющего повышенную степень минерализации по сравнению с исходной водой, используют по меньшей мере часть обработанной воды, имеющей пониженную степень минерализации, в качестве водной текучей среды, имеющей ионную силу не более 0,15 моль/л и общее содержание растворенных твердых веществ от 200 до 10000 ч/млн, вводимой внутрь нефтеносного пласта, добывают нефть и воду из пласта после введения водной текучей среды внутрь пласта, смешивают деэмульгатор и соляной раствор, имеющий общее содержание растворенных твердых веществ больше, чем 10000 ч/млн, с по меньшей мере частью нефти и воды, добытых из пласта, и отделяют нефть от смеси нефти, воды, деэмульгатора и солевого раствора, причем по меньшей мере часть ретентата используют в качестве по меньшей мере части указанного соляного раствора.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для решения задач по восстановлению коллекторских свойств прискважинной зоны продуктивных пластов добывающих нефтегазовых скважин и вовлечения в разработку трудноизвлекаемых и нерентабельных запасов углеводородов, а также может быть использовано для повышения приемистости нагнетательных скважин и для декольматажа фильтров и прифильтровых зон гидрогеологических скважин.

Изобретение относится к интенсификации притока в скважину для увеличения нефтегазодобычи. В способе борьбы с фильтрационными потерями в формации, содержащем закачивание водной жидкости, содержащей эмульсию, стабилизированную поверхностно-активным веществом и имеющую внутреннюю битумную фазу, в формации происходит обращение битумной эмульсии путем прибавления агента-инициатора обращения эмульсии.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к разработке многообъектного месторождения. Способ разработки нефтяного месторождения включает бурение наклонно направленных добывающих и нагнетательных скважин, отбор из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины. Перед бурением скважин определяют зоны совмещения в плане двух нефтеносных объектов разной стратиграфической принадлежности с расстоянием между ними по вертикали от 100 до 400 м, выделяют зоны нефтеносных объектов толщиной от 0,5 до 50 м. При толщине нефтеносных объектов от 0,5 до 4 м бурят как минимум одну вертикальную скважину и разрабатывают одновременно-раздельным способом нефтеносные объекты. При толщине нефтеносных объектов от 4 до 50 м бурят горизонтальные скважины (ГС). Вначале ГС бурят на нижний нефтеносный объект эксплуатации. Точки входа в нефтеносные объекты по ГС в плане отстоят друг от друга на половину расстояния проектной сетки по ходу бурения. Бурение производят с зенитным углом 68-80° на кровле верхнего нефтеносного объекта. После падения зенитного угла опять производят набор зенитного угла до 74-83° на кровлю нижнего нефтеносного объекта и заходят в нефтеносный объект на 12 м ниже кровли по стволу. Затем проводят геофизические исследования скважин (ГИС), уточняют гипсометрию кровли и спускают обсадную колонну труб. После изолирования заколонного пространства проводят ГИС по определению герметичности заколонного пространства. После бурят горизонтальный ствол меньшим диаметром по длине, равной расстоянию сетки, с выходом в нефтеносном объекте на 89-91° в зависимости от структурных особенностей рельефа кровли нижнего нефтеносного объекта в направлении к забою в плане, причем в зонах с подошвенной водой ствол располагают выше водонефтяного контакта (ВНК) на 10-45 м, а в зонах без подошвенной воды - выше плотных подстилающих пород на 2-46 м. Горизонтальный ствол заполняют гидроэмульсионным раствором. Затем бурят верхний горизонтальный ствол в верхнем нефтеносном объекте со съемного клина-отклонителя. Горизонтальный ствол зарезают над кровлей или в пределах нефтеносного объекта и бурят с меньшим диаметром и по тому же азимуту, что и нижний ствол, с допустимым расхождением от 0 до 7° и с выходом в объекте на 89-91° в зависимости от падения или подъема рельефа кровли нефтеносного объекта в направлении к забою в плане. Причем ствол располагают выше ВНК на 10-45 м в зонах с подошвенной водой, а в зонах без подошвенной воды выше плотных подстилающих пород на 2-46 м. Ствол оставляют открытым или обсаживают фильтром в зависимости от петрофизических особенностей нефтевмещающих пород. Скважину обустраивают оборудованием одновременно-раздельной эксплуатации и вводят ее в эксплуатацию. Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения, а также уменьшить срок разработки за счет выработки запасов двух объектов одной сеткой скважин. 2 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, в частности к скважинным струйным установкам, и предназначено для добычи пластовых флюидов из скважин с одновременным интенсифицирующим воздействием на прискважинную зону продуктивного пласта. Погружная эжекционная установка для добычи пластового флюида из скважины содержит установленный на внутренней колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) эжекторный насос. При этом эжекторный насос включает корпус, в котором установлены соосно внутренней колонне (НКТ) сопло и камера смешения с диффузором, параллельно которой выполнены аксиальные каналы для подвода рабочего потока. При этом для подвода эжектируемого потока каналы в корпусе выполнены аксиальными, со стороны верхнего конца они сообщены с приемной камерой эжекторного насоса, а со стороны нижнего конца - со всасывающей полостью корпуса погружной эжекционной установки, в котором также расположена подвижная тарель. Тарель открывается при перепаде давления и выполняет функцию обратного клапана. При этом в качестве сопла используется сопло-кавитатор, состоящее из первого входного участка, выполненного в виде коноидального насадка для максимального значения коэффициента скорости и расхода движущейся жидкости, радиусом скругления, равным 2÷5 диаметрам наименьшего сечения (2÷5 d); второго цилиндрического участка диаметром d, длиной lц=2÷3d; третьего конически расходящегося участка с углом раскрытия 13°30' и длиной lд=8÷12d. При этом кавитационный режим истечения в проточной части эжекторного насоса сводится к нахождению коэффициента эжекции, при котором возникает кавитация, по приведенному математическому выражению. Техническим результатом является повышение дебита скважины, увеличение коэффициента извлечения пластового флюида, возможность регулирования значения депрессии, снижение эксплуатационных затрат. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к системам нефтепромыслового обустройства при разработке месторождений тяжелых нефтей и природных битумов. Система обустройства месторождения тяжелой нефти и природного битума включает источник пресной воды с трубопроводом пресной воды, добывающие и нагнетательные скважины, установку подготовки нефти и блок водоподготовки. Добывающие скважины соединены через трубопровод продукции скважин и дожимную насосную станцию с установкой подготовки нефти, а также сообщены трубопроводом затрубного газа с трубопроводом топливного газа. Установка подготовки нефти оснащена трубопроводом товарной нефти и трубопроводом попутно добываемой воды, сообщенным с блоком водоподготовки. Через трубопровод рассола, кустовую насосную станцию и водовод, оснащенный блоком дозирования ингибитора коррозии, блок водоподготовки сообщен с нагнетательными скважинами. Трубопровод продукции скважин оснащен блоком дозирования деэмульгатора и групповой замерной установкой, установленной после блока дозирования деэмульгатора. Блок водоподготовки снабжен трубопроводом уловленной нефти для ее возврата на установку подготовки нефти, оснащенную дополнительно системой нагрева продукции с трубопроводом топливного газа и трубопроводом попутного нефтяного газа. Блок водоподготовки соединен с трубопроводом пресной воды для ее глубокой очистки с целью обеспечения парогенератора необходимым объемом воды при объемах добычи нефти не более 10% от проектного максимального объема добычи нефти. А также блок водоподготовки связан через трубопровод глубокоочищенной воды с парогенератором, который для нагрева воды соединен с трубопроводом топливного газа, а через паропровод сообщен с паронагнетательными скважинами. Кроме того установка подготовки нефти сообщена с блоком водоподготовки через блок очистки от сероводорода. Блок очистки от сероводорода выполнен с возможностью отдувки попутно добываемой воды отводимыми от парогенератора дымовыми газами, подаваемыми в блок очистки от сероводорода по трубопроводу отвода дымовых газов от парогенератора. При этом блок очистки от сероводорода снабжен трубопроводом отвода на обезвреживание дымовых газов, содержащих извлеченный из воды сероводород. Предлагаемое изобретение позволяет увеличить срок службы оборудования, а также повысить эффективность очистки за счет дополнительной глубокой очистки попутно-добываемой воды от сероводорода дымовыми газами парогенератора. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти из неоднородного нефтяного пласта путем регулирования охвата пласта заводнением и перераспределения фильтрационных потоков. По первому варианту предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при начальном давлении закачки, при приемистости нагнетательной скважины от 200 до 400 м3/сут закачивают водную дисперсию наполнителя и щелочного реагента до увеличения давления закачки на 5-30% от начального давления закачки при следующем содержании компонентов, мас.%: наполнитель - 0,01-1,0, щелочной реагент - 0,01-3,0, вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3 - остальное, в качестве наполнителя используют древесную муку или доломитовую муку, в качестве щелочного реагента - 10%-ный водный раствор гидроксида натрия или тринатрийфосфата, затем закачивают композицию, содержащую щелочной реагент и воду, до увеличения давления закачки на 10-50% от начального давления закачки, не превышающего максимального допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты, при следующем соотношении компонентов, мас.%: щелочной реагент - 0,1-5,0, вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3 - остальное, в качестве щелочного реагента используют 10%-ный водный раствор гидроксида натрия или тринатрийфосфата, и осуществляют ее продавку в пласт водой в объеме 10-15 м3, при этом закачку в пласт указанных водной дисперсии наполнителя и щелочного реагента и композиции, содержащей щелочной реагент и воду, осуществляют в объемном соотношении (1-5):(4-1). По второму варианту предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при начальном давлении закачки, при приемистости нагнетательной скважины от 400 до 800 м3/сут закачивают водную дисперсию наполнителя и щелочного реагента двумя оторочками, первую оторочку водной дисперсии наполнителя и щелочного реагента закачивают до увеличения давления закачки на 10-30% от начального давления закачки при следующем содержании компонентов, мас.%: наполнитель - 0,1-1,5, щелочной реагент - 0,1-5,0, вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3 - остальное, в качестве наполнителя используют древесную или доломитовую муку, в качестве щелочного реагента - 10%-ный водный раствор гидроксида натрия или тринатрийфосфата, затем осуществляют закачку второй оторочки водной дисперсии наполнителя и щелочного реагента до увеличения давления закачки на 15-50% от начального давления закачки, не превышающего максимального допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты, при следующем содержании компонентов, мас.%: наполнитель - 0,05-1,2, щелочной реагент - 0,05-3,5, вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3 - остальное, в качестве наполнителя используют древесную или доломитовую муку, в качестве щелочного реагента - 10%-ный водный раствор гидроксида натрия или тринатрийфосфата, после закачки второй оторочки осуществляют ее продавку в пласт водой в объеме 15-20 м3, при этом закачку в пласт указанных оторочек осуществляют в объемном соотношении (1-4): (3-1). Технический результат заключается в повышении эффективности за счет снижения обводненности и увеличения охвата пласта. 2 н.п. ф-лы, 4 табл.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для очистки стенок скважины от твердых отложений, декольматации призабойной зоны пласта и увеличения подвижности пластовых флюидов. Способ генерирования и модуляции волн давления в стволе нагнетательной скважины, в котором собирают комбинированную акустическую колебательную систему, состоящую из двух совмещенных акустических колебательных систем. При этом внешняя акустическая колебательная система представляет собой струйный резонатор Гельмгольца и включает входное сопло, камеру-резонатор и выхлопной канал. Внутренняя акустическая колебательная система представляет собой свисток Гальтона и включает входное сопло и втулку-резонатор. Причем обе акустические колебательные системы возбуждаются одновременно одной струей газа, подаваемой из общего кольцевого сопла на острые входные кромки выхлопного канала и втулки-резонатора соответственно. Соединяют кольцевое сопло с каналом насосно-компрессорной трубы и осуществляют по ней подачу в скважину газа, организуют за кольцевым