Способ контроля качества обработки пласта

Способ контроля качества обработки пласта

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Цель - повышение эффективности способа. В пласт через нагнетательные или добывающие скважины последовательно закачивают порции водонефтяной эмульсии (ВНЭ) с индикатором и водный раствор индикатора с вязкостью, равной вязкости ВНЭ. Водный раствор индикатора и ВНЭ содержат разные индикаторы. Вынос индикаторов контролируют в окружающих добывающих скважинах. По количеству вынесенных индикаторов судят о степени выноса разложившейся и неразложившейся ВНЭ, по которой оценивают качество обработки пласта . 5 табл.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (я)э Е 21 В 43/00

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4706811/03 (22) 19.05.89 (46) 23.11.91. Бюл. ¹ 43 (71) Государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности "Укргипрониинефть" (72) В.А. Санников и Г.А. Макеев (53) 622.245 (088.8) (56) Патент США

¹ 3372746, кл, 166 — 4, опублик.1968, (54) СПОСОБ КОНТРОЛЯ КАЧЕСТВА ОБРАБОТКИ ПЛАСТА (57) Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Цель — повыИзобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, преимущественно к способам контроля за обработкой пластов реагентами, Цел ью изобретения я вляется повы шение эффективности способа.

Способ осуществляют следующим образом, В пласт последовательно закачивают порции водонефтяной эмульсии (ВНЭ) и водного раствора индикатора с вязкостью, равной вязкости ВНЭ, в каждую порцию .

ВНЭ и водного раствора вводят отдельный индикатор, причем индикаторы вводят в добывающие или нагнетательные скважины, а их вынос контролируют в окружающих добывающих скважинах. Для этого строят калибровочные кривые зависимости оптической плотности (флуоресценции) от кон- центрации индикаторов в эталонных растворах, приготовленных на пластовой воде соответствующих скважин. Затем оп„„5U 1693230 А1 шение эффективности способа, B пласт через нагнетательные или добывающие скважины последовательно закачивают порции водонефтяной эмульсии (ВНЭ) с индикатором и водный раствор индикатора с вязкостью, равной вязкости ВНЭ, Водный раствор индикатора и ВНЭ содержат разные индикаторы. Вынос индикаторов контролируют в окружающих добывающих скважинах. По количеству вынесенных индикаторов судят о степени выноса разложившейся и неразложившейся ВНЭ, по которой оценивают качество обработки пласта. 5 табл, ределяют фоновое содержание индикаторов в продукции скважины, а также дебит жидкости и обводненность продукции скважины до закачки ВНЭ, Растворяют один индикатор в воде, используемой для приготовления эмульсии, а другой — в отдельной порции раствора полимера, Эмульсии готовят путем прокачки дегазированной нефти и раствора первого индикатора в отношении 1:1 через гидравлический смеситель в емкость. Для приготовления и закачки растворов в пласт используют стандартное промысловое оборудование (агрегаты типа ЦА-320 и,технологические емкости), При необходимости дифференцированного контроля выноса из пласта и определения стабильности отдельных порций закачанной в пласт эмульсии в каждой из порций воды,. используемой для приготовления эмульсии, и ь каждой из порций воды, закачиваемой между порциями ВНЭ, растворяют различные индикаторы.

1693230

15

V= J С(т)0(с)Й, о

Проводят последовательную закачку в пласт порций водонефтяной эмульсии с одним индикатором и порций раствора второго индикатора..Затем добывающую скважину промывают до полного отмыва индикаторов из ствола скважины.

После пуска скважины в эксплуатацию отбирают пробы жидкости, определяют дебит жидкости и обводненность, По результатам анализа проб на индикаторы определяют, выносится ли ВНЭ из пласта, а также ее стабильность. По формуле определяют количество вынесенных индикаторов и ВНЭ.

