RU2736021C1 - Способ регулирования охвата пласта газоциклической закачкой диоксида углерода при сверхкритических условиях в добывающую скважину с помощью пенных систем - Google Patents
Способ регулирования охвата пласта газоциклической закачкой диоксида углерода при сверхкритических условиях в добывающую скважину с помощью пенных систем Download PDFInfo
- Publication number
- RU2736021C1 RU2736021C1 RU2020124576A RU2020124576A RU2736021C1 RU 2736021 C1 RU2736021 C1 RU 2736021C1 RU 2020124576 A RU2020124576 A RU 2020124576A RU 2020124576 A RU2020124576 A RU 2020124576A RU 2736021 C1 RU2736021 C1 RU 2736021C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- carbon dioxide
- well
- injection
- oil
- tubing string
- Prior art date
Links
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 246
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 127
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 title claims abstract description 119
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 104
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 39
- 239000006260 foam Substances 0.000 title claims abstract description 36
- 238000005086 pumping Methods 0.000 title abstract description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title description 38
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 126
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 126
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 51
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 42
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 36
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 32
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 claims abstract description 22
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 claims abstract description 20
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 16
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims abstract description 15
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 14
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 claims abstract description 13
- 239000008259 solid foam Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract 2
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 claims description 5
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 claims description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 16
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 9
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 37
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 14
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 10
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 9
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 9
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 9
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 7
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 7
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 6
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 5
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 5
- 125000002015 acyclic group Chemical group 0.000 description 4
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 3
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 230000004044 response Effects 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- GTACSIONMHMRPD-UHFFFAOYSA-N 2-[4-[2-(benzenesulfonamido)ethylsulfanyl]-2,6-difluorophenoxy]acetamide Chemical compound C1=C(F)C(OCC(=O)N)=C(F)C=C1SCCNS(=O)(=O)C1=CC=CC=C1 GTACSIONMHMRPD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 101710130081 Aspergillopepsin-1 Proteins 0.000 description 1
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 102100031007 Cytosolic non-specific dipeptidase Human genes 0.000 description 1
- 241000237858 Gastropoda Species 0.000 description 1
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- VTVVPPOHYJJIJR-UHFFFAOYSA-N carbon dioxide;hydrate Chemical class O.O=C=O VTVVPPOHYJJIJR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- IEJIGPNLZYLLBP-UHFFFAOYSA-N dimethyl carbonate Chemical compound COC(=O)OC IEJIGPNLZYLLBP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 150000002462 imidazolines Chemical class 0.000 description 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 125000005608 naphthenic acid group Chemical group 0.000 description 1
- 231100000252 nontoxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000003000 nontoxic effect Effects 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- -1 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 150000003512 tertiary amines Chemical class 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 229930195735 unsaturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
- C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
- C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Geology (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области добычи трудноизвлекаемых запасов нефти и газового конденсата. Технический результат - увеличение добычи трудноизвлекаемых запасов нефти с уменьшенным содержанием воды и газового конденсата за счет применения жидкого диоксида углерода и пенных систем. Способ включает закачку двух оторочек - до и после закачки диоксида углерода в добывающую скважину. При реализации газоциклической закачки диоксида углерода при сверхкритических условиях - температуре более 31,1°С и давлении более 7,38 МПа, закачку первой оторочки предусматривают в колонну насосно-компрессорных труб – НКТ - добывающей скважины в виде реагента, содержащего поверхностно-активное вещество. Затем дозируют и растворяют твердый пенообразователь в содержащейся в стволе скважины жидкости в течение не менее 3 час. После этого закачивают диоксид углерода при сверхкритических условиях. Перед периодом пропитки закачивают вторую оторочку. Ее закачка предусматривает закачку в колонну НКТ добывающей скважины композиции, содержащей смесь ингибитора коррозии и реагента, содержащего поверхностно-активное вещество. Затем дозируют и растворяют твердый пенообразователь в содержащейся в стволе скважины жидкости в течение не менее 3 час. После этого скважину закрывают на период пропитки с последующей добычей нефти из той же добывающей скважины. В качестве первой оторочки закачивают содержащий поверхностно-активное вещество реагент марки «МЛ-супер» в колонну НКТ скважины до устья скважины. Затем производят ввод стержней твердого пенообразователя из расчета 0,2-0,5 кг на 1 м3 жидкости с учетом объема колонны НКТ для растворения в стволе скважины, а в качестве второй оторочки закачивают смесь ингибитора коррозии марки «Инкоргаз-21Т-А» и реагент, содержащий поверхностно-активное вещество, марки «МЛ-супер» в установленных соотношениях и в объеме, достаточном для заполнения колонны НКТ скважины, а также из расчета 1-5 м3 на метр интервала перфорации обрабатываемого коллектора в зависимости от проницаемости коллекторов. Затем производят ввод стержней твердого пенообразователя из расчета 0,2-0,5 кг на 1 м3 жидкости с учетом объема колонны НКТ для растворения в стволе скважины. 1 з.п. ф-лы, 3 пр.
Description
Изобретение относится к способам добычи трудноизвлекаемых запасов нефти и газового конденсата с помощью пенной композиции и жидкого диоксида углерода, которые закачивают при сверхкритических условиях в нефтяные добывающие скважины, что обеспечивает разработку остаточных запасов нефти с экономическим эффектом. Для увеличения дополнительной добычи нефти перед закачкой жидкого диоксида углерода закачивают в качестве первой пенной оторочки в колонну НКТ ПАВ содержащий реагент с последующим вводом шашек твердого пенообразователя, а во второй пенной оторочке закачивают смесь ингибитора коррозии с ПАВ содержащим реагентом, также с последующим вводом шашек твердого пенообразователя.
Вследствие неоднородности большинства нефтяных пластов, при наличии участков с высокой и низкой проницаемостью происходит неравномерный охват пласта закачиваемым диоксидом углерода.
Для решения этой проблемы при закачке диоксида углерода на нефтяных месторождениях в добывающую скважину закачивают композицию, которая превращается в пенную систему в стволе скважины и в призабойной зоне после закачки жидкого диоксида углерода. Образующаяся пенная композиция при сверхкритических условиях продавливается диоксидом углерода, закачиваемым в нефтяной пласт под воздействием давления, превышающего пластовое давление, и устремляется в направлении участков, как с высокой проницаемостью, так и в низкопроницаемые участки, содержащие потенциально извлекаемую нефть, при этом увеличивается охват пласта воздействием. В пласте при сверхкритических условиях жидкий диоксид углерода превращается в сверхкритический флюид диоксида углерода (СКФ-СО2), приобретает новые свойства и превращается в эффективный и экологически чистый растворитель для высокомолекулярных фракций нефти, при этом снижает вязкость нефти в пластовых условиях.