соплом струю газа и направляют ее на острые входные кромки выхлопного канала и втулки-резонатора. Генерируют колебания давления на острых входных кромках выхлопного канала и усиливают их амплитуду в камере-резонаторе. Генерируют колебания давления высокой частоты на острых входных кромках втулки-резонатора и усиливают их амплитуду во втулке-резонаторе. Генерируют колебания давления низкой частоты на острых входных кромках выхлопного канала и усиливают их амплитуду в камере-резонаторе. Формируют на выходе из комбинированной акустической колебательной системы волновой пакет, включающий волны давления высокой и низкой частоты, выполняют их взаимную модуляцию с образованием волны разностной частоты, амплитуду которой усиливают за выхлопным каналом и направляют в призабойное пространство пласта через перфорационные отверстия в стенке обсадной трубы. Техническим результатом является повышение подвижности флюидов в призабойной зоне пласта и усиление механического воздействия на твердые отложения. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи неоднородных по проницаемости, заводненных нефтяных пластов путем регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин. Способ обработки нагнетательных скважин включает последовательную закачку в продуктивный пласт трех порций сшивающихся полимерных систем (СПС) на основе гидролизованного полиакриламида (ПАА) и ацетата хрома (АХ) в качестве сшивателя. Концентрация реагентов в средней порции выше критической концентрации гелеобразования на 10-15%, а в первой и третьей порции концентрация ПАА составляет 0,4-1,0%. Концентрация АХ - 0,04-0,1%, остальное - вода. Перед проведением обработки в лабораторных исследованиях устанавливается критическая концентрация гелеобразования сшивающейся полимерной системы в условиях, близких к условиям месторождения. Технический результат заключается в повышении эффективности способа обработки нагнетательных скважин. 1 табл., 4 ил.

Изобретение относится к флюиду для обработки скважин для повышения добычи углеводородов из пласта и способам его использования. Флюид для обработки скважин, включающий сшиватель - ацетилацетонат циркония, растворенный в растворителе - бензиловом спирте, и гидратируемый полимер, способный к гелеобразованию в присутствии ацетилацетоната циркония. Способ интенсификации подземного пласта, через который проходит скважина, включающий закачивание в скважину указанного выше флюида. Способ интенсификации подземного пласта, через который проходит скважина, заключающийся в том, что в скважину закачивают флюид для обработки скважин, включающий ацетилацетонат циркония, растворенный в смеси бензилового спирта и 2,2-диметил-1,3-диоксолан-4(ил)-метанола, и гидратируемый полимер, способный к гелеобразованию в присутствии сшивающего агента - ацетилацетоната циркония, и замедляют сшивку флюида для обработки скважин, пока температура внутри скважины составляет по крайней мере 100°F. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 3 н. и 21 з.п. ф-лы, 4 пр., 4 ил.

Изобретение относится к области добычи трудно извлекаемых запасов нефти и газового конденсата с помощью диоксида углерода. Технический результат - повышение эффективности добычи остаточных запасов нефти за счет использования геологически аккумулированного при технологических процессах диоксида углерода. По способу предусматривают закачку жидкого диоксида углерода в добывающую скважину. Перед закачкой жидкого диоксида углерода в скважину закачивают первую оторочку смеси композиции «Дельта АСПГО», содержащую смесь вторичных нефтепродуктов процессов пиролиза и переработки углеводородного сырья, и диметилкарбоната в равных объемных долях в количестве не менее 5-20 об. от суточного объема добываемой жидкости скважины. Затем закачивают жидкий диоксид углерода при температуре не менее Ткрит31,1°С и давлении не менее Ркрит7,38 МПа для использования в пласте сверхкритических условий. Затем закачивают вторую оторочку смеси композиции «Дельта АСПГО» и диметилкарбоната в равных объемных долях в количестве не менее 5-20 об. от суточного объема добываемой жидкости скважины. Количество циклов закачки в указанной последовательности в добывающую скважину должно быть не менее 3. Осуществляют пропитку зоны скважины. Затем осуществляют добычу нефти из той же добывающей скважины. 1 з.п. ф-лы, 3 табл., 3 пр.

Наверх