При обработке пласта водонефтяной, эмульсией, закачиваемой через нефтяные, газовые или водонагнетательные скважины, в каждую порцию эмульсии вводят отдельный индикатор, тем же отличаются и порции водных растворов индикаторов, за-качиваемых между порциями эмульсии. Для обеспечения фильтрации ВНЭ и водного раствора индикатора в интервалы пласта одинаковой проницаемости их вязкость должна быть одинаковой, Вязкость водного раствора индикатора регулируют введением водорастворимых полимеров, например

КМЦ, полиакриламида и др;

Для определения факта выноса из пласта и стабильности эмульсии в процессе дренирования скважины отбирают пробы жидкости и определяют наличие, концентрацию и количество вынесенных на поверхность индикаторов, Количество вынесенных на поверхность индикаторов U определяют по формуле где С(т) — концентрация индикатора в 1-й период времени, кг/м;

Q(t) — дебит воды в скважине в 1-й период времени, л/ч, Вынос из пласта индикатора, закачанного в водном растворе между порциями эмульсии, свидетельствует о выносе на поверхность неразложившейся на фазы эмульсии, Наличие в пробах жидкости индикаторов, закачанных в эмульсии и в водном растворе, свидетельствует о выносе разложившейся эмульсии. По количеству вынесенных индикаторов определяют количество вынесенной из пласта эмульсии, Если в продукции скважины индикаторы отсутствуют, это свидетельствует о том, что эмульсия не выносится из пласта, 30

Интерпретация результатов исследования иллюстрируется табл.1.

В качестве индикаторов могут быть использованы химические индикаторы, индикаторы радикального типа, радиоактивные индикаторы и др, Вид используемых индикаторов не влияет на технологию обработки и интерпретацию результатов исследований, а только на методику регистрации индикаторов. Необходимым условием применения любых индикаторов должна быть совместимость их между собой. При этом концентрация радиоактивных индикаторов в исходных растворах должна обеспечивать санитарные нормы безопасных условий труда, В качестве химических индикаторов рекомендуется испольэовать флуоресцин, нитрат аммония, карбамид и тиокарбамид

Требованиям совместимости и возможности дифференцированного определения незначительной адсорбции в пласте и стабильности в пластовых условиях отвечают следующие композиции химических индикаторов; нитрат аммония — флуоресцин, нитрат аммония — карбамид, нитрат аммония— тио арбамид, При использовании химических индикаторов их содержание в пробах воды из пласта определяют по зависимости оптической плотности (для карбамида, тиокарбамида и нитрата аммония) или интенсивности флуоресценции (для флуоресцеина) эталонных растворов от концентрации индикаторов, По этим данным строят калибровочные кривые, по которым определяют концентрацию индикаторов в пробах воды из пласта.

Оптическую плотность и флуоресценцию растворов определяют с помощью фотометра. При использовании лабораторного фотометра ЛМФ-72 оптическую плотность растворов карбамида определяют со светофильтром 420 нм, нитрата аммония -480 нм, интенсивность флуоресценции — со светофильтром 490 нм.

Данный способ в отличие от известного позволяет контролировать вынос из пласта не только разложившейся на фазы, но и стабильной (неразложившейся) ВНЭ. Кроме того, в случае отсутствия метящих веществ (индикаторов) в продукции скважины можно однозначно утверждать, что ВНЭ из пласта не выносится, в то время как согласно известному способу это объясняется двумя причинами: отсутствием выноса эмульсии или выносом неразложившейся эмульсии.

Способ испытан в промысловых условиях при проведении водоизоляционных работ с использованием водонефтяной эмульсии на скважинах.

1693230

Пример 1. В две скважины закачивают соответственно 110 и 27 м з водонефтяной эмульсии с эмульгаторомстабилизатором ЭС-2 и индикатором карбамидом во внутренней водной фазе.