В литературе описано влияние неоднородностей пласта на снижение эффективности извлечения нефти при реализации закачки диоксида углерода в нагнетательные скважины с добычей нефти из добывающих скважин (см., например, Whittaker S., Perkins E. Technical aspects of CO2 enhanced oil recovery and associated carbon storage. Global CCS Institute. Oct. 2013. URL).
Наличие неоднородностей пласта снижают эффективность извлечения нефти и приводят к непроизводительному расходу диоксида углерода, а также к неполному извлечению нефти на участке, подвергаемом воздействию закачкой.
Известны патенты, в которых описаны способы регулирования подвижности закачиваемого в нефтяной пласт диоксида углерода в условиях неоднородности пласта по проницаемости посредством пенных систем на основе ПАВ.
В патенте США №3.342.256 описан способ, включающий либо закачку раствора ПАВ совместно с диоксидом углерода, либо закачку раствора ПАВ перед закачкой диоксида углерода, с последующей закачкой продавливающей водной оторочки, при этом закачка указанных агентов осуществляется в нагнетательную скважину, а добыча нефти осуществляется из добывающей скважины.
В патенте США №3.529.668 описан способ, один из вариантов которого включает формирование пены на поверхности и закачку её в скважину, а другие варианты включают закачку пенообразователя в скважину перед закачкой основного рабочего агента, которым выступает газ (в том числе, диоксид углерода), закачиваемый одновременно или поочерёдно с водной жидкостью, при этом закачка указанных агентов осуществляется в нагнетательную скважину, а добыча нефти осуществляется из добывающей скважины.
Специфическими недостатками данного способа является сложность формирования пены на поверхности и её последующей закачки в скважину, а также сложность одновременной закачки диоксида углерода с водной жидкостью. Эти технологические операции требуют использования дополнительного оборудования и модификации насосной установки, предназначенной для закачки диоксида углерода.
В патенте США №4.706.752 описан способ, включающий чередующуюся закачку оторочек раствора ПАВ и смеси газов, содержащей диоксид углерода, в нагнетательную скважину, при этом добыча нефти осуществляется из добывающей скважины.
В патенте США №4.763.730 описан способ, включающий чередующуюся закачку оторочек заранее сформированной пены и газа (в том числе, диоксида углерода), при этом в качестве пенообразователя выступает альфаолефинсульфонат. В данном способе закачка осуществляется в нагнетательную скважину, а добыча нефти осуществляется из добывающей скважины.
Специфическим недостатком данного способа является сложность формирования пены на поверхности и её последующей закачки в скважину, требующие использования дополнительного оборудования.
Кроме того, известен ещё ряд патентов, аналогичных перечисленным, например, патенты США №4.773.484, №4.799.547 и №5.076.357, которые незначительно отличаются последовательностью выполнения технологических операций, а также используемыми составами ПАВ.
Общей отличительной характеристикой способов по указанным патентам является то, что закачка диоксида углерода осуществляется в нагнетательную скважину, а добыча нефти осуществляется из одной или нескольких добывающих скважин. Из данной характеристики следует и основной недостаток, общий для перечисленных способов: сложность и высокая затратность реализации проектов закачки, обусловленная необходимостью оборудования нагнетательных скважин, а также большими объёмами расхода рабочих агентов, свойственными проектам по вытеснению от скважины к скважине.
Так как механизмы распределения закачанного диоксида углерода в пласте и его взаимодействие с нефтью и породой пласта одинаково независимы от способа закачки, подобные явления должны иметь место и при реализации газоциклической закачки диоксида углерода в добывающую нефтяную скважину с добычей нефти из той же скважины независимо от способа закачки.
Известен способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода (RU патент 2652049, Е21В 43/16, опубл. 24.04.2018, Бюл. №12) в добывающую скважину при сверхкритических условиях (при температуре не менее Ткрит =31,1°С и давлении не менее Ркрит=7,38 МПа). Для увеличения дополнительной добычи нефти закачивают две оторочки смеси композиции «Дельта АСПГО» и диметилкарбоната в равных объемных долях в количестве не менее 5-20% об. от суточного объема добываемой жидкости скважины до и после закачки диоксида углерода с последующей добычей нефти из той же добывающей скважины.
Наиболее близким к заявленному способу является способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода (RU патент 2715107, Е21В 43/16, опубл. 25.02.2020, Бюл. №6) в добывающую скважину при сверхкритических условиях (при температуре более Ткрит =31,1°С и давлении более Ркрит=7,38 МПа). Для увеличения дополнительной добычи нефти закачивают до и после закачки диоксида углерода две оторочки: первую, мас%, готовую смесь вторичных ациклических предельных и непредельных, и ароматических углеводородов общей формулы С6-С18,: или композицию «Дельта АСПГО», содержащую смесь вышеуказанных углеводородов, 70-80 и водорастворимое неионогенное поверхностноактивное вещество марки Неонол АФ9 -12 20-30, и вторую оторочку, мас%, готовую смесь вторичных ациклических предельных и непредельных, и ароматических углеводородов общей формулы С6-С18 или композицию «Дельта АСПГО», содержащую смесь вышеуказанных углеводородов, 60-70, водорастворимое неионогенное поверхностноактивное вещество марки Неонол АФ9-12 10-20; регулятор фазовой проницаемости газа, по крайней мере, один из вышеуказанных маслорастворимых полимеров 5-20 в объеме 5-20 м3 на метр перфорации обрабатываемого коллектора, с последующей добычей нефти из той же добывающей скважины.
В вышеуказанных наших патентах целью закачивания оторочек было увеличение отмыва капельной нефти из низкопроницаемых пропластков пласта. При закачке вышеуказанных композиций часто наблюдаются прорывы диоксида углерода в высокопроницаемые пропластки пласта, при этом снижается охват низкопроницаемых пропластков воздействием закачки диоксида углерода.
Задачей заявленного изобретения является увеличение добычи трудноизвлекаемых запасов нефти и газового конденсата за счет увеличения охвата пласта воздействием диоксида углерода путем закачки пенных композиций, в результате закачки которых происходит выравнивание профиля приемистости, так как пенные системы проникают преимущественно, в высокопроницаемые интервалы пласта, а также уменьшают обводненность добывающих скважин за счет увеличения дебита нефти и уменьшения дебита воды.
Поставленная задача решается тем, что способ регулирования охвата пласта газоциклической закачкой диоксида углерода при сверхкритических условиях в добывающую скважину с помощью пенных систем, включающий закачку двух оторочек до и после закачки диоксида углерода в добывающую скважину, закачку диоксида углерода с последующим периодом пропитки диоксидом углерода и инициированием добычи нефти из той же добывающей скважины, отличающийся тем, что при реализации газоциклической закачки диоксида углерода при сверхкритических условиях: при температуре более Ткрит =31,1°С и давлении более Ркрит=7,38 МПа, перед закачкой диоксида углерода в скважину закачивают первую оторочку, закачка которой предусматривает операции: закачку в колонну НКТ добывающей скважины реагента, содержащего поверхностно-активное вещество, затем дозирование и растворение твердого пенообразователя в содержащейся в стволе скважины жидкости в течение не менее 3 час; затем закачивают диоксид углерода при вышеуказанных условиях, и перед периодом пропитки закачивают вторую оторочку, закачка которой предусматривает операции: закачку в колонну НКТ добывающей скважины композиции, содержащей смесь ингибитора коррозии и реагента, содержащего поверхностно-активное вещество, затем дозирование и растворение твердого пенообразователя в содержащейся в стволе скважины жидкости в течение не менее 3 час, после чего скважину закрывают на период пропитки с последующей добычей нефти из той же добывающей скважины, причем количество циклов закачки в указанной последовательности в добывающую скважину составляет не менее 1, при этом в качестве первой оторочки закачивают содержащий поверхностно-активное вещество реагент марки МЛ-супер в колонну НКТ скважины до устья скважины, затем производят ввод стержней твердого пенообразователя из расчета 0,2-0,5 кг на 1 м3 жидкости с учетом объема колонны НКТ для растворения в стволе скважины, а в качестве второй оторочки закачивают, мас.%: смесь ингибитора коррозии марки Инкоргаз-21Т-А 5-10 и ПАВ содержащий реагент марки МЛ-супер 90-95 в объеме, достаточном для заполнения колонны НКТ скважины, и 1-5 м3 на метр интервала перфорации обрабатываемого коллектора в зависимости от проницаемости коллекторов, затем производят ввод стержней твердого пенообразователя из расчета 0,2-0,5 кг на 1 м3 жидкости с учетом объема колонны НКТ для растворения в стволе скважины. При этом давление закачки диоксида углерода Рзак.СО2 находится в диапазоне: более давления критического диоксида углерода Ркрит.СО2 = 7,38 МПа и не более давления Р=0,75Рразр.пл. , где Рразр.пл – давление разрыва пласта. Предпочтительно, чтобы давление закачки на забое Рзак. заб. превышало не только давление сверхкритического диоксида Р крит.СО2 , но и минимальное давление смешиваемости диоксида углерода с пластовой нефтью Рмдс конкретного месторождения..
В качестве жидкого диоксида углерода используют жидкую углекислоту по ГОСТ 8050-85, выпускаемую в г. Тольятти Самарской области на ПАО «Тольяттиазот».
В качестве ПАВ содержащего реагента используют многофункциональный реагент марки МЛ-супер, выпускаемый по ТУ 2383-002-51881692-2000 в г. Самаре ООО «Дельта-пром», представляет собой водный раствор, содержащий поверхностно-активное вещество с добавлением органического растворителя.
Твердый пенообразователь, содержащий лигносульфонат, выпускаемый по ТУ 2455-028-00279-2014, используют в виде шашек, представляющих собой цилиндрические стержни длиной 300-500 мм и диаметром 30-50 мм, упакованные в специальную формосохраняющую полиэтиленовую оболочку. ТП, выпускаемый по ТУ 2458-004-51881692-2005 в г. Самаре ООО «Дельта-проминновации», обладает хорошей растворимостью в воде, в том числе, минерализованной с плотностью до 1100 кг/м3.
Ингибитор коррозии марки Инкоргаз-21Т выпускаемый по ТУ 20.59.59-009-76229136-2017, представляет собой смесь третичных аминов и имидазолинов на основе ПЭПА и нафтеновых кислот в смеси органических растворителей.
Помимо неблагоприятного неравномерного распределения в пласте закачиваемый диоксид углерода также может прорываться по высокопроницаемым каналам пласта к ближайшим скважинам, при этом, не влияя положительно на увеличение добычи нефти в них, поскольку охват пласта в случае такого прорыва является низким, и большая часть пластовой нефти не подвергается воздействию. На скважине, в которую осуществлялась закачка, увеличения добычи также не происходит, поскольку закачанный диоксид углерода оказался израсходованным на описанный прорыв в другие скважины, не произведя при этом полезного воздействия на пластовую нефть.
Настоящее изобретение относится к способам повышения эффективности газоциклической закачки диоксида углерода на нефтяных месторождениях путём закачки пенных систем для снижения влияния неоднородностей нефтесодержащего пласта на распределение в нём закачиваемого диоксида углерода для достижения более равномерного охвата при закачке и обеспечения взаимодействия закачиваемого диоксида углерода с возможно большим количеством нефти в пласте.
Выбранным способом снижения влияния неоднородностей пласта является способ регулирования охвата пласта газоциклической закачкой диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину с помощью пенных систем, образующихся при взаимодействии потока сверхкритического диоксида углерода с растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ) и пенообразователя.
Заявленный способ является способом регулирования охвата пласта газоциклической закачкой диоксида углерода в нефтедобывающую скважину, так как при его реализации используется одна и та же скважина как в качестве нагнетательной, так и в качестве добывающей. Способ регулирования охвата пласта газоциклической закачкой диоксида углерода довольно часто используют для залежей нефти в стадии доразрабоки истощенных и трудноизвлекаемых залежей.
Заявленный способ регулирования охвата пласта газоциклической закачкой включает закачку диоксида углерода при сверхкритических условиях в добывающую скважину с последующим периодом пропитки и с последующей добычей нефти из той же добывающей скважины, с закачкой до и после закачки диоксида углерода двух пенных оторочек.