Концентрация индикатора в воде в процессе приготовления ВНЭ составляетсоответственно 58 и 130 г/л. В скважины закачивают по 7 м раствора индикатора (нитрата аммония) с КМЦ в виде отдельных порций в промежутках между порциями

ВНЭ при концентрации индикатора 285 и

140 г/л соответственно и 14 м (первая скважина) и 12 м (вторая скважина) гелеобразующего состава на основе сульфит-спиртовой барды, бихромата натрия и пресной воды, предупреждающего вынос эмульсии из пласта, В процессе проведения обработок отбирают пробы эмульсии и в лаборатории определяют концентрацию карбамида в водной фазе ВНЭ после адсорбции на углеводородной фазе, Потеря индикатора кар-. бамида составила 18 и 23 соответственно.

После освоения скважин замеряют дебит жидкости и обводненность, определяют наличие, концентрацию и количество вынесенных из пласта индикаторов, В табл,2 представлены данные о выносе индикаторов и режиме работы скважин после проведения работ.

Исследованиями концентрации индикаторов в пробах жидкости, отобранных на протяжении 150 сут (скважина 1 — 230 проб) и 100 сут (скважина 2 — 180 проб) установлено, что эмульсия разложилась в пластовых условиях, объем вынесенного из скважины карбамида, находившегося в водной фазе

ВНЭ, составил 64 и 87 /,. а вынос нитрата аммония составил 97 и 90/ соответственно.

Неполный вынос из пласта карбамида по скважинам и снижение обводненности показывают, что проведенная обработка способствовала частичной изоляции обводненных интервалов пласта и неполному выносу эмульсии.

Пример 2. Проводят исследования по трассированию фильтрационных потоков с использованием индикатора на участке залежи в условиях значительной потери индикатора при движении меченой жидкости по пласту от нагнетательной к добывающим скважинам.

На участке месторождения эксплуатируют две добывающие скважины А и В, Поддержание пластового давления в этой зоне осуществляют путем закачки воды в нагнетательную скважину. Приемистость скважины 500 м /сут, 30 Пример 3. Использование данного способа контроля качества обработки пласта на том же. что и в примере 1, участке водонефтяной эмульсией, закачанной в нагнетательную скважину с целью установле35 ния потокоотклоняющего барьера между нагнетательной и обводненными добывающими скважинами и увеличения охвата пласта заводнением.

В нагнетательную скважину заплани40 рована закачка 400 м водонефтяной эмульсии с целью регулирования фильтрационных потоков по пласту к скважинам А и

В и снижения обводненности продукции этих скважин.

45 Для контроля качества обработки пласта по данному способу операции выполняют в следующей последовательности.

В 150 м воды, используемой для пригоз товления ВНЭ, растворяют 15000 кгиндика50 тора — нитрата аммония. Готовят 30 м водного раствора другого индикатора — кар-. бамида. Для этого в 30 м пресной воды растворяют 3000 кг индикатора и 450 кг карбоксилметилцеллюлозы для эагущения

55 раствора до вязкости, равной вязкости

ВНЭ. Готовят 250 м дегэзированной нефти з для приготовлени эмульсии. Соединяют два насосных агрегата через гидравлический смеситель с устьем скважины нагнетательной скважины и останавливают ее, 5

В табл,3 приведены геолого-техниче"кие данные по скважинам А и В в период проведения работ по трассированию фильтрационных потоков индикатором карбэмидом.

В нагнетательную скважину закачивают

10 м водного раствора индикатора (кэрбамида) при концентрации 500 л/г, Контроль за выносом индикатора проводят по добывающим скважинам А и В в течение 250 сут.