Первую пенную оторочку в добывающую скважину закачивают так. В зависимости от обводненности добывающей скважины ствол скважины может быть заполнен полностью до устья пластовой водой, либо заполнен частично пластовой водой, либо быть безводным, поэтому для растворения твердого пенообразователя в виде шашек ствол скважины в зависимости от обводнения ее по необходимости заполняют до устья ПАВ содержащим реагентом марки МЛ-супер, затем производится ввод стержней твердого пенообразователя из расчета 0,2-0,5 кг на 1 м3 жидкости в стволе скважины.
После ввода в скважину требуемого количества стержней твердого пенообразователя выделяется время для растворения стержней не менее 3 час. После растворения пенообразователя в стволе скважины образуется содержащая ПАВ пенообразующая оторочка, создающая пенную композицию при взаимодействии с потоком закачиваемого жидкого диоксида углерода.
Закачку жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях производят при достижении вышеуказанной критической точки диоксида углерода (температуры более 31,1°С и давления более 7,38 МПа), которые обеспечивают переход диоксида углерода в сверхкритический флюид диоксида углерода (СКФ-СО2), который представляет собой новое состояние вещества, в котором исчезает различие между жидкой и газовой фазой. Многие физические свойства сверхкритического флюида: плотность, вязкость, скорость диффузии, являются промежуточными между свойствами жидкости и газа. Сверхкритический диоксид углерода является эффективным экологически чистым растворителем, и в таком состоянии лучше газовых агентов снижает вязкость нефти в пластовых условиях.
Преимуществом СКФ-СО2, как растворителя, являются: сочетание свойств газов при высоком давлении таких, как низкая вязкость и высокий коэффициент диффузии, и жидкостей – высокая растворяющая способность. Так, коэффициент диффузии СКФ-CO2 равен 10-8 м2/с, что на порядок больше, чем у жидкого CO2. Сочетание малого межфазного натяжения с низкой вязкостью и высоким коэффициентом диффузии позволяет СКФ-СО2 проникать в пористые среды более эффективно по сравнению с жидкостями и осуществлять более быстрый массоперенос, а высокая чувствительность растворяющей способности СКФ-СО2 к изменению давления и температуры обеспечивает эффективную смешиваемость в пластовых условиях СКФ-СО2 и пластовой нефти.
Кроме того, СКФ-СО2 обладает рядом других преимуществ: не токсичен, не горюч, не взрывоопасен, дешев и доступен. Сверхкритический диоксид углерода можно считать экологически чистым растворителем.
В нефтедобыче использование этих свойств СКФ-СО2 приводит к растворению трудноизвлекаемой капельной нефти, залегающей в капиллярах, со снижением ее вязкости. Особенно важно в таких условиях растворение высоковязкой нефти. Благодаря высокой диффузионной способности СКФ-СО2 создаются условия для облегчения транспортировки остаточной трудноизвлекаемой нефти из низкопроницаемых зон пласта.
Исследования показали, что применение СК-CO2 позволяет повысить коэффициент вытеснения для нефти в зависимости от исходной вязкости нефти и от содержания в нефти диоксида углеводорода (см. прототип).
Использование СКФ-СО2 в качестве растворителя дает хороший результат, хотя только углеводороды с низкой молекулярной массой смешиваются во всех пропорциях с СКФ-СО2.
С увеличением давления закачки диоксида углерода увеличивается смешивание с СКФ-СО2 фракций нефти с более высокой молекулярной массой.
С повышением давления закачки более Ркрит =7,38 МПа достигается высокая эффективность растворения СКФ-СО2 с нефтью, содержащей высокомолекулярные компоненты. Чем больше давление превышает критическое Ркрит, тем выше растворяющая способность СКФ-СО2, и соответственно выше растворимость в СКФ-СО2 высокомолекулярных фракций нефти.
Для закачки диоксида углерода с модификацией его термодинамических параметров T и P в сторону увеличения используется специальная насосная установка, например, наши мобильные комплексы для закачки жидкого диоксида углерода в нефтедобывающую скважину по патенту РФ №2677524 либо по заявке №2020107641/03(012265) – Решение о выдаче патента на изобретение от 03.07.20г..
Диоксид углерода закачивается с максимально возможной скоростью, так как чем быстрее он будет закачан в добывающую скважину, тем дальше он проникнет в пласт, и успеет проконтактировать с большим количеством нефти. СКФ-CO2 обычно закачивается в течение 24-48 часов. Объём закачки СКФ-CO2 обычно составляет 100-500 т на 1 скважину.
При осуществлении закачки с целью поддержания рабочего агента в требуемом состоянии и для избежания повреждения нефтесодержащего пласта должно выполняться следующее условие:
Ркрит.СО2 < Pзак. заб. < 0,75Pразр. пл. (1)
где Ркрит.СО2=7,38 МПа - критическое давление CO2, Pзак. заб. - среднее давление закачки на забое, Pразр. пл. - давление разрыва пласта.
Предпочтительно, чтобы давление закачки на забое Рзак. заб. превышало не только давление сверхкритического диоксида Р крит.СО2 , но и минимальное давление смешиваемости диоксида углерода с пластовой нефтью Рмдс конкретного месторождения..
Из вышеуказанных литературных данных и наших исследований получено, что закачиваемый диоксид углерода неравномерно распределяется в пласте и может прорываться по высокопроницаемым каналам пласта к ближайшим скважинам, при этом, не влияя на увеличение добычи нефти в них, так как охват пласта в случае такого прорыва является низким, и большая часть пластовой нефти не подвергаются воздействию.
Для снижения влияния неоднородностей пласта при газоциклической закачке диоксида углерода применяется пена, образующаяся при взаимодействии потока сверхкритического диоксида углерода с растворами ПАВ.
Закачиваемый сверхкритический флюид диоксида углерода при смешивании с пенообразующей оторочкой в стволе скважины и, по мере продолжения закачки, в пласте, образует оторочку пены, которая обладает рядом свойств, позволяющих регулировать подвижность СКФ-CO2 и проницаемость породы пласта. К таким свойствам относятся:
1) повышенная по сравнению с исходными компонентами (СКФ-CO2 и раствор ПАВ) вязкость пены;
2) стремление проникнуть преимущественно в высокопроницаемые каналы и участки породы пласта;
3) снижение проницаемости породы пласта, причём для более высокой проницаемости имеет место большее относительное снижение, согласно работе Bernard G. G., Holm L. W. Effect of Foam on Permeability of Porous Media to Gas. SPE Journal, Vol. 4, Issue 03, Sep. 1964. SPE-983-PA.
Использование пенообразующей оторочки позволяет направлять закачиваемый в скважину СКФ-CO2 преимущественно в участки пласта с более низкой проницаемостью, обеспечивая более эффективный охват запасов остаточной нефти воздействием, а также предотвращать непроизводительный прорыв СКФ-CO2 в соседние скважины путём блокирования пеной высокопроницаемых каналов, которые могут иметь место в пласте. Таким образом, достигается более полное использование закачанного в скважину рабочего агента и оптимальная реализация потенциальных преимуществ использования СКФ-CO2.
Технология газоциклической закачки СКФ-CO2 с реализацией смешивающегося вытеснения может обеспечить существенный прирост добычи нефти за счет перевода остаточных неизвлекаемых запасов в категорию извлекаемых. Газоциклическую закачку СКФ-CO2 также применяют в глубоко залегающих пластах и в низкопроницаемых коллекторах.
После закачки в скважину требуемого объёма СКФ-CO2 производится закачка продавливающей пенообразующей оторочки, вытесняющей СКФ-CO2 из ствола скважины в нефтеносный пласт.
Продавливающая пенообразующая оторочка представляет собой смесь следующего состава: мас.%: смесь ингибитора коррозии марки Инкоргаз-21Т-А 5-10 и реагента марки МЛ-супер 90-95 в объеме, достаточном для заполнения колонны НКТ скважины и 1-5 м3 на 1м интервала перфорации обрабатываемого коллектора в зависимости от проницаемости коллектора. В данную смесь после ее закачки в скважину производится ввод стержней твердого пенообразователя из расчета 0,2-0,5 кг на 1 м жидкости с учетом объема колонны НКТ для растворения в стволе скважины.
Состав продавливающей пенообразующей оторочки выбран исходя из следующих соображений: поскольку предполагается наличие в стволе скважины воды, способной при взаимодействии с закачиваемым диоксидом углерода вызвать коррозию металлических труб и скважинного оборудования, целесообразно применение в составе пенной оторочки, замещающей диоксид углерода в стволе скважины, смеси ингибитора коррозии и ПАВ содержащего реагента марки МЛ-супер, которые совместно с растворенным в ней твердым пенообразователем образуют пенную систему при взаимодействии с потоком газообразного диоксида углерода, образующимся при запуске скважины на добычу. Закачка второй пенной оторочки препятствует быстрому выносу потока газообразного диоксида углерода при запуске скважины. Это способствует увеличению продолжительности взаимодействия диоксида углерода с пластовой нефтью.
Закачка продавливающей пенообразующей оторочки производится в объёме достаточном для заполнения колонны НКТ скважины и 1-5 м3 на 1м интервала перфорации обрабатываемого коллектора в зависимости от проницаемости коллектора.. После закачки продавливающей оторочки, ввода шашек и растворения их производится остановка скважины на некоторый период для пропитки, то есть обеспечения реагирования закачанного СКФ-CO2 с пластовой нефтью. Этот период может составлять от 1-2 суток до 2-3 недель.
Процедура для определения необходимого времени пропитки состоит в том, чтобы наблюдать добываемые флюиды при переключении скважины на добычу. Если пропитка СКФ-CO2 закончилась, то следует ожидать выноса нефти и воды в течение первых 24-48 часов после открытия скважины на добычу. Если в течение данного периода выносится только диоксид углерода, значит, требуется дополнительное время пропитки, чтобы обеспечить достаточное смешивание СКФ-CO2 с пластовыми флюидами. Когда начинается вынос из открытой на добычу скважины пластовой нефти и воды, период пропитки следует завершить.
После завершения периода пропитки начинается добыча нефти из добывающей скважины, простимулированной закачкой СКФ-CO2.
Таким образом, учитывая вышеизложенное, предлагается способ, являющийся способом регулирования охвата пласта газоциклической закачкой сверхкритического диоксида углерода (СКФ-CO2) в нефтяные добывающие скважины со снижением влияния неоднородностей пласта на эффективность закачки путём совместного применения пенных систем на основе ПАВ содержащих реагентов и СКФ-CO2 и состоящий в следующем: в стволе нефтяной добывающей скважины путём растворения, содержащего смесь ПАВ твёрдого пенообразователя в находящейся в стволе скважины жидкости создаётся содержащая ПАВ пенообразующая оторочка, затем осуществляется закачка в указанную скважину требуемого объёма СКФ-CO2, затем осуществляется закачка в указанную скважину продавливающей пенообразующей оторочки, вытесняющей СКФ-CO2 из ствола скважины в пласт и формирующей пену, препятствующую быстрому выносу диоксида углерода при запуске скважины на добычу, затем следует остановка указанной скважины на некоторый период выдержки, затем из указанной скважины осуществляется добыча нефти.
По заявляемому способу газоциклическую закачку СКФ-CO2 в нефтяную добывающую скважину для увеличения охвата пласта воздействием с помощью пенной системы на основе ПАВ и пенообразователя производят с последующим чередованием добычи и закачки с количеством циклов не менее 1. При благоприятной реакции скважины на газоциклическую закачку, то есть, при получении дополнительной добычи нефти, количество циклов закачки может быть увеличено.
Пример 1. По заявленному способу перед закачкой сверхкритического диоксида углерода в добывающую скважину производилась закачка реагента марки МЛ-Супер, поскольку колонна НКТ обрабатываемой скважины заполнена водой только частично. Закачка реагента МЛ-Супер производилась до тех пор, пока колонна НКТ скважины не оказалась заполнена жидкостью до устья. Объём закачанного реагента составил 4м3.
Затем в колонну НКТ скважины был произведён ввод стержней ТП в количестве 2 шт., что соответствует массе введённого ТП 2 кг, поскольку масса одного стержня составляет 1 кг. Количество ТП выбиралось из расчёта 0,2 кг на 1 м3 жидкости, содержащейся в колонне НКТ и с учётом объёма колонны НКТ 8,5 м3, глубина скважины 1868 м).
Затем производилась закачка СКФ-CO2 в скважину с помощью мобильного комплекса для закачки (по патенту РФ №2677524), при этом давление закачки на устье скважины составляло Руст.=8-9 МПа, а давление закачки на забое Pзак. заб.=25-26 МПа, то есть выполнялось требование, сформулированное в выражении (1). Сжиженный диоксид углерода также подогревался до температуры 33-35 С, что в сочетании с указанными значениями давления обеспечивало его переход в состояние СКФ.