В табл.4 приведена интерпретация результатов исследований, Движение индикатора к скважинам А и

В происходит раздельно по высоко- и среднепроницаемым каналам, а общее количество вынесенного индикатора за 250 сут, наблюдения составляет всего

73,5 кг или 1,47 от общего количества закачанного в пласт индикатора. Независимо от потерь индикатора в пласте за счет эдсорбции, а также оттока его в эаконтурную зону небольшие порции меченой жидкости достигли забоев добывающих скважин по отдельным фильтрационным каналам, объем и производительность которых рассчитывают с учетом общего количества закачанного и вынесенного индикатора и других данных, 1693230

При одновременной подаче агрегатами нефти и раствора нитрата аммония на гидравлический смеситель закачивают в скважину 400 м водонефтяной эмульсии в виде отдельных порций по 100 м . В промежутке 5 между каждой из порций ВНЭ эакачивают по 10 м водного раствора индикатора карбамида с КМЦ (всего 3 порции раствора).

После закачки ВНЭ в пласт в добывающих скважинах проводят контроль эа выно- 10 сом эмульсии в окружающих добывающих скважинах А и В путем отбора устьевых проб и определения в них индикаторов, По результатам контроля за выносом индикаторов карбамида (из порций водного 15 раствора, закачанных между порциями

ВНЭ) и нитрата аммония (из водной фазы эмульсии) оценивают возможность прорыва данного реагента по трещинам к забоям добывающих скважин (табл.5). 20

Таким образом, предлагаемый способконтроля качества обработки пласта гидрофобной водонефтяной эмульсией можно использовать не только при обработке добывающих скважин, но и в случае исполь- 25 зования эмульсии для повышения нефтеот дачи пласта, Если в первом случае закачку в пласт эмульсии и индикаторов и контроль их выноса осуществляют в добывающей скважине, то во втором случае эмульсию и инди- 30 каторы закачивают через нагнетательные скважины, а вынос индикаторов контролируют в окружающих добывающих скважинах.

Предлагаемый способ контроля качества обработки пласта гидрофобной водонефтяной эмульсией позволяет повысить эффективность контроля выноса из пласта эмульсии и ее стабильности, оперативно принимать решение о проведении дополнительных мероприятий, предотвращающих вынос эмульсии из пласта, чем повышает эффективность технологических операций с использованием водонефтяных эмульсий.

Формула изобретения

Способ контроля качества обработки пласта, включающий закачку через нагнетательную скважину в пласт жидкости обработки с индикатором и вынос ее через добывающие скважины, о т л и ч а ю щ и йс я тем, что, с целью повышения эффективности способа при обработке пласта гидрофобной водонефтяной эмульсией, в качестве жидкости обработки в пласт закачивают гидрофобную водонефтяную эмульсию, после чего закачивают водный раствор другого индикатора с вязкостью, равной вязкости гидрофобной водонефтяной эмульсии, закачку эмульсии с индикатором и водного раствора другого индикатора последовательно осуществляют порциями, и в каждой порции применяют различные индикаторы, причем закачку осуществляют дополнительно через добывающую скважину, а контроль качества обработки пласта осуществляют по количеству вынесенных различных индикаторов.

1693230

Таблица 1

Виды воздействия (обработки пласта), высоков качество которых обусловлено стабильностью ипи выносом ВНЭ иэ пласта

Вид скважины, обработанной

ВНЭ

Наличие и количество извлеченного индикатора, ь от закачанного

Оценка качества обрв- Необходиные иероприятия ло поаьвению качества обработок

Из внутренней фазы

ВНЭ

Из промежуточных порций водного раствора

О"5

ВНЭ практически не выносится, обработка качественная

ВНЭ выносится в стабнльисн виде, обрэботка некачественная

ВНЭ выносится е раэложиэыеися на фазы виде, обработка некачественная

Добываю" щая

0-5

Качество обработок обусловлено стабильностью и удержанием ВНЭ в пласте: аодоизоляционные работы

6-100

0-5

Увеличить вязкость и структурно-механические свойства ВНЭ

Увеличить стабильность

ВНЭ

6-1 00

6-100 установка потокоотклоняющих барьеров и др.