Количество закачиваемого диоксида углерода составило 300 т. Время закачки данного количества диоксида углерода составило 51 ч.
После закачки СКФ-CO2 в добывающую скважину производилась закачка продавливающей оторочки следующего состава: 95% мас. реагента марки МЛ-супер и 5% мас. ингибитора коррозии марки Инкоргаз-21Т-А в объёме 1м3 на 1 м интервала перфорации обрабатываемого коллектора, что на 6 м интервала перфорации составляет 1х6 = 6 м3, плюс объем НКТ скважины 8,5 м3 , что в сумме составляет 14,5 м3.
Затем в колонну НКТ скважины был произведён ввод стержней ТП в количестве 2 шт., что соответствует массе введённого ТП 2 кг, поскольку масса одного стержня составляет 1 кг. Количество ТП выбиралось из расчёта 0,2 кг на 1 м3 жидкости, содержащейся в колонне НКТ и с учётом объёма колонны НКТ 8,5 м3, глубина скважины 1868 м).
После проведения цикла закачки скважина была закрыта для пропитки на 1 неделю. После пробного открытия скважины на добычу в течение 24 часов наблюдался вынос из скважины только газообразного диоксида углерода, в связи с чем скважина была закрыта на дополнительную пропитку длительностью также 1 неделю. При повторном открытии скважины на добычу в течение первых 24 часов был зафиксирован вынос нефти и воды, таким образом, пропитка была завершена, и начала осуществляться добыча нефти из скважины.
Дебит по нефти данной добывающей скважины до обработки составлял 1,6 м3/сут. После обработки скважины заявляемым способом газоциклической закачки СКФ-CO2 дебит по нефти увеличился до 6,6 м3/сут., что составляет увеличение дебита нефти в 4,1 раза.
Пример 2. По прототипу перед закачкой диоксида углерода при сверхкритических условиях в добывающую скважину закачивают первую оторочку углеводородного мицеллярного раствора, содержащего, по крайней мере, одну из указанных готовых смесей: готовую смесь вторичных ациклических предельных и непредельных, и ароматических углеводородов общей формулы С6-С18,: или композицию «Дельта АСПГО», содержащую смесь вышеуказанных углеводородов, 70-80 и водорастворимое неионогенное поверхностно-активное вещество марки Неонол АФ9 -12 20-30, в объеме 5 м3 на 1 метр перфорации обрабатываемого коллектора, что на 5 метров перфорации составляет 5х5=25 м3 оторочки углеводородного мицеллярного раствора.
После закачки оторочки вышеуказанной смеси в добывающую скважину закачивают диоксид углерода при давлении на устье скважины Руст.=8-9 МПа и давлении на забое Pзак. заб.=23-25 МПа. Сжиженный диоксид углерода подогревают до температуры 15-18°С, пропуская его через нагреватель во избежание образования ледяных пробок гидратов диоксида углерода в трубах.
Количество закачиваемого диоксида углерода составляет 300 т. Диоксид углерода закачивают в течение 63 ч.
Для создания условий перехода сжиженного диоксида углерода в СКФ-СО2 необходимая пластовая температура поддерживается не менее 32°С, а пластовое давление поддерживается насосным агрегатом не менее Рпл=15 МПа.
После закачки диоксида углерода в добывающую скважину закачивают вторую оторочку, по крайней мере, одну из указанных готовых смесей: смесь вторичных углеводородов общей формулы, мас%: готовую смесь вторичных ациклических предельных и непредельных, и ароматических углеводородов общей формулы С6-С18 или композицию «Дельта АСПГО», содержащую смесь вышеуказанных углеводородов, 60-70, водорастворимое неионогенное поверхностно-активное вещество марки Неонол АФ9-12 10-20; регулятор фазовой проницаемости газа полимер марки Дипроксамин– 157 в объеме 5 м3 на 1 метр перфорации обрабатываемого коллектора, что на 5 метров перфорации составляет 5х5=25м3 оторочки.
Закачанный сжиженный диоксид углерода, который в пластовых условиях превращается в СКФ-СО2, впитывается в течение 2-4 недель после закачки.
Дебит по нефти добывающей скважины до обработки составлял 1,8 м3/сут. После обработки скважины способом газоциклической закачки диоксида углерода при сверхкритических условиях дебит по нефти увеличился до 5,8 м3/сут., что составляет увеличение дебита по нефти в 3,2 раза.
Пример 3. По заявленному способу перед закачкой сверхкритического диоксида углерода в добывающую скважину производилась закачка реагента МЛ-Супер, поскольку колонна НКТ обрабатываемой скважины заполнена водой только частично. Закачка реагента МЛ-Супер производилась до тех пор, пока колонна НКТ скважины не оказалась заполнена жидкостью до устья. Объём закачанного реагента составил 1,5 м3.
Затем в колонну НКТ скважины был произведён ввод стержней ТП в количестве 4 шт., что соответствует массе введённого ТП 4 кг, поскольку масса одного стержня составляет 1 кг. Количество ТП выбиралось из расчёта 0,5 кг на 1 м3 жидкости, содержащейся в колонне НКТ, с учётом объёма колонны НКТ 7,7 м3, глубина скважины 1546 м.
Затем производилась закачка СКФ-CO2 в скважину с помощью мобильного комплекса для закачки (по патенту РФ №2677524), при этом давление закачки на устье скважины составляло Руст.=8-9 МПа, а давление закачки на забое Pзак. заб.=22-23 МПа, то есть выполнялось требование, сформулированное в выражении (1). Сжиженный диоксид углерода также подогревался до температуры 33-35°С, что в сочетании с указанными значениями давления обеспечивало его переход в состояние СКФ.
Количество закачиваемого диоксида углерода составило 500 т. Время закачки данного количества диоксида углерода составило 79 ч.
После закачки СКФ-CO2 в добывающую скважину производилась закачка продавливающей оторочки следующего состава: 95% мас. реагента марки МЛ-супер и 5% мас. ингибитора коррозии марки Инкоргаз-21Т-А. Объём данной оторочки составил 5 м3 на 1 м интервала перфорации обрабатываемого коллектора, что на 5 м интервала перфорации составляет 5х5 = 25 м3, плюс объем НКТ скважины 7,7 м3, что объем в сумме составляет 32,7 м3.
Затем в колонну НКТ скважины был произведён ввод стержней ТП в количестве 4 шт., что соответствует массе введённого ТП 4 кг, поскольку масса одного стержня составляет 1 кг. Количество ТП выбиралось из расчёта 0,5 кг на 1 м3 жидкости, содержащейся в колонне НКТ, с учётом объёма колонны НКТ 7,7 м3, глубина скважины 1546 м.
После проведения цикла закачки скважина была закрыта для пропитки на 1 неделю. После пробного открытия скважины на добычу в течение 24 часов наблюдался вынос из скважины только газообразного диоксида углерода, в связи с чем скважина была закрыта на дополнительную пропитку длительностью также 1 неделю. При повторном открытии скважины на добычу в течение первых 24 часов был зафиксирован вынос нефти и воды, таким образом, пропитка была завершена, и начала осуществляться добыча нефти из скважины.
Дебит по нефти данной добывающей скважины до обработки составлял 0,8 м3/сут. После обработки скважины заявляемым способом газоциклической закачки СКФ-CO2 дебит по нефти увеличился до 6,5 м3/сут., что составляет увеличение дебита нефти в 8,1 раза.
Техническим результатом является увеличение добычи трудноизвлекаемых запасов нефти и газового конденсата за счет увеличения охвата пласта воздействием закачки пенных композиций, в результате закачки которых происходит выравнивание профиля приемистости, так как пенные системы проникают преимущественно в высокопроницаемые интервалы пласта, а также уменьшают обводненность добывающих скважин за счет увеличения дебита нефти и уменьшения дебита воды.
Технический результат достигается путем газоциклической закачки жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину, включающий закачку двух пенных оторочек до и после закачки диоксида углерода в добывающую скважину по заявленному способу.
Способ регулирования охвата пласта газоциклической закачкой диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину с помощью пенных систем, включающий закачку двух оторочек до и после закачки диоксида углерода в добывающую скважину, закачку диоксида углерода с последующим периодом пропитки диоксидом углерода и инициированием добычи нефти из той же добывающей скважины, отличающийся тем, что при реализации газоциклической закачки диоксида углерода при сверхкритических условиях: при температуре более Т крит =31,1°С и давлении более Ркрит=7,38 МПа, перед закачкой диоксида углерода в скважину закачивают первую оторочку, закачка которой предусматривает операции: закачку в колонну НКТ добывающей скважины реагента, содержащего поверхностно-активное вещество, затем дозирование и растворение твердого пенообразователя в содержащейся в стволе скважины жидкости в течение не менее 3 час; затем закачивают диоксид углерода при вышеуказанных условиях, и перед периодом пропитки закачивают вторую оторочку, закачка которой предусматривает операции: закачку в колонну НКТ добывающей скважины композиции, содержащей смесь ингибитора коррозии и реагента, содержащего поверхностно-активное вещество, затем дозирование и растворение твердого пенообразователя в содержащейся в стволе скважины жидкости в течение не менее 3 час, после чего скважину закрывают на период пропитки с последующей добычей нефти из той же добывающей скважины, причем количество циклов закачки в указанной последовательности в добывающую скважину составляет не менее 1, при этом в качестве первой оторочки закачивают содержащий поверхностно-активное вещество реагент марки МЛ-супер в колонну НКТ скважины до устья скважины, затем производят ввод стержней твердого пенообразователя из расчета 0,2-0,5 кг на 1 м3 жидкости с учетом объема колонны НКТ для растворения в стволе скважины, а в качестве второй оторочки закачивают, мас.%: смесь ингибитора коррозии марки Инкоргаз-21Т-А 5-10 и реагент, содержащий поверхностно-активное вещество, марки МЛ-супер 90-95 в объеме, достаточном для заполнения колонны НКТ скважины, и 1-5 м3 на метр интервала перфорации обрабатываемого коллектора в зависимости от проницаемости коллекторов, затем производят ввод стержней твердого пенообразователя из расчета 0,2-0,5 кг на 1 м3 жидкости с учетом объема колонны НКТ для растворения в стволе скважины, при этом давление закачки диоксида углерода Рзак.СО2 находится в диапазоне: более давления критического диоксида углерода Ркрит.СО2 = 7,38 МПа и не более давления Р=0,75Рразр.пл. , где Рразр.пл – давление разрыва пласта. Предпочтительно, чтобы давление закачки на забое Рзак. заб. превышало не только давление сверхкритического диоксида Р крит.СО2 , но и минимальное давление смешиваемости диоксида углерода с пластовой нефтью Рмдс конкретного месторождения.
Claims (4)
1. Способ регулирования охвата пласта газоциклической закачкой диоксида углерода при сверхкритических условиях в добывающую скважину с помощью пенных систем, включающий закачку двух оторочек - до и после закачки диоксида углерода в добывающую скважину, закачку диоксида углерода с последующим периодом пропитки диоксидом углерода и инициированием добычи нефти из той же добывающей скважины, отличающийся тем, что при реализации газоциклической закачки диоксида углерода при сверхкритических условиях - температуре более Т крит =31,1°С и давлении более Ркрит=7,38 МПа, закачку первой оторочки предусматривают в колонну насосно-компрессорных труб - НКТ добывающей скважины в виде реагента, содержащего поверхностно-активное вещество, затем дозируют и растворяют твердый пенообразователь в содержащейся в стволе скважины жидкости в течение не менее 3 час, затем закачивают диоксид углерода при сверхкритических условиях, а перед периодом пропитки закачивают вторую оторочку, закачка которой предусматривает закачку в колонну НКТ добывающей скважины композиции, содержащей смесь ингибитора коррозии и реагента, содержащего поверхностно-активное вещество, затем дозируют и растворяют твердый пенообразователь в содержащейся в стволе скважины жидкости в течение не менее 3 час, после чего скважину закрывают на период пропитки с последующей добычей нефти из той же добывающей скважины, причем количество циклов закачки в указанной последовательности в добывающую скважину составляет не менее 1, при этом в качестве первой оторочки закачивают содержащий поверхностно-активное вещество реагент марки «МЛ-супер» в колонну НКТ скважины до устья скважины, затем производят ввод стержней твердого пенообразователя из расчета 0,2-0,5 кг на 1 м3 жидкости с учетом объема колонны НКТ для растворения в стволе скважины, а в качестве второй оторочки закачивают, мас.%:
в объеме, достаточном для заполнения колонны НКТ скважины и из расчета 1-5 м3 на метр интервала перфорации обрабатываемого коллектора в зависимости от проницаемости коллекторов, затем производят ввод стержней твердого пенообразователя из расчета 0,2-0,5 кг на 1 м3 жидкости с учетом объема колонны НКТ для растворения в стволе скважины.