Качество обработки пласта обусловлено: выносои ВНЭ из пласта

Добывающая

ВНЭ практически не вы- Необходимо перед обработ.носится, обработка не- кой уненьщить вязкость и качественная стабильность ВНЭ

ВНЭ выносится е стабнльион виде, обработка качественная

0-5

0-5

6-100

О"5 временнын блокированием зон пласта перед проведением направленной кислотной обработки очисткой призабойной эоны пласте эиульсией и др.

6" 100 6-100

ВНЭ выносится е разложив

ыеися виде, обработка качественная

Качество обработки обусловлено: стабильностью и отсутствием прорыва ВНЭ в добывающие скважины закачкой в пласт оторечек

ВНЭ для вытеснения нефти

Нагнетательная

ВНЭ не выносится, обработка качественная

Необходиио увеличить вяз. кость ВНЭ

ВНЭ выносится в стабильном аиде,обрвботка некачественная

ВНЗ выносится в разложившемся виде, обработка некачественная

0 5

Необходиио увеличить вязкость и стабильность 8IO или регулирования заводнения

° И«»

Таблица 2

Дебит жидкости, из/сут

Вынос индикаторов

Интервал времени

Обвод ненность

Скаа кина

Иэ промежуточ-ч ных порций (нитрат аммония) Из водной фазы

ВНЭ (карбамид) мг/л Ф

4 иг/л ) ь

Табли ца 3

Интервал перфорвцни

Скважина

Обводнен ность> 8

Способ эксплуатации

2617-2659

2621-2660

А

95 ЭЦН

89 фонт.

До проведения работ

Через 1 сут эксплуатации

Через 25 сут

Через 120 сут

До проведения работ

Череа 1 сут эксплуатации

Через 30 сут

Через 60 сут

Дебит жидкости, нз/cyт

208 I 30

126

99

88

96

97

91

21

Накопленная добыча жидкости, тыс.т

911

316,9

10,5

59

64

67

3.

7,5

72

97

14,8

87

1693230

12

Тз бл и ц з 4

Производи- Объем тельность,фмльтРзсстояя мме до нзгнетательной

Карактермстмки фмльтрзцмонмых зом

Количество закачанмо го индикатора по нэ" правлению к добываю" щмм скважинам,кг

Средняя скорость движения индика-, тора, и/сут

Количество вынесенного индикатора з Ф от общего количества> закачал> кого э пласт

Количество вынесенного ммдмкзторз, кг

Время дэмвенмя нндмкато" рэ, сут

Вобызающме скзафильтра> цмомных канзлое, и>/сут рз>>ионных камалов, мз вины скважины, и

475 0,12

0,01

0,24

0,06

1900 1250

Высокопроммцаемые трещины

Cреднеп роницаеные эоны

28,7

28,9

0,91

2;29

2,31

0,02

1963,26 1963,5

0 74

126-181

14,6

15,02

0,15

12,5

Всего

875

2625 3750

Высокопроницазные . 3 трещины

Среднепронмцаеные эоны

674,0

674,4

2638,15

1,18

1,21

1,47

44,4 °

45,5

73,5

138- 166 17

7,58

7,73

22>75

Всего

Итого (20 та 6 ли ца 5

Возможные варианты результатов исследований

Количество индикаторов в продукции добывающих скважин, а от закачанно- го в пласт

Качество обработки

Нитрат Карбамид аммония

Нитрат Карбамид аммония

Скважина А

Скважина В

Отсутствует прорыв ВНЭ по трещинам> качественная обработка

Прорыв стабильной эмульсии к скважине А

Прорыв стабильной эмульсии к обеим скважинам, некачественная обработка

Прорыв разложившейся на фазе эмульсии к скважине А> некачественная обработка

Прорыв разложившейся эмульсии к обеим скважинам, некачественная обработка .

Составитель Ю,Журов

Техред М. Моргентал КоРРектоР И.Муска

Редактор И.Горная

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101

Заказ 4060 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета.по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5