2. Способ газоциклической закачки по п.1, отличающийся тем, что давление закачки (Р) диоксида углерода принимают не более давления Р=0,75Рразр.пл., где Рразр.пл – давление разрыва пласта, при этом давление закачки на забое превышает не только сверхкритическое, но и минимальное давление смешиваемости диоксида углерода с пластовой нефтью конкретного месторождения.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020124576A RU2736021C1 (ru) | 2020-07-24 | 2020-07-24 | Способ регулирования охвата пласта газоциклической закачкой диоксида углерода при сверхкритических условиях в добывающую скважину с помощью пенных систем |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020124576A RU2736021C1 (ru) | 2020-07-24 | 2020-07-24 | Способ регулирования охвата пласта газоциклической закачкой диоксида углерода при сверхкритических условиях в добывающую скважину с помощью пенных систем |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2736021C1 true RU2736021C1 (ru) | 2020-11-11 |
Family
ID=73461026
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020124576A RU2736021C1 (ru) | 2020-07-24 | 2020-07-24 | Способ регулирования охвата пласта газоциклической закачкой диоксида углерода при сверхкритических условиях в добывающую скважину с помощью пенных систем |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2736021C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2787489C1 (ru) * | 2021-12-29 | 2023-01-09 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Способ обработки скважины для извлечения нефти, газа, конденсата |
| US11668171B2 (en) | 2021-08-31 | 2023-06-06 | Saudi Arabian Oil Company | Methodology to increase oil production rates in gravity drainage CO2 gas injection processes |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3442332A (en) * | 1966-02-01 | 1969-05-06 | Percival C Keith | Combination methods involving the making of gaseous carbon dioxide and its use in crude oil recovery |
| RU2420558C1 (ru) * | 2010-03-09 | 2011-06-10 | Учреждение Российской академии наук Институт проблем нефти и газа Сибирского отделения Российской академии наук | Способ извлечения углеводородов и углеродсодержащего сырья диоксидом углерода |
| RU2576267C1 (ru) * | 2015-01-15 | 2016-02-27 | Владимир Георгиевич Кирячек | Способ комбинированного воздействия на пласты, содержащие углеводороды и/или твердые органические вещества, и устройство для осуществления способа |
| RU2652049C1 (ru) * | 2017-05-17 | 2018-04-24 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину |
| RU2715107C2 (ru) * | 2018-06-20 | 2020-02-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину |
-
2020
- 2020-07-24 RU RU2020124576A patent/RU2736021C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3442332A (en) * | 1966-02-01 | 1969-05-06 | Percival C Keith | Combination methods involving the making of gaseous carbon dioxide and its use in crude oil recovery |
| RU2420558C1 (ru) * | 2010-03-09 | 2011-06-10 | Учреждение Российской академии наук Институт проблем нефти и газа Сибирского отделения Российской академии наук | Способ извлечения углеводородов и углеродсодержащего сырья диоксидом углерода |
| RU2576267C1 (ru) * | 2015-01-15 | 2016-02-27 | Владимир Георгиевич Кирячек | Способ комбинированного воздействия на пласты, содержащие углеводороды и/или твердые органические вещества, и устройство для осуществления способа |
| RU2652049C1 (ru) * | 2017-05-17 | 2018-04-24 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину |
| RU2715107C2 (ru) * | 2018-06-20 | 2020-02-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| РАДАЕВ А. В. Вытеснение нефти сверхкритичным диоксидом углерода из однородного обводненного пласта, Электронный ресурс, Сверхкритичные флюиды, Теория и практика, т. 4, 2019, с. 25-45. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US11668171B2 (en) | 2021-08-31 | 2023-06-06 | Saudi Arabian Oil Company | Methodology to increase oil production rates in gravity drainage CO2 gas injection processes |
| RU2787489C1 (ru) * | 2021-12-29 | 2023-01-09 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Способ обработки скважины для извлечения нефти, газа, конденсата |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8684079B2 (en) | Use of a solvent and emulsion for in situ oil recovery | |
| US4175618A (en) | High vertical and horizontal conformance thermal oil recovery process | |
| CA1086221A (en) | Process for recovering oil from a subterranean reservoir by means of injection of steam | |
| WO2019223346A1 (zh) | 一种封闭断块油藏氮气复合吞吐方法 | |
| RU2363718C2 (ru) | Композиция и способ повышенной добычи нефти | |
| US4232741A (en) | Temporarily plugging a subterranean reservoir with a self-foaming aqueous solution | |
| US3065790A (en) | Oil recovery process | |
| US9828815B2 (en) | Foamed fluid compositions having high salinity using anionic surfactants and methods therefor | |
| US4706752A (en) | Method for foam emplacement in carbon dioxide enhanced recovery | |
| US20140338903A1 (en) | Method for enhanced oil recovery by in situ carbon dioxide generation | |
| RU2679027C2 (ru) | Использование силицидов щелочных металлов в работах по извлечению нефти из месторождений после применения технологии chops | |
| US20180238153A1 (en) | Use of Gaseous Phase Natural Gas as a Carrier Fluid During a Well Intervention Operation | |
| US4605066A (en) | Oil recovery method employing carbon dioxide flooding with improved sweep efficiency | |
| US4161217A (en) | Hot water foam oil production process | |
| US20190093463A1 (en) | Hydraulic Fracturing with Nanobubbles | |
| RU2715107C2 (ru) | Способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину | |
| US4390068A (en) | Carbon dioxide stimulated oil recovery process | |
| US5033547A (en) | Method for decreasing mobility of dense carbon dioxide in subterranean formations | |
| US6227296B1 (en) | Method to reduce water saturation in near-well region | |
| WO2012071156A1 (en) | Enhanced oil recovery in low permeability reservoirs | |
| RU2736021C1 (ru) | Способ регулирования охвата пласта газоциклической закачкой диоксида углерода при сверхкритических условиях в добывающую скважину с помощью пенных систем | |
| US4224992A (en) | Method for enhanced oil recovery | |
| CN101691838B (zh) | 特低渗透油田注水井多组分化学微乳液降压增注的方法 | |
| RU2745489C1 (ru) | Способ газоциклической закачки смеси диоксида углерода с попутным нефтяным газом при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину | |
| US3472320A (en) | Secondary recovery method using alternate slugs of gas and